icci_2012_bildiriler_kitabi_36174

BİLDİRİLER KİTABIPROCEEDINGS BOOK

II

© Bu kitapta yayınlanan yazı ve grafiklerin her hakkı mahfuzdur. Sektörel Fuarcılık Ltd. Şti’nin yazılı izni alınmadan, kaynak gösterilerek de olsa iktibas edilemez. Bildirilerin bütün sorumluluğu yazarlarına, ilanların sorumluluğu ilan sahiplerine aittir.

© All rights reserved. No parts of this publication may be reproduced in any form or by any means, whether as a source without the consent of the Sektörel Fuarcılık Ltd. Şti. The responsibility of all presentations and ads belong to their authours and owners.

Sektörel Fuarcılık Ltd. Şti. Balmumcu Bahar Sok. No: 2/13Beşiktaş/İstanbulTel : (0212) 288 00 46Faks : (0212) 211 38 50web sitesi : www.sektorelfuarcilik.com

Baskı ve Cilt / Şan OfsetAyazağaTel: 0212 289 24 24


III

ÖNSÖZ

Değerli Katılımcılar,

Enerji sektörünün global olarak çalkantılı ve dinamiklerin hızlı değiştiği bir gelişim içerisinde olduğu son yıllarda, sektör oyuncularının uluslararası bir ortamda durum değerlendirmesi yaptıkları, gelişmeleri paylaştıkları etkinlikler her zamankinden daha büyük önem taşıyor. Bu anlamda Türkiye’de düzenlenen en önemli organizasyon olan Uluslararası Enerji ve Çevre Fuarı ve Konferansı (ICCI®), 18. yılında “Türkiye ve Avrasya’nın En Büyüğü” olma ünvanını da elde etti.

Enerji ve çevre sektörlerinin sorunlarının ve çözüm önerilerinin tartışılması ve enerji üretim teknolojisindeki yeni gelişmeler ve uygulamalar hakkında bilgi ve tecrübe paylaşımına imkan sağlaması bakımından ICCI®, sektör temsilcilerini bir araya getiren önemli bir platform. Enerji sektöründeki gelişmelere paralel olarak daha fazla uzmanı, bilim insanını ve sanayiciyi bir araya getiren etkinlik, üç gün sürecek olan yoğun bir programa sahip. Konferans süresince kamudan, özel sektörden ve sivil toplum örgütlerinden pek çok katılımcıyla bir araya gelerek, enerji sektörünün sorunlarını tartışmaya açacak ve bu sorunlara uygun çözüm alternatifleri yaratmaya çalışacağız.

1994 yılından beri düzenli olarak her yıl gerçekleştirilen ve istikrarlı ve güvenilir bir etkinlik olan ICCI®, yalnızca ülkemizde değil, uluslararası alanda da en önemli enerji etkinliklerinden biri haline gelmiştir. Fuar, Konferans ve İkili İş Görüşmelerini aynı anda sunarak yeni bir konsept yaratan ICCI® Fuarı ve Konferansı, bu yıl da B2B İkili İş Görüşmeleri’ne ev sahipliği yapacak. Yeni iş birlikleri geliştirmek ve ticaret hacmini artırmak amacıyla Türk firmalarının Sudan’dan Avusturya’ya kadar 16 farklı ülkeden uluslararası delegeler ve alım heyetleriyle aynı masada buluştuğu bu etkinlikler de geçen seneki gibi yine çok büyük ilgi görecek.

Enerji sektörüne yön verenlerin katılımlarıyla gerçekleştirilecek olan ICCI® Konferansı’nda, düzenlenecek 7 ayrı panel ve 39 oturum ile sektörün en önemli gündem maddeleri tartışmaya açılacak. Konferansta üç gün boyunca sunulacak bildirilerin toplandığı bu kitap, gündeme gelecek olan değerli görüşlerin toplandığı önemli bir referans belgesi niteliğindedir.

Ayrıca ICCI®, enerji alanında özverili çalışmaları teşvik etmek amacıyla, geçtiğimiz yıl Türkiye’de ilk defa verdiği Enerji Oscar’ları ile de farklı bir ayrıcalık yarattı. Organizasyondan sonra Mayıs ayında sahiplerini bulacak olan “Enerji Oscar Ödülleri 2011”, yenilenmiş şekliyle enerji sektörüne verilen hizmetleri ve yapılan katkıları desteklemek ve ileri vadede yapılacak projeleri ve hizmetleri de teşvik etmek amacı taşıyor. Bu çerçevede, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, Çevre ve Şehircilik Bakanlığı, Ekonomi Bakanlığı, Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu’nun destekleri ile İTO, TÜSİAD, MÜSİAD, EMSAD, GENSED, HESİAD, MMG, PETDER, TDBB ve TÜRKOTED gibi kuruluşlarımızın da bizlere sunduğu bilgi ve teknik katkılarla, Sektörel Fuarcılık tarafından düzenlenen bu konferansın ve fuarın ülkemiz enerji ve çevre sektörleri için oldukça önemli ve yararlı olduğuna inanıyor, destekleyen ve organizasyonda emeği geçen herkesi kutluyorum.

Selahattin ÇİMENICCI® 2012 Yürütme Kurulu Başkanı


IV

Değerli Katılımcılar,

1994 yılından beri, her yıl Türkiye’nin enerji otoritelerini bir araya getirerek, sektörün sorunlarını gündeme taşıyan, bu sorunlara ışık tutan ve beraberinde çözüm alternatifleri yaratan bir platform haline gelen ICCI®, bu yıl 18. yaşına giriyor...

Her geçen yıl, Türkiye’de enerji piyasalarında yaşanan dinamizmin bize verdiği katkıyla temellerini daha sağlam bir zemine oturtturduğumuz etkinliğimiz, bugün artık hem Türkiye’nin hem de bölgemizin, enerji ve çevre alanında düzenlenen en etkili ve kapsamlı organizasyonu haline geldi. Uluslararası çapta hem konferans hem fuar ve hem de ikili iş birliklerine olanak sağlayarak, milyar dolarları bulan iş hacminin yaratıldığı B2B etkinlikleri ile ICCI®, diğer organizasyonlardan ayrılarak, farkını çoktan kanıtlamıştır. Ayrıca, bu sene ikinci defa sahiplerini bulacak olan “ICCI® Enerji Ödülleri” de, sektörün yatırım ve katkı anlamında teşvik edilmesi yönünde önemli bir etkiyle, ICCI®’nın farkını pekiştirmektedir.

18. yılını doldurduğumuz 2012’de, ICCI®’nın gerek konferans içerik ve kapsamıyla, gerekse fuar alanında sergilenen ürün ve çözümlerin çeşitliliğiyle, ne kadar ivme kazandığına umarım sizler de şahit olacaksınız. Ve siz değerli katılımcıların desteği ve önemli katkılarıyla, ICCI®’nın ilerleyen yıllarda etkisini çok daha artırarak, enerji sektöründe ulusal ve uluslararası ölçekte bir enformasyon köprüsü haline geleceği kuşkusuz.

Zira Türkiye, bugün küresel ölçekte yaşanan tüm ekonomik ve sosyal olumsuzluklara rağmen, dünyanın en büyük ilk 10 ekonomisinden biri olmayı hedefliyor. Hedefimiz büyük, ancak bu hedefe doğru attığımız adımlar da bir o kadar büyük ve sağlam... Biz bu emellerimize ulaşmaya çalışırken, ekonomik kalkınmamızın sürdürülebilir olması da bir o kadar önemli. İşte bu noktada, ekonomimizi sırtlayan tüm önemli diğer sektörler gibi, enerji sektörüne de bu aşamada çok kritik roller ve görevler düşüyor. Nitekim, enerji piyasalarındaki yapılanma sürecinin hızlanması, enerji teknolojilerinde gelişen Ar-Ge ve inovasyon kavramı, yatırım ortamının canlanması, yeşil üretim, yeşil tüketim, enerji tasarrufu ve verimliliği konularında her geçen gün yükselen bilinç gibi etmenler, enerji sektörünü besliyor, önünü açıyor ve ilerletiyor. Neticede, her geçen yıl daha çok büyüyen, gelişen ve adından söz ettiren sektörümüz, Türkiye’nin kalkınmasına paralel, kamu ve özel sektörün başarılı iş birlikleriyle önümüzdeki yıllarda çok daha önemli noktalara gelecektir.

Biz de sektörün bize verdiği umutla, karar vericiler ile birlikte kamunun, özel sektörün ve bu işin ilmini yapan akademik camianın en önemli temsilcilerini bir araya getirip; konuşulmayanları konuşmak, çözülmeyeni çözmek için bir platform oluşturma hizmetini sunmaya devam edeceğiz. ICCI 2012’de sunulan bildirilerden oluşan bu kitap ve kongre süresince yürütülen tartışmalardan elde edilen sonuçların, enerji sektörünün geleceğine dair, ilgili bütün kesimlerin yararlanacağı önemli bir kaynak olacağını ümit ediyoruz.

Ve ICCI 2012’ye desteklerini esirgemeyen, başta Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, Çevre ve Şehircilik Bakanlığı, Ekonomi Bakanlığı, Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu, Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü olmak üzere; İTO, MÜSİAD, TÜRKOTED, HESİAD, GENSED, TDBB, MMG, EMSAD ve PETDER gibi kurum ve kuruluşlara şükranlarımızı sunuyoruz.

Enerji sektöründe önemli gelişmelerin yaşanacağına inandığımız 2012 yılında, artık 18. yaşıyla rüştünü ispatlamış bir etkinlikte, güzel yarınları düşlemeniz dileğiyle...

En derin saygılarımızla,

Süleyman BulakSektörel Fuarcılık Ynt. Krl. Bşk.

GİRİŞ


V

İÇİNDEKİLER / INDEX

Enerji Santralleri ve Farklı Yönlerden Mukayeseli Değerlendirmesi .................................................................................................... 1A. Beril TUĞRUL

Elektrik Piyasası Yan Hizmet Muayeneleri .............................................................................................................................................. 5Ahmet Kürşad ÇANAKÇI

Development of An Open Architecture Controlller For The Highest Safety Levels ........................................................................... 8Albert De KLER, Bart VISSCHER, Jeroen Van Der TOGT

Elektrik Enerjisi Ticaretinde Kredi Riski Yönetimi ...............................................................................................................................13Aslı Poyraz KUNT

Elektrik Sektöründe İlgili Ürün Pazarı Tanımlamanın Önemi ..............................................................................................................16Başak ARSLAN

Kurumsal Sürdürülebilirlik ve Ürün Çeşitlendirme Açısından Karbon Nötrlük ................................................................................21Bengisu ÇORAKÇI

Modern Gasturbines To Meet The Future Market Demands ...............................................................................................................25Bo PERSSON

Power Plant Solutions for Emerging Markets ......................................................................................................................................28Burcu COŞKUN, Socrates PASTROMAS

European Law Aspects – Renewable Energy In Europe (EU) .............................................................................................................32Dorothée JANZEN

Bitkisel ve Hayvansal Atıklardan Biyogaz Üretim Pilot Tesisi ............................................................................................................37E. Alptekin YAĞMUR, Osman YALDIZ, Günnür KOÇAR, Halil İbrahim SARAÇ, Kamil EKİNCİ, Durmuş KAYA

Rüzgar Enerji Santrallerinin Çevre ve Planlama Açısından Değerlendirilmesi .................................................................................40Ebru ARICI

Evaluation of Environmental and Social Aspects For Hydropower Projects In Turkey Within The Financing Process Of Internatıonal Public Banks .....................................................................................................................................................................42Ece AKARCA, Beate KOHLER, Stephan HEIMERL, Gökçen BECEREN

Hastanelerde ve Alışveriş Merkezlerinde Trijenerasyon Uygulamaları .............................................................................................45Emine FİLOĞLU

Wind Energy Power Plants, Electricity Market Conditions and Feed In Tariff Applications.............................................................48Erinç KISA

Kuzey Kıbrıs’ta Biyoenerji ve Biyoürün Üretim Olanakları .................................................................................................................51Ertan AKÜN

Gün Öncesi Elektrik Piyasasında Saatlik Fiyat Tahmini ......................................................................................................................55Fatih KÖLMEK

Kömürün Gazlaştırılması ve Çoklu Üretim Uygulamalarında Kullanımı ............................................................................................59Fehmi AKGÜN, Yeliz ÇETİN, Alper SARIOĞLAN, Serhat GÜL, Ömer Faruk GÜL, Sinan ŞAL

Biyogaz Projeleri İçin Fizibilite Hazırlanması ve Değerlendirme Kriterleri ........................................................................................65Ferit IŞIK, Evren DÖNMEZ

Uzaktan Okuma Teknolojileri .................................................................................................................................................................68Gökhan YANMAZ Substrate Feed Optimization and Control Of Agricultural Biogas Plants .........................................................................................71Daniel GAIDA, Peter KERN, Christian WOLF, Michael BONGARDS, Gül YILDIRIM


VI

Fire Fighting Solutions In Wind Energy Systems ................................................................................................................................76Hande Topal BIYIKLI

Continuous Process Quality Monitoring and Early Detection of Faults By Means of Key Performance Indicators InPower Plant Operation ............................................................................................................................................................................80Harald SPLIESSGARDT

Nükleer Güç Santrallerinin Kurulmasının ve İşletilmesinin Hukuki Altyapısının Değerlendirilmesi ..............................................83Harun KILIÇ

Enerji Yatırımlarında Uyuşmazlıkların Çözümünde Tahkim -Hukuki Dayanağı, Güncel Tahkim Kararlarının Analizi ve Sonuçlarının Değerlendirilmesi- ..........................................................87Harun KILIÇ

Wind And Solar Energy Market In Turkey – Risk And Opportunities ................................................................................................93Helmut KLUG

Türkiye Doğal Gaz Piyasasında Liberalleşme Sürecinde BOTAŞ İletim Sistemi ve Üçüncü Taraf Erişimine İlişkin Değerlendirmeler.................................................................................................................................96Hızır Hakan ÜNAL

Rüzgâr Hızı Ölçümündeki Hataların Enerji Üretimine Etkileri ve Rüzgar Hızı Ölçümünde Yeni Stratejiler ................................. 100İskender KÖKEY

Dünyada Yük Yönetim Sistemi Uygulamaları .................................................................................................................................... 103Kürşat TANRIÖVEN

Elektrik Piyasası Yan Hizmet Muayeneleri ......................................................................................................................................... 107Levent KILIÇ

Elektrik Santral Projesinin Kurulumunun Örnek Tesis ve İşletme Verileri Üzerinden Yeniden Değerlendirilmesi .................... 111Levent KILIÇ

Smart Grids – The Key For A Clean, Secure and High Developed Energy Supply ........................................................................ 114Leyla GÜRAN

Türev Enstrümanları, Elektrik Piyasalarındaki Uygulamaları ve Türkiye Elektrik Piyasasındaki Yeri ......................................... 117Mehmet Tuna KÖK

Vestas and The Carbon Conscıous Corporations Approach ........................................................................................................... 121Mirella Amalia VITALE

Türkiye Elektrik Piyasası Bilgi Servisi (TPIS) .................................................................................................................................... 126Murat KUTLUTÜRK

Hidroelektrik Enerji Yatırımlarında Teşvik Uygulamaları ve Özel Sektör Tarafından Karşılaşılan Zorluklar ............................... 129Mustafa GÜRBÜZ

Temiz ve Sürdürülebilir Bir Gelecek İçin Hidrojen Enerjisi Teknolojileri........................................................................................ 133Mustafa HATİPOĞLU

Türkiye’de Isıl ve Elektrik Enerjisi Açısından Güneş Enerjisi Sektörünün Gelişimi ve Bugünkü Durumu ................................. 137Necdet ALTUNTOP, Doğan ERDEMİR

Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunca Yürütülen Kamulaştırma Çalışmaları Hakkında Genel Bir Değerlendirme ................. 141Neşe LEBLEBİCİ

Yük-Frekans Kontrolü ve Türkiye Elektrik Sistemi Uygulamaları, Genel Değerlendirmeler ......................................................... 145Oğuz YILMAZ

Enerji Politikaları Penceresinden Arap Baharının Genel Analizi ve Farklı Coğrafyaları Etkileme İhtimalleri ............................. 153Oğuzhan AKYENER

Assessment and Comparison of An Operational Wind Farm Using Wind Atlas and CFD Methods ........................................... 157Ömer Emre ORHAN, Çiğdem ÜNALAN, Barış BAYIRLAR, Gökhan AHMET


VII

Risk Paylaşımı ve Finansman Gereklilikleri Açısından Enerji Tesisi Kurulum Sözleşmesi (EPC Kontrat) ve Bazı Esaslı Maddeleri ........................................................................................................................................................................... 160Ömer KESİKLİ

Toplu Konutlarda Kojenerasyon Uygulamaları İçin Alternatif Yaklaşımlar .................................................................................... 166Özay KAS

Dar Çaplı Jeotermal Kuyular ve Kuyu Kontrolü ................................................................................................................................ 169Özgür Çağlan KUYUMCU, Umut Z. Destegül SOLAROĞLU

Power Plant Automation – SPPA T3000 ............................................................................................................................................. 174Serkan BAKILLI

Sustainable Biomass To Clean Energy Pathways: Alternatıve/Clean Energy Incubators ............................................................ 177Serpil GÜRAN

Deniz Suyu Soğutma Kuleleri ............................................................................................................................................................. 180Sinan ÖZÇELİKAY

The Anemos Wind Atlas For Turkey................................................................................................................................................... 184Heinz-Theo MENGELKAMP, Joachim GEYER, Tayfun HIZ

The High Available and Efficient Coal Fired Power Station ............................................................................................................. 187Wolfgang A. BENESCH, Martin HAY, Jacob T. VERGHESE

Lisanssız Elektrik Üretimi ve Rüzgar Türbinleri ................................................................................................................................ 191Yalçın KIROĞLU

Elektrik Dağıtım Faaliyetinde Kalite.................................................................................................................................................... 194Yelim Nur ŞİRİN

Mekansal Çoklu Kriterli Karar Verme Analizi İle Elektrik İletim Hattı İçin Güzergah Seçimi ......................................................... 198Yiğit DEDEMEN

Farklı Nükleer Santrallerin Kurulum Maliyet Analizleri ..................................................................................................................... 202Z. Hazal TURANLI, A. Beril TUĞRUL

Türkiye Enerji Politika ve Stratejileri .................................................................................................................................................. 206Zeynep GÜNAYDIN, Serhat AKPINAR

POSTER BİLDİRİLER

Synthesis And Characterization Of Poly(Polyethylene Glycol Monomethyl Ether Acrylate) Polymers As Solid-Solid Phase Change Materials For Thermal Energy Storage ............................................................................................................................... 213Derya KAHRAMAN, Cemil ALKAN

Rüzgâr Enerjisi Dâhil Olan Güç SistemlerindeEkonomik Yük Dağıtımı Probleminin Çözümü .................................................... 217Emrah ÇETİN, Ferhat DALDABAN

Elektrik Piyasası Yan Hizmet Muayeneleri ......................................................................................................................................... 221Nurkan BAYKARA

Rüzgar Türbinlerinin Aeroelastik Tasarımı ........................................................................................................................................ 223Özgün KORUKÇU

Catalytic Oxidation For Elimination Of Hazardous Off Gases Emissions Lessons Learned At Haldor Topsoe .................................226Torben HANSEN, Soner TETİK

Production Of Innovative Energy Saving Material From Poor Quality Wool Fibers ...................................................................... 228Arzu KURU, Şennur Alay AKSOY, Cemil ALKAN

İklim Değişikliğiyle Mücadele ve Türkiye ........................................................................................................................................... 231 Alper SAKİTAŞ, Şükrü ŞAFAK, Sadi CİVELEKOĞLU


1

ENERJİ SANTRALLERİ VE FARKLI YÖNLERDEN MUKAYESELİ DEĞERLENDİRMESİ

Prof. Dr. A. Beril TUĞRULİstanbul Teknik Üniversitesi, Enerji Enstitüsü

ÖZET Artan nüfus, teknolojik gelişmeler ve sanayileşme, enerji ihtiyacını daha da artırmakta ve enerjinin önemini pekiştirmektedir. Dönüşümü ve kullanımının kolay olması nedeniyle gelişen teknolojide, elektrik enerjisinin dolayısıyla elektrik santrallerinin yadsınamaz bir yeri bulunmaktadır. Öte yandan, enerji üretimi ve dolayısıyla da elektrik üretimi termodinamik yasalar çerçevesinde entropiyi artıran faaliyetler kapsamında bulunmaktadır. Bu çalışmada, esas itibariyle operatif ve taktiksel kriterler çerçevesinde enerji santralleri rasyonel şekilde değerlendirilmektedir. Değerlendirme kriterleri operatif kriterler olarak; emre amadelik, coğrafi, teknolojik, çevresel ve ekonomik kriterler bağlamında irdelenmektedir. Taktiksel kriterler olarak ise, kurulum süresi ve gücü, kullanım süresi, bakım-onarım ve istihdam açısından da irdeleme yapılmaktadır. Bu çalışmayla görülmüştür ki; farklı enerji santralleri farklı kriterler bağlamında olumlu veya olumsuz olarak değerlendirilebilmektedir. Oluşturulan değerlendirme tablosuyla santrallerin öne çıkan ve çıkmayan durumları rasyonel olarak ele alınmaktadır.

1. GİRİŞ

Enerjiye gereksinim; tüm insanlar, ülkeler ve medeniyet için başat nitelik taşımakta olup, yadsınamaz önem arz etmektedir. Bu bağlamda, insanların sosyal ekonomik ve kültürel çevrelerini yaratabilmeleri ve bu ortamların sürdürülebilmesi büyük boyutlarda enerji talebini ve enerji tüketimini ortaya çıkarmaktadır. Dolayısıyla, enerjiye ve/veya enerji kaynaklarına ulaşmak önde gelen erek olmaktadır. Artan nüfus, teknolojik gelişmeler ve sanayileşme, enerji gereksinimini daha da artıran unsurlar olup, enerjinin önemini pekiştirmektedir.

Kalkınma ve toplum refahının yükseltilmesi, büyüme ve gelişmenin sağlanması için vazgeçilmez bir unsur olarak hep enerji karşımıza çıkmaktadır. Bu bağlamda, ülkelerin gelişmişlik ölçütü olarak çoğu kez kişi başına üretilen enerjiye bakılmaktadır. Öte yandan, dönüşümü ve kullanımı kolay olması nedeniyle elektrik enerjisinin, enerji çeşitleri içinde ayrı bir yeri bulunmaktadır. Nitekim, çoğu kez, kişi başına düşen elektrik tüketimi, ülkelerin durumunun betimlenmesinde ve göreceli değerlendirilmesinde referans kriter olarak gösterilmektedir[1].

Nitekim, ülkelerin kalkınma veya hükümet programlarında ve bunların ötesinde devlet politikalarında enerjiye ve esas olarak elektrik enerjisi üretimine ilişkin önemli plan ve programlar yer almaktadır. Bu durum, enerjiye olan gereksiniminin yadsınamazlığı nedeniyle bir zorunluluk olarak ortaya çıkmaktadır.

Enerji açılımlarında, Şekil 1 bazında, enerji politikalarının oluşumuna bakılacak olursa; enerji politikalarının hayata geçirilişi birbiri ile yakın ilişkili olan üç ana kriter grubu ile açıklanabilir. Bunlar; stratejik, operatif ve taktiksel kriterler olmaktadır. Stratejik kriterler, devlet politikasının nüvesini oluştururken, dış halkalarda yer alan operatif ve taktiksel kriterler enerji gereksiniminin tipini ve gelişimini etkilemektedir[2][3].

Operatif kriterler, enerji santrallerinin hayata geçirilişini ve tercihini doğrudan etkileyen kriterlerdir diyebiliriz. Operatif kriterler olarak; coğrafik, emre amadelik, ekonomik, teknolojik ve çevresel kriterler söz konusu olmaktadır. Burada; özellikle emre amadelik kriteri etken ve başat olmaktadır. Emre amadelik kriteri de kendi içinde; kapasite faktörü, yük faktörü ve genel verimlilik çerçevesinde değerlendirilmektedir.

Taktiksel kriterler ise, operatif kriterlere göre daha ikincil bir nitelik taşımasına karşın, kimi kez ve kimi şartlarda etkinliği o derece baskın olabilmektedir ki, operatif kriterler kadar önem verilmektedir. Taktiksel kriterler olarak; kullanım süresi, kurulum gücü, kurulum süresi, istihdam ve bakım onarım gibi hususlar sayılabilmektedir.

Bu çalışma bağlamında, farklı enerji santralleri için operatif ve taktiksel kriterler çerçevesinde mukayeselerin yapılmasına çalışılacaktır. Bir başka deyişle, hem operatif ve hem de taktiksel kriterler için, önemli enerji santralleri olan fosil yakıtlı, nükleer, hidroelektrik, rüzgar ve güneş santrallerine ilişkin olarak değerlendirme yapılması hedeflenmiştir.

Şekil 1. Enerji politikalarında stratejik, operatif ve taktiksel kriterler.


2

2. OPERATİF KRİTERLER AÇISINDAN MUKAYESELİ DEĞERLENDİRME

Operatif kriterlerin ilki coğrafik kriter olup, esas itibariyle yer seçimini yakından ilgilendirmektedir. Bu bağlamda, alan kullanımı önem kazanmaktadır. Düşük alan kullanımı, doğal olarak tercih edilir olmaktadır. Şekil 2’de farklı enerji santrallerinin alan kullanımına ilişkin bir grafik görülmektedir[4]. Hemen fark edildiği üzere, aynı enerjiyi üretmek üzere nükleer enerji santralleri, jeotermal santraller en az, buna karşın hidrolik ve rüzgar santralleri en çok yer kullanımına ihtiyaç gösteren santrallerdir.

bakım ve gecelik ve yıllık maliyet değerlendirmelerinde durumun tam tersine olabildiğini görmekteyiz. CO2 maliyeti açısından duruma baktığımızda ise, nükleer ve yenilenebilir santraller için tercih edilirlik söz konusu olmakta, buna karşın fosil yakıtlı santraller için bu husus maliyetlerini artıran unsur olarak karşımıza çıkmaktadır.

Teknolojik açıdan bakıldığında ise, nükleer santraller ileri teknoloji gerektirirken, keza fotovoltaik güneş santralleri için de yeni teknolojilerin kullanılması gerekirken, diğerleri için konvansiyonel teknolojiye sahip olmak yeterli olmaktadır. Bu husus da üzerinde durulması gereken bir konu olmaktadır.

Enerji santralleri için çevresel açıdan mukayeseli değerlendirme yapılmak istendiğinde özellikle, sera gazları üzerinde durmak gerekmektedir. Bu bağlamda, sera gazları içinde CO2’nin yeri ayrı bir önem arz etmektedir ki; bu nedenle çoğu kez CO2 üzerinden mukayeseye gidilmektedir. CO2 salınımına ilişkin bir grafik Şekil 4’te görülmektedir[7]. Şekil 4’teki grafik sadece santralin çalışması sırasındaki değil, aynı zamanda enerji santrallerinde kullanılan tüm ekipmanın imalatı için harcanan fosil yakıtları göz önüne alarak düzenlenmiştir. Bir başka deyişle, kullanılan enerji santralinin tipine bağlı olarak direkt veya dolaylı olarak neden olunan CO2 salınımını göstermektedir.

Grafik değerlendirildiğinde, fosil yakıtların CO2, dolayısıyla da sera gazları yayınımına büyük ölçüde etken olduğu, buna karşın nükleer ve yenilenebilir enerji santrallerinin uygun olduğu görülmektedir. Kyoto Protokolü çerçevesinde dünyamızın geleceği için bu kanun üzerinde önemle durulması gerekmektedir. Keza, Tablo 1’de görülen CO2 maliyeti de enerji santrali işletmecileri açısından çevresel değerlendirmeye ilaveten durumun ayrı bir veçhesini oluşturmaktadır.

Operatif kriterler içinde belki de en önemlisi emre amadelik kriteri olup, emre amadeliği en iyi kapasite faktörü betimlemektedir. Kapasite faktörüne ilişkin mukayeseli grafikler Şekil 3’te verilmektedir[1,5]. Bu grafik incelendiğinde ise en yüksek kapasite faktörlerinin nükleer ve kömür santrallerine ait olduğu, buna karşın en düşük kapasite faktörlerinin ise yenilenebilir santrallerde olduğu gözlenmektedir.

Şekil 2. Farklı enerji santrallerinin göreceli alan kullanımı.

Operatif kriterler içinde bir diğeri ekonomik kriterler olup, etkinliği önemle gözlenen bir faktördür. Ekonomik açıdan enerji santrallerini mukayese ederken farklı ekonomik değerler açısından mukayese etmek yerinde olacaktır. Bunlar, gecelik (overnight) maliyet, yakıt maliyeti, CO2 maliyeti, yıllık enerji maliyeti (levelised cost-LCOE) maliyetlerine bakmak gerekecektir[6]. Tablo 1 bu kavramlarla, farklı enerji santralleri ortalama değerler üzerinden düzenlenmiştir.

Tablo 1 incelendiğinde, maliyet kalemine göre enerji santralleri için farklı şartların oluşabildiği; örneğin, yakıt maliyeti bakımından yenilenebilirler için en uygun şartlar söz konusu iken işletme ve

Şekil 3. Kapasite faktörleri açısından enerji santrallerinin mukayesesi

[1,5].

Tablo 1. Ekonomik Açıdan Enerji Santrallerinin MukayesesiOrtalama Maliyet

NukleerDoğal Gaz

KömürRüzgar

(onshore)Güneş

PV

Gecelik (Overnight) Maliyet (USD/kW)

4101 1068 3838 2349 6006

İşletme ve Bakım Maliyeti

15 5 14 22 30

Yakıt Maliyeti 9 61 13 0 0

Yıllık (LCOE) Maliyet (%10)

99 92 90 137 617

CO2 Maliyeti(USD/MWh)

0 11 24 0 0

3. TAKTİKSEL KRİTERLER AÇISINDAN MUKAYESELİ DEĞERLENDİRME

Taktiksel kriterlerden öne çıkan üç tanesi; kurulum süresi, kurulum gücü ve kullanım süresidir. Kurulum ve kullanım sürelerine ilişkin olarak Tablo 2 düzenlenmiştir[6].

Şekil 4. CO2 salınımı açısından enerji santrallerinin mukayesesi[7].


3

Tablo 2 incelendiğinde kurulum süreleri arasında hayli farklar olduğu görülmektedir. Enerji politikaları yeterince uygun biçimde oluşturulmaz veya oluşturulamazsa enerji açığa çıkmakta, bu durumda da kurulum süresi önem kazanmaktadır. Çoğu kez, geri kalmış veya gelişmekte olan ülkelerde görülen bu durum, stratejik ve operatif kriterler ağırlığında planlanması gereken programlar değişebilmekte, çözümü çabuk oluşturabilmek adına bu kriter öne çıkarılmaktadır. Bu durum da genellikle sorunlu, ekonomik, teknolojik ve çevresel durumlara neden olabilmektedir.

Kurulum gücü açısından yine nükleer ve fosil yakıtlı santraller öne çıkmaktadır. Bununla beraber nükleer santrallerin bu konudaki yeri yadsınamaz mertebededir.

Kullanım süreleri açısından ise, nükleer, hidrolik ve kömür santralleri öne çıkmaktadır. Özellikle, bu santrallerin büyük güçte kurulmaları halinde uzun süreli hizmet vermesi beklenen enerji santrallerine sahip olunmaktadır ki, bu husus da çoğu kez tercih sebebi olmaktadır.

Bakım-onarım gibi hususlar ise, santral tipine olduğu gibi, santralde kullanılan teknolojiye bağlı olarak değişebilmektedir. Bu konuya ilişkin olarak, Tablo 1’deki işletme ve bakım maliyeti bir fikir vermektedir[6].

Bu grup kriter içinde son değineceğimiz husus, enerji santralinin yarattığı istihdam olanağıdır. Bu bağlamda düzenlenmiş bilgiler Tablo 3’te verilmektedir[8]. Hemen gözlendiği üzere, bölge ve ülke açısından nükleer santraller başta gelmekte, onu büyük hidrolik ve fosil yakıtlı enerji santralleri takip etmektedir.

yoluna gidilmiştir. Bu amaçla, nümerik değer verilebilen her bir kriter için en olumlu ve en olumsuz değer göz önüne alınarak lineer ekstropolasyon yöntemi uygulanarak bir değerlendirmeye gidilmiştir. Ulaşılan değerler Tablo 4’te verilmektedir.

Tablo 2. Kurulum ve Kullanım Süreleri Açısından Enerji Santrallerinin Mukayesesi

Enerji Santralı Tipi

Ortalama Kurulum Süresi

(yıl)

Ortalama Kurulum

Gücü(MW)

Ortalama Kullanım

Süresi(yıl)

Kömür Santralları 4 475 40

Doğal Gaz Santralları 2 480 30

Nükleer Santrallar 7 1400 50-60

Hidroelektrik Santrallar 2-5 15-400 50-60

Rüzgar Santralları 1 45 25

Güneş Santralları 1-2 1 25

Tablo 3. İstihdam Yaratılması Açısından Enerji Santrallerinin Mukayesesi

Santral TipiGüç

(MWe)İstihdam/MWe

Yerel İstihdam

Nükleer 1000 0,5038 504

Kömür 1000 0,1866 187

Hidroelektrik > 500 MW 1375 0,1137 156

Hidroelektrik > 20MW 450 0,19 86

Doğal Gaz 100 0,47 47

Kombine Çevrim 630 0,0544 34

Rüzgar 10 0,049 4

Güneş - Fotovoltaik 75 1,06 11

4. SONUÇ

Bu çalışmayla, farklı enerji santralleri için esas itibariyle operatif ve taktiksel kriterler bağlamında yapılan karşılaştırmalı değerlendirmeler, tek bir santral tipinin her zaman en önde olmadığını, buna karşın bir konuda en başta gelen bir enerji santralinin bir diğer konuda en sona düşebildiğini göstermektedir. İncelenen kriterler bağlamında, bir toplu değerlendirme yapmak

Tablo 4. Farklı Açılardan Enerji Santrallerinin Mukayesesi

Kriter

Santral Tipi

Kö

mü

r

Fu

el O

il

Do

ğal

Gaz

Nü

klee

r

Hid

roel

ektr

ik

Rü

zgar

Gü

neş

Kri

ter

Ort

alam

ası

Alan Kullanımı

8 4 6 10 3 2 7 5,71

Kapasite Faktörü

7 5 2 10 1 1 1 3,85

Ekonomik 5 5 10 4 5 7 1 5,28

CO2 Salınımı

1 2 3 10 10 10 9 6,42

KurulumGücü

4 5 4 10 2-4 1-2 13,85-4,28

KurulumSüresi

5 5 8 1 5 10 9 6,14

Kullanım Süresi

8 5 5 10 10 3 3 6,28

Bakım-Onarım

4 5 10 4 5 3 1

4,57

Yerelİstihdam

5 4 2 10 5 1 1 4

Ortalama 5,22 4,44 5,55 7,66 5,11-5,33 4,22-4,33 3,66

Tüm bu değerlendirmeler sonucunda, enerji santrallerinin birbirine göre değerlendirmeleri göstermiştir ki; kimi santraller kimi kriterler için öne çıkmaktadır. Bir başka deyişle, her santral için olumlu veya olumsuz yönde yapılabilecek değerlendirmeler söz konusudur.

Sonuçta, farklı enerji kaynaklarıyla çalışan enerji santrallerinin bölgesel uyum ve uygunlukla hayata geçirilmesinin, en optimum çözümü oluşturacağı anlaşılmaktadır. Bu durumda, stratejik kriterler bağlamında, çeşitlilik ve yedeklilik bağlamında jeopolitik de göz önüne alınarak enerji politikaları oluşturulmalı ve hayata geçirilmelidir.

KAYNAKLAR

[1] A. B. Tuğrul, Nükleer Enerji Değerlendirmesi ve Türkiye, “17. Uluslararası Enerji ve Çevre Konferansı ICCI-2011” İstanbul, 15-17 Haziran 2011, Bildiri Kitabı s: 11-14.

[2] A. B. Tuğrul, “Nuclear Energy in the Energy Expansion of Turkey”, “Journal of Energy and Power Engineering.

[3] A. B. Tuğrul, “Türkiye’nin Enerji Açılımları”, “15. Uluslararası Enerji ve Çevre Konferansı ICCI-2009” İstanbul, 13-15 Mayıs 2009, Bildiri Kitabı s: 15-17.

[4] M.Monica, Figuring Land Use into Renewable-Energy Equation, 2010.

[5] J.A. FitzRecord Set by Nuclear Power Plant for Continuous Days of Operation, 2010. A. B. Tuğrul, “Türkiye’nin Nükleer Enerji Seçeneği”, TASAM, 27 Temmuz 2006, İstanbul.

[6] IEA-NEA, Projected Costs of Generating Electricity, 2010 Edition, 2010.

[7] Evaluation of Life Cycle CO2 Emissions of Power Generation Technologies: Update for State-of-the-art Plants , 2010.

[8] NEI Nuclear Notes, Comparison of Energy Technologies on Economics, Jobs, Land Footprints and More, 2010.


4

SUMMARY

Energy demand is huge amount for supply and sutaine of the people on economics and cultural media.

Increasing of population, developing od technology and industrilizion activities are also enhanced of the energy demand. Power plants that are produced electricity are indispensable importance due to easy usage and conversion of the electricity in the development. Known that there are different types of power plants for producing of the electricity. In this study, it is aimed that logical evaluation for the power plants as rationally and objectively, For this purpose, operative and tactical criteria were used for evaluation of the different types of the electricity plants. As the operative criteria; landuse factor, capacity factor, economic values, technologic and carbondioxide amission rates were used for the comparation of them. Examine of the power plants were also observed by installation power, construction time, plant lifetime, local employment, operation and maintanance took account for the evaluation as tactical criteria. In the results of the examining according with severe criteria, it was shown that some power plants were stand out with the point of view. Therefore, it can be said positive or/and negative aspects for each type. Consequently, it seems that the most appropriate case, power plants should be selected with local appropriation and compatibility during the preference stage. This means that energy policy must be formed by diversity and redundancy with the geopolitics.


5

ELEKTRİK PİYASASI YAN HİZMET MUAYENELERİ

Ahmet Kürşad ÇANAKÇISGS Türkiye

ÖZET

4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu kapsamında, Yan Hizmetlerin teminine yönelik ticari esasların belirlendiği Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği (EPYHY) hükümleri doğrultusunda EPYHY 10. madde 1. fıkrasında belirtilen üretim tesisleri hariç olmak üzere kurulu gücü 50 MW ve üzerinde olan tüm üretim tesislerinin primer frekans kontrolüne katılımları zorunlu olmakta ve primer frekans kontrol yükümlülüğü bulunan santrallerin Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği (EPŞY) E.4.A’ya göre Primer Frekans Kontrolü Performans Testlerinin gerçekleştirilmesi gerekmektedir. Buna ek olarak, EPYHY’de belirtildiği şekilde Sekonder Frekans Kontrolü Performans Testleri ile Reaktif Güç Desteği Performans Testleri ilgili mevzuat uyarınca gerekli üretim tesislerinde gerçekleştirilmektedir. Bu bağlamda, EPYHY 8. madde (5.) fıkrası gereğince 25.04.2011 tarihinden beri Yan Hizmet Sertifikaları TÜRKAK tarafından akredite edilmiş firmalar tarafından verilmektedir.

1. TÜRKİYE ELEKTRİK PİYASASINDA YAN HİZMETLER

Bilindiği üzere, 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu kapsamında, Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği (EPŞY) ve Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği (EPYHY) hükümleri doğrultusunda, Türkiye elektrik piyasasında faaliyet gösteren üreticilerin Yan Hizmetler ile ilgili uyması gereken mevzuata ilişkin hususlar belirlenmiştir. Bu hususlar, Türkiye Elektrik Pazarının, Avrupa Birliği İç Elektrik Pazarına dahil olabilmesi için yalnızca Türkiye Elektrik İletim Şebekesinin Avrupa Elektrik İletim Şebekesiyle senkron paralel işletilmesi değil, aynı zamanda elektrik pazarıyla ilgili ulusal yasaların da Avrupa Elektrik İletim Şebekesinde geçerli teknik standartlara ve şartlara tam uyumu için AB müktesebatıyla uyumlu olarak düzenlenmesi gerekliliğinin bir sonucudur.

Bu kapsamda, elektrik kalitesine etki eden faktörlerin istenilen ölçütler doğrultusunda sağlanması için bir takım teknik ve yasal düzenlemeler gerçekleştirilmiştir. Tüm bu çalışmaların neticesinde, Türkiye Elektrik İletim Şebekesinin Avrupa Elektrik İletim Şebekesine bağlantısının yapılması 18 Eylül 2010 tarihinde gerçekleştirilebilmiştir. Bu bağlantının gerçekleştirilebilmesi, gerekli şartlardan biri olan “Frekans Kontrolü” işlevinin sağlanmasıyla başarılmıştır. İlgili mevzuat gereği kapsam dahilinde olan üreticilerin gerçekleştirmesi gereken yan hizmet testleri şunlardır:• Primer frekans kontrolü,• Sekonder frekans kontrolü,• Tersiyer kontrol,• Bekleme yedeği hizmeti,• Anlık talep kontrolü,• Reaktif güç kontrolü,

• Oturan sistemin toparlanması,• Bölgesel kapasite kiralama.

Primer frekans kontol tepkisi, frekans sapmasını takiben bir kaç saniye içinde başlar ve 30 saniyeyi geçmeden maksimum değerine ulaşır. Primer frekans kontrol tepkisinin 15 dakika boyunca sürdürülebilmesi gerekmektedir. Bu süre içinde sekonder frekans kontrol yedekleri devreye girerek, oluşabilecek yeni bir arz kaybına karşı kullanılmak üzere primer frekans kontrol yedeklerini boşaltır. Otomatik olarak devreye girmesi sebebiyle yine sistem işletimi açısından kritik bir öneme sahip olan sekonder kontrol yedekleri de dengeleme güç piyasasında hazır bulunan ve manuel olarak Sistem İşletmecisi tarafından aktive edilen tersiyer kontrol yedekleri ile ikame edilerek yeni bir arıza durumu için hazır hale getirilir. Bekleme yedekleri de Sistem İşletmecisi tarafından gerekli olduğu durumlarda yeterli tersiyer yedeklerin oluşturulması amacıyla kullanılır. Anlık talep kontrolü hizmeti hızlı tepki vermesi sebebiyle büyük frekans düşüşlerinde primer frekans kontrol hizmetini destekler nitelik taşımaktadır.

Mevcut frekans kontrolü hiyerarşisi Grafik 1’de verilmiştir:

S/N Test Açıklama

1Rezerv Testleri

Türbin Hız Regülatörü girişine, simülasyon yöntemiyle yapay olarak “±200 mHz”lik frekans sapması uygulanması ve bu frekans değerinin en az 15 dakika boyunca sürdürülmesi.

2Hassasiyet Testleri

Türbin Hız Regülatörü girişine, simülasyon yöntemiyle yapay olarak “±5 mHz”lik ve “±10 mHz”lik frekans sapmalarının uygulanması.

324-Saatlik Doğrulama Testleri

Türbin Hız Regülatörünün gerçek şebeke frekansı ile 24 saat boyunca normal çalışmasının kesintisiz olarak kaydı yapılarak, ünitenin Primer Frekans Kontrol fonksiyonunun şebeke şartları altında sürekli çalışabileceğinin doğrulanması.

30 sn. 15 dak.

Sekonder

KontrolSekonder Frekans Kontrolü

YAL/YAT Optimizasyonu

Tersiyer Kontrol

Tersiyer Kontrol

Primer Kontrol

Primer Frekans Kontrolü

Primer frekansın devrede olduğu fakat primer kontrolün sekonder kontrol ile yer değiştirdiği alan

• Bekleme Yedekleri

2. PRİMER FREKANS PERFORMANS TESTLERİ

Sistem İşletmecisi, sistemin ihtiyaç duyduğu primer frekans kontrol yedeğini tespit eder ve primer frekans kontrolüne katılmakla yükümlü her bir üretim faaliyetini gösteren tüzel kişinin sağlaması

Grafik 1. Mevcut frekans kontrolü hiyerarşisi.


6

kullanır. Sekonder Kontrol, otomatik kontrol altındaki sekonder kontrol yedeği üzerine kuruludur. Yeterli miktardaki sekonder kontrol, üretici firmalar tarafından iletim sistemi işleticisine (TSO) sağlanan üretim kaynaklarına bağlıdır.

4. TERSİYER KONTROL

Tersiyer Kontrol, yeterli miktarda Sekonder Kontrol Yedeği geri kazanabilmek için, üretim birimlerinin ve katılan yüklerin çalışma noktalarını manuel (veya otomatik) olarak gerektiği anda değiştirmektir (çoğunlukla yeniden planlama yoluyla). Böylelikle;• Yeterli miktardaki sekonder kontrol yedeği gerektiğinde

kullanılabilir halde olacak,• Sekonder kontrol yedeği, ekonomik açıdan mümkün olan en iyi

şekilde farklı üretim birimlerine yayılmış olacak.Tersiyer Kontrol, Sekonder Kontrol Yedeğini serbest bırakmak için İletim Sistemi İşleticileri (TSO) tarafından Sekonder Kontrolün aktive edilmesinden sonra manuel olarak aktive edilen Tersiyer Kontrol Yedeğini (15 dakika yedeği) kullanır.

gereken asgari primer frekans kontrolüne katılım oranını ihtiyaç olması durumunda günceller. Primer frekans kontrolüne katılım oranı, Sistem İşletmecisi tarafından tespit edilen toplam primer frekans kontrol yedeğinin, üretim faaliyeti gösteren tüzel kişilerin adına kayıtlı bulunan ve bu Yan Hizmetler Yönetmeliği’nin 10’uncu maddesinin birinci fıkrasında belirtilen niteliklere sahip tüm üretim tesislerinin toplam kurulu gücüne bölünmesi suretiyle hesaplanır.

Primer Frekans Kontrol Testleri Başarı Kriterleri1. Rezerv Testleri (∆f = ± 200 mHz)

• Primer frekans kontrol rezerv kapasitesinin % 50’si en fazla 15 saniye içinde, tamamı ise 30 saniyelik süre içinde etkinleştirilebilmeli,

• Primer frekans kontrol rezerv kapasitesi en az 15 dakika boyunca sürdürülebilmeli.

2. Hassasiyet Testleri (∆f = ± 5 mHz, ∆f = ± 10 mHz)• Primer frekans kontrol hassasiyet testlerinde frekans

sapmasının uygulandığı anda vana pozisyonunda ve/veya diğer ilgili sinyallerde değişimler gözlenmeli,

• Ünite duyarsızlığı ±10 mHz’i geçmemelidir.3. 24 Saatlik Doğrulama Testi

• Bu testin sonucu, ünitenin primer frekans kontrol fonksiyonunun şebeke şartları altında sürekli çalışabileceğini doğrular nitelikte olmalıdır.

3. SEKONDER FREKANS PERFORMANS TESTLERİ

Sekonder kontrol, Senkron Alan içindeki sistem frekansının yanı sıra her bir Kontrol Alanı/Bloğu içindeki üretim ile tüketim (talep) arasındaki dengeyi, Kontrol Programını (güç alışveriş programı) hesaba katarak, Senkron Alanı içinde paralel olarak işleyen primer kontrole zarar vermeden korumaktır.

Sekonder kontrol, üretim birimlerinin aktif çıkış gücü ayar değeri noktasını, on saniyeler ile tipik olarak 15 dakikalık zaman zarfında değiştiren merkezileştirilmiş otomatik kontrol sistemini (AGC)

Şekil 1. Primer frekans kontrol testleri simülasyon yöntemi.

Grafik 2. Sekonder frekans performans kontrolü örnek grafik.

5. REAKTİF GÜÇ KONTROLÜ

İletim sistemine bağlı kurulu gücü 30 MW ve üstünde olan lisanslı tüm üretim tesisleri ve dağıtım sistemine bağlı lisanslı tüm üretim tesislerinin aşırı ikazlı olarak 0.85 ve düşük ikazlı olarak 0.95 güç faktörleri arasında otomatik gerilim regülatörü vasıtasıyla ve/veya iletim veya dağıtım sistem işletmecisinin talimatları doğrultusunda reaktif güç kontrolüne katılımları zorunludur.

Sistem İşletmecisinin gerekli gördüğü durumlarda iletim sistemine bağlı ve kurulu gücü 30 MW’tan az olan lisanslı üretim tesisleri de reaktif güç kontrolüne katılacaktır. Ancak, rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesislerinin Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen sınırlar dâhilindeki güç faktörü değerleri için her noktada çalışabilir olmaları zorunludur.

Şekil 2.

Şekil 3.


7

6. SONUÇ

Türkiye Elektrik Piyasasında Yan Hizmetler, elektrik enerjisinin arz güvenliği ve kalitesinin sağlanması için elektrik enerjisinin başlıca iki kalite faktörü olan “Frekans Kontrolü” ve “Gerilim Kontrolü” işlevlerine yönelik faaliyetleri kapsamaktadır. Türkiye’deki elektrik üretim santrallerinin oluşturduğu yaklaşık 50.000 MW’lık kurulu gücün bağlı olduğu sistemin (Türkiye Elektrik İletim Şebekesi) işletilmesinden sorumlu olan TEİAŞ, Elektrik İletim Sistemi Operatörlüğünün yanı sıra aynı zamanda “Elektrik Piyasası Operatörü” olmasından dolayı “Yan Hizmetler”in de yönetimini de sağlamaktadır. İlgili mevzuat gereğince de Yan Hizmet Performans Testlerini, TÜRKAK tarafından akredite olmuş şirketlerin yapma gerekliliği vardır.

KAYNAKLAR

[1] 4628 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu[2] Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği[3] Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği[4] UCTE İşletme El Kitabı

SUMMARY

Under the Electricity Law No. 4628, the commercial principles of the provision of Ancillary Services identified by Electricity Market Ancillary Services Regulation (EPYHY) in accordance with the provisions of Electricity Market Network Reulation (EPŞY), electric power plants contribute to the Anciallry Services according to the relevant legslation. In this context, according to EPYHY 8th. Article 5th. Clause, since 25.04.2011 the Ancillary Service Performance Tests are done by accredited companies from TURKAK.

Şekil 4.

Generatör Reaktif Performans Çizelgesi - Zorunlu ve Ticari

Lead LagMVAr

MW

Zorunlu MVAr Hizmeti

Qkapasitif 0.95pf zorunlu

Qendüktif 0.85pf zorunlu

Generatörün maksimum MVAr yeterliliği

Generatör MVAr Yeterliliği

Minimum MW çıkış

Nominal MW çıkış0.95pf 0.85pf

MVAr

Qendüktif maxQkapasitif max


8

DEVELOPMENT OF AN OPEN ARCHITECTURE CONTROLLLER FOR THE HIGHEST SAFETY LEVELS

Albert De KLERAnsaldoThomassen BV

Bart VISSCHERAnsaldoThomassen BV

Jeroen Van Der TOGTAnsaldoThomassen BV

ABSTRACT

Is it feasible to use non OEM equipment for controlling a gas turbine application?

The answer is yes. Is it an easy job? The answer is no. Special attention is needed for specific instruments and actuators, especially when the application shall comply with international safety standards.

The following abstract describes the introduction of a standard system with safety aspects according international standards using standard non-propriety equipment. The system controls, protects and monitors a GE heavy duty gas turbine 9E.

INTRODUCTION

IntroductionThis paper briefly describes the successful engineered, installed and commissioned Thomassen TC7 turbine control system, a PCS7 ® based control system designed for plant automation (DCS).

Electrabel’s objective was to integrate the old frame 9E gas turbine in Electrabel’s automated dispatch centre, together with the new installed combined cycle power plant (2x435MW).

A study was conducted on the existing control equipment and resulted in a replacement of the old turbine controller and partly the DCS system.

Electrabel chose for a control system with an open architecture and non-proprietary hardware and software: the TC7 control system.

Project highlights• Electrabel is a key player in the Dutch power generation

market, and produces more than 60 % of the electricity in the Netherlands.

• Electrabel uses the frame size 9E as a backup utility, reliability and availability should be close to 100%.

• Safety regulations in the Netherlands demands European directions IEC 61508 for electronic programmable systems.

• A safety assessment is required for the gas turbine application resulting in specific SIL 1 till 3 (Safety Integrity Levels).

• Commercial inactivity of the power plant: max 14 days.

Ansaldo Thomassen’s scope• Physical replacement of old controller, Speedtronic Mark IV.

• Virtual relocation of the old plant automation, CSI Emerson.• Integration of existing boiler control panel.• Integration in Electrabel’s dispatch centre.

SAFETY FIRSTThe gas turbine protection systems comprises of a number of systems, several of which operate at each normal startup and shutdown whereas the other systems and components function strictly in emergency and abnormal operating conditions.

The most common kind of failure on a gas turbine is the failure of a sensor or the corresponding wiring. The protection systems are designed to detect and alarm in case of such a failure. If the condition is serious enough to disable the protection completely, the turbine will be tripped.

The protective functions can be divided into:• flame detection system;• over speed detection;• over temperature protection;• vibration protection;• wheel space temperatures;• auxiliary systems for turbine, lubrication , cooling , starting; and• fuel control system monitoring ( fuel amount , ignition timing, fuel

valve position).

Machine safety related to humans is international regulated. The latest international functional safety standards for machines are the ISO and the IEC related standards. The ISO related standard is the “Machinery” Electrical Control Systems covering all technologies and is numbered ISO 13849-2: 2010, it replaces EN 954-1. This standard uses the PL (Performance Level) of equipment and has a deterministic character.

The IEC standard uses IEC61508 as the umbrella where all other machine related safety standards can be categorized. This standard approaches the machine and its system holistic and uses the SIL of the total system (Safety Integrity Level).

The IEC 61508 is the “Generic” Electrical Control Systems safety standard and is divided in IEC 61511 which is the “Process” Electrical Control Systems standard and the IEC 62061, which is the “Machinery” Electrical Control Systems. ISO 13849-1 or IEC-62061 can be projected for determination of the machine related safety aspects. The difference between ISO 13849-1 and IEC 62061 is the application. ISO 13849-1 covers also hydraulic, pneumatic and mechanical systems. IEC 62061 however can be better used in complex software based systems. See Figure 1.For the frame 9E controls modification a risk assessment needs


9

to be conducted. The following assessment is based on the IEC 62061 standard.

Control system failure during operation might result in too much fuel. Too much fuel in the turbine will lead to one of the following conditions:a. Over speed; b. Over temperature.

A control system failure during operation may fail to detect:c. Loss of flame.

A control system failure during startup of the turbine might result in an uncontrolled amount of fuel to the combustion system:d. Start gas fuel limitation;e. Ignition.

During operation a mechanical failure may lead to:f. Fire inside the package.

Example: loss of flame

When during operation “loss of flame” occurs without detection, then an uncontrolled amount of fuel might reignite / explode somewhere in the hot gas path. The result of a failure in the loss of flame detection system of a gas turbine can be an explosion. The risk assessment according the risk graph[2] is shown in Figure 2 where the factors for F (Frequency), W (Probability of a dangerous event) and P (avoidance) are determined and where the effect (S) will point out the class.

Figure 1. Relationship between PL and SIL[1].

For loss of flame the SIL determination is the sum 5+3+5=13. Therefore class 11-13 is selected. Effects are scaled 4 resulting in a SIL3 for loss of flame. (Phoenix, 2009)

For a generic gas turbine application fuelled by gas the following SIL identification applies:• Over speed SIL3• Over temperature SIL2• Loss of flame SIL3

Figure 2. Risk graph, determination of SIL.

• Start gas limitation SIL2• Purge and ignition SIL2• Fire inside package SIL1

The determined SIL level for “loss of flame detection” applies to the total loop. This loop consists of instruments, logical processing of the signal and actuation. These single block elements are in Figure 3. For SIL calculation of the loop the PFD (Probability Failure on Demand) values should be added of the single block elements.

The logical processor consists of an input module, an output module and the central processing unit.

Figure 3. Simplified block diagram of a typical loop.

Instruments and actuators are statistically[3] the main contributors for the PFD of the safety loop (res. 30 and 50 %). Results of the individual loops should be in accordance the risk assessment.

GAS TURBINE SPECIFIC INSTRUMENTS

A gas turbine application uses specific instruments, instruments typical for rotating equipment.

Flame detectionGeneric gas turbine ultraviolet flame detectors monitor flame in the combustion chamber by detecting the ultraviolet radiation emitted by the flame. Each detector consists of a window body filled with hydrogen gas and a cathode element made of pure copper. When flame is present in the combustion chamber, the energy present in the ultraviolet radiation of the flame ionizes the gas and releases electrons from the pure copper cathode, causing a “cascade effect,” and a pulse of current flows.

When ultraviolet radiation is present in the tube, the resulting gas ionization causes current to pass through it, discharging (firing) the tube’s capacitance. When the voltage across the tube is reduced sufficiently, the tube stops conducting. This process is repeated as the voltage across the tube again starts to rise toward its “firing voltage.” The voltage level at which the tube fires is dependent upon the intensity of the ultraviolet light present. This process continues by giving out current pulses from the tube as long as the ultraviolet (UV) light is present. A special interface module is needed to process the flame intensity signal. The interface module will be connected to a “standard” PCS7 input module.

Since the flame detection is part of the safety loop, a SIL3 certified system shall be projected. The BFI [4] flame scanner and monitoring

Figure 4. Block diagram of the loss of flame loop.

Figure 5. Loss of flame block diagram with single loop elements and

corresponding PFD numbers (Probability Failure on Demand).


10

system will be used. The flame scanner system 2.0 L is based on the UV-VIS spectral procedure and on the IR flame radiation analysis. Both spectral ranges are detected separately by a binary detector and evaluated selective by means of an automatic pre-amplifier circuit and integrated frequency control. This achieves an optimum spectral utilization of the high-frequency flame modulation of the primary combustion zone, thus avoiding suppression of the UV-VIS flicker frequencies, since the high energy IR radiation is processed separately. The interface module will be connected to a “failsafe” PCS7 input module.

Speed measurementThree magnetic speed pickups (MPU) are used to detect the speed of gas turbine. The speed pickups consist of a fixed coil producing an ac voltage when any magnetic material moves through the magnetic field at the end of the pickup. Nonmagnetic materials will not excite the magnetic pickup.

The MPU makes use of a “stray magnetic field”[5] and no provision for return magnetic circuits or paths is necessary. A 60 teeth gear, mechanically connected to the gas turbine shaft, is used where three MPU’s measure the voltage. The output voltage of a magnetic pickup is affected by three factors. • Voltage increases with increases of the surface speed of the

monitored magnetic material. • Voltage decreases as the air gap between the magnetic pickup

and the surface of the gear tooth is increased. • Voltage waveform is determined by the size and shape of the

gear tooth in relation to the size and shape of the pole piece.

The amplitude of the ac voltage can be more than 90 Vpp. A standard PCS7 input module will not survive this voltage. A special interface module is needed. Since the speed detection is part of the safety loop, a SIL3 certified interface module shall be projected.

Position transmittersPosition of the gas valves and variable geometry are measured with LVDT’s.

An LVDT inductive displacement transducer is constructed using a static transformer (primary winding) and two secondary windings. The windings are formed on a hollow bobbin through which a magnetic core can travel. The magnetic core provides a path for linking the coils via the magnetic flux. When the primary winding is connected to an AC supply, current starts to flow in the secondary coils. A simplified electrical schematic is shown in the Figure 6.

The secondary coils are connected in series when the core is moved in one direction, the voltage in the secondary coil increases while. The net effect is a transducer voltage output that is proportional to displacement. The output of an LVDT is a linear function of displacement over its calibrated measurement range.

A special interface module is needed to process the LVDT signal. The interface module will be connected to a “standard” PCS7 input module.

Vibration transmittersSeismic (Velocity) Sensors Transducers placed on the turbine generate a small ac current by passing a magnet through a fixed coil. These sensors output a millivolt signal proportional to vibration on the gas turbine.

Accelerometer InputsAccelerometers are used to monitor vibration on aircraft derivative gas turbines. The charge amplifiers, which are located on the turbine base, feed a velocity signal to the ADC card. The accelerometers have internal tracking filters are used to select the appropriate frequencies which result in alarm and trip protection of the turbine.

Proximity transducers use radio frequency waves to measure distance between an object and the probe. The transducer’s output is a voltage signal inversely proportional to this distance. The ac component of the transducer’s output is interpreted as vibration, while the dc component is interpreted as a change in position. A special interface module is needed to process the different vibration transducers. The interface module will be connected to a “standard” PCS7 input module. Servo ValvesThe servo loop is a position control loop using an integrating hydraulic actuator powered by a servo valve. This servo valve is powered by a three coil servo. Three coils can drive individually the servo valve. The vintage control panel has a two out of three configuration. The TC7 uses a hot standby architecture where two coils will be used. The third coil is the spare servo coil. The coils are being powered by an AddFem module.

SPECIAL ATTENTION

A gas turbine application is equipped with particular instruments and also particular control loops.

The position loop needs an update processing time of at least 10 ms. The sequencing software uses 100 ms processing time. Processing time of software is a prerequisite for stable and hunt-free operation of the gas turbine.

Instruments are basically the bad actors in a generic gas turbine application. When exchanging an instrument the impact should be examined. Exchanging a simple wheel space thermo couple of 150 euro can end up in lifting the turbine casing and dismantling the cooling water system on top of the gas turbine package.

When a Mark IV is the vintage control panel to be exchanged the labelling part can be skipped when the connectors are lifted from the terminal boards and the connection diagrams are error-free.Figure 6. Kavlico[6] LVDT schematic.


11

PROJECT EXECUTION

System architecture• Gas turbine controller with Profibus and industrial Ethernet

communication.• Plant control I/O on bus system• Boiler control panel integration.• Optical terminal bus communication for operator station

(Industrial Ethernet).• Optical device bus (Profibus).• Industrial Ethernet (plant bus). • Synchronizer and electrical grid connection control via bus

system.

AnsaldoThomassen’s project approachFollowing tight time schedule is used:1. Order 1st Aug 2. Basic engineering; specification of control equipment 1st

September.

3. Realization of hardware control equipment in September and October.

4. Software development started in October.• test of software with simulation of gas turbine model• HMI software test with real time simulation

5. FAT December.6. Training (2 weeks for 2 groups) January.

• using real time simulation software• trouble shooting for the operator group• In depth training for maintenance group

7. Start installation 16th February.8. SAT 3rd March.9. Commercial operation 4th March

The result• Plant automation for:1. Gas turbine control2. Plant auxiliaries3. Steam generator (boiler)4. Electrical grid• Integration of the unit in Electrabel’s dispatch via OPC (PI

server)

REFERENCES

[1] Riese, “Automation and safety Application guide”, page 15, edition 2010.

[2] Online tool Phoenix contact, “Interactive determination of the safety integrity level (SIL)”.

[3] Matthias R. Heinze ,“ASI / 968“, TÜV Rheinland. [4] K.H. Mindermann , “product manual OE- Converter 2.0 L BFI

automation”, 2007.[5] Woodward company, “product manual 82510 revision R”,

magnetic pickups and proximity switches 1999.[6] Kavlico company. “Product manual GM7581E”, 2000.

SUMMARY

For economical and strategically reasons an open structure control system can be a solution for modernization of a turbine control panel. These systems are nowadays equipped with fast processors and fast analog to digital converters assuring a robust controller. Special attention is needed for the “exotic” instruments on the turbine, though all these instruments can be processed by using interface modules, modules which are available on the open market.

Another reason to use an open structure control system is the need to fulfill international safety standards.

Two safety standards can be applied, the ISO 13849 or the IEC62061. The IEC 62061 is beneficial when applying safety standards to a complex control system and the ISO 13849 is beneficial when also mechanical, pneumatics and hydraulic equipment is involved. An assessment regarding safety aspects of the total system will be conducted leading to identification of safety levels for particular equipment.

A control panel modernization can lead to instrument and actuator change when particular safety levels are needed. The loss of flame detection and over speed detection can result in an exchange of instruments and a new safety concept.

Figure 7.

Figure 8.


12

Installing non priority hardware and software will minimize the need for special control panel training. Low entry level for engineering and maintenance is assured due to software standardization (IEC 61131-3) of these systems. Actually almost every control hardware supplier uses this standard (ABB, Rockwell, Simatic, Omron, GE-Fanuc etc.).

The TC7 is based on Simatic PCS7 and can be used for gas and also steam turbine applications. Tagging and programming is similar to the generic OEM turbine controller eliminating communication mismatches between the TA’s (Technical Advisor) after the erection of the project. Integration of third parties hardware in the TC7 will be seamless due to the huge amount of drivers and solutions on the market. A tremendous amount of hardware and software support for open architecture controllers is available. Everything is possible and problems do not exist, only challenges.


13

ELEKTRİK ENERJİSİ TİCARETİNDE KREDİ RİSKİ YÖNETİMİ

Aslı Poyraz KUNTDeloitte Danışmanlık A.Ş.

ÖZET

Ticari faaliyet kapsamında ticari muhatabın yükümlülüğünü yerine getirmemesi durumunda kredi riski ile karşı karşıya kalınmaktadır. Kredi riskinin başarı ile yönetilmesi, elektrik ticaretinde ve diğer tüm alanlarda ticaret kararının değerlendirilmesi aşamasından son tahsilatın yapılmasına kadar tüm adımlarda riskin doğru ölçütler ışığında tespit edilmesine bağlıdır. Enerji tedariki aşamasında ticari ilişkiye girilecek tarafın kredibilitesi değerlendirilmeli ve yürütülecek ticari faaliyetin koşulları buna göre belirlenmelidir. Ticari faaliyet yürütülen tarafların portföy üzerindeki toplam etkisi sürekli yakından izlenmelidir. Kredi riskinin etkin yönetimi, uygun yaklaşımlar ve araçlarla mümkündür.

Risk, geçmişte korunulması gereken bir kavram olarak algılanırken, günümüz iş dünyasında yönetilerek fırsatlara dönüştürülmesi gereken bir kavram olarak kabul görmektedir. Bankacılık ve finans sektöründe tohumları atılan ve sonrasında sektörün gelişimi itibariyle zamanla düzenleyici mevzuata tabi hale gelen risk yönetimi, günümüzün yükselen değeri enerji sektöründe de başlı başına bir uzmanlık alanı olarak değerlendirilmektedir.

Enerji sektörü, gerek yatırım, gerek ticaret, gerekse operasyonlar aşamasında birçok riskle karşılaşılan ve bu riskler doğru yöntemlerle takip edilip yönetilmediğinde ciddi kayıplarla karşılaşılabilecek sektörlerden biridir. Piyasa fiyatlarında oluşabilecek dalgalanmalar, elektrik enerjisinin fiziksel tesliminin ardından yapılacak ödemelerde yaşanabilecek gecikmeler, mevzuata dair ve çevresel riskler enerji sektöründe çok yönlü ve etkin bir risk yönetimini gerektirmektedir. Elektrik enerjisi ticaretinin sektöre özgü özelliklerinden ötürü ortaya çıkan hacim ve fiyat risklerini kapsayan piyasa riski, elektrik enerjisi ticareti işlemlerinin yürütülmesi sırasında insanlardan, sistemlerden ve süreçlerden kaynaklanan riskleri tanımlayan operasyonel riskler ve her tip ticari faaliyette geçerli olmakla birlikte, yine sektöre özgü özellikleri nedeniyle diğer sektörlerdeki uygulamalardan farklı ve özel yaklaşımlarla ele alınması gereken kredi riski; elektrik enerjisi ticaretini gerçekleştiren her şirketin strateji ve planlarına dahil ederek yönetmesi gereken risklerdir. Belirtilen riskler entegre bir risk yönetimi anlayışla ticaret şirketinin portföy yapısı ve piyasa olgunluk seviyesi göz önünde bulundurularak Türkiye elektrik piyasasında uygulanabilir çözümlerle ele alınmalıdır.

Bu çözümler kapsamında; hesaplama amacı, şirket portföy yapısı, kurumsal stratejisi ve piyasa olgunluk seviyesi göz önünde bulundurularak global en iyi uygulamalarda kullanılan ve akademik çalışmalarla geliştirilmiş Riske Maruz Kâr, Riske Maruz Nakit Akışı ve Riske Maruz Değer ölçütlerinden uygun olanları piyasa

riskinin yönetilmesi için kullanılabilmektedir. Operasyonel risklerin yönetilmesinde Kurumsal Risk Haritası ve Risk Katalogları şirketlere rehberlik etmektedir. Türkiye Elektrik Piyasası için tasarlanan kredi riski çözümleri ise detaylı olarak devam eden bölümde ele alınmıştır.

Mali yükümlülük içeren her türlü işlem kredi riski içermektedir. Kredi riski, ticari ilişkide bulunulan tarafların sözleşme yükümlülüklerini yerine getirememesi sonucu alacaklı tarafın ticari zarara uğraması ile açıklanmaktadır. Elektrik enerjisi ticareti özelinde de, elektrik enerjisi tedarik edilen tarafının, tüketimine karşılık gelen tutarı zamanında ve tam olarak ödememesi durumu olarak ifade edilebilir. Ticari faaliyette bulunacak bir tarafla yürütülecek işleme dair sözleşme koşulları belirlenirken, söz konusu tarafın ticari faaliyet kapsamında oluşturduğu kredi riski dikkate alınmalıdır. Bu çerçevede, farklı oranda kredi riski oluşturan taraflara yönelik özel koşullar belirlenerek hem ticari faaliyetlerin gelişmesi sağlanabilir, hem ticarette rekabetçi yaklaşım geliştirilebilir, hem de kredi riski sistematik bir düzenle yönetilebilir.

Kredi riski, ticari işlemlerde bulunulan tarafları münferit ve ticaret portföyü düzeyinde takip ederek; ticaret stratejisi dahilinde oluşturulacak kredibilite kategorilerine göre ticaret koşulları ve limitler uygulayarak yönetilebilir. Bu bağlamda, ticaret şirketinin maruz kaldığı kredi riski iki temel düzeyde ele alınır:1. Ticari taraf düzeyindeki kredi riski2. Ticaret portföyü düzeyindeki kredi riski

1. TİCARİ TARAF DÜZEYİNDE KREDİ RİSKİ

Ticari taraf düzeyindeki kredi riskini yönetmek üzere, tarafın iş yapış şekli, ticari geçmişi ve finansal durumu kontrol edilerek taraflar kredi riski oluşturma potansiyelleri ve kredibiliteleri çerçevesinde değerlendirilirler. Değerlendirilen taraflar kredi riski analizleriyle belirli kredibilite kategorilerine atanacak şekilde sınıflandırılırlar. Bu kategoriler için belirlenen ticaret koşulları ve limitleri dahilinde ilgili taraflar ile ticari işlemler gerçekleştirilir.

Kategorilerin belirlenmesi için gerçekleştirilen kredi riski analizlerinin Nicel ve Nitel olmak üzere iki bileşeni bulunmaktadır. Nicel Analiz kapsamında ilgili ticari tarafın piyasa geçmişi, kurumsallığı, yoruma ve istihbarata dayalı bilgiler ile değerlendirilir. Nitel Analiz kapsamında ilgili ticari tarafa ilişkin belirli finansal oranlar sektörel oranlarla karşılaştırılarak ilgili ticari tarafın kredibilitesi en güncel finansal bilgilerine dayalı olarak değerlendirilir. Yürütülen nicel ve nitel analizler sonucunda, ticari faaliyette bulunulacak tarafa ilişkin kredibilite skoru belirlenmekte, ilgili taraf göreceli skora karşılık gelen kredibilite kategorisine atanmaktadır. Müşteri Kredibilite Analizi Şekil 1’de özetlenmiştir.


14

Ticari taraf düzeyindeki kredi riski yönetim metodolojisi olarak Müşteri Kredibilite Analizleri çerçevesinde elde edilen kredibilite skoru tarafla ticaret yapılıp yapılmayacağının ve yapılacaksa hangi koşullarla yapılacağının belirlenmesinde kullanılmaktadır. Ticari faaliyet yapılma kararı alınması durumunda; teminat miktarı, teminat kalitesi, satış fiyatı ve sözleşme koşulları tarafın ait olduğu kredibilite kategorisi doğrultusunda belirlenmelidir. Bu sayede rekabet gücünü artırırken kredi riskini etkin bir şekilde yönetmek mümkün olacaktır.

2. TİCARET PORTFÖYÜ DÜZEYİNDEKİ KREDİ RİSKİ

Ticaret portföyü düzeyindeki kredi riski yönetimi metodolojisi olarak mevcut durumda yürütülen ticari faaliyetlerdeki tarafların portföy üzerindeki toplam etkisi portföy beklenen kayıp hesaplamaları ve portföy konsantrasyon analizleri ile belirlenmektedir.

2.1. Portföy Beklenen Kayıp HesaplanmasıPortföy düzeyindeki kredi riskinin yönetilmesi kapsamında, ticaret portföyündeki tüm tarafların kredibilite analizleri sonrasında, tarafların oluşturduğu münferit kredi risklerinin portföy geneli için yarattığı kümülatif risk değerlendirilmektedir. Söz konusu portföy kredi riski değerlendirmelerinde, şirketin risk iştahı doğrultusunda almayı kabul ettiği kredi riski belirlenerek, portföy toplamı için beklenen kayıp aşağıdaki formül doğrultusunda hesaplanır:

Beklenen Kayıp, belirli bir dönem içinde ilgili tarafların ödeme yükümlülüklerini gerçekleştirmemesi nedeniyle karşı karşıya kalınabilecek kayıp tutarını ifade etmektedir.

Risk yönetimini etkin bir şekilde uygulayan şirketlerin beklenen kayıp için risk sermayesi ayırması önerilmektedir. Beklenen kaybın ayrılan risk sermayesini aşmaması için ticaret limitleri belirlenmeli ve ticari tarafların kredibilitesi ile teminat kalitesinin bütüncül etkisinin portföy kredi riski üzerindeki etkileri analiz edilmelidir. Örnek portföy analizi ve ilgili limitler Şekil 2’de sunulmaktadır.

Şirket İçi AnalizNitel Analiz Nicel Analiz

Kredibilite Skoru(1 – 5)

Kredi Derecelendirme Kurumu Analiz

Desteği

Kredibilite KategorileriABCDE

Göreceli Skor %85 – 100%70 – 85%40 – 70%15 – 40%0 – 15

Şekil 1. Müşteri Kredibilite Analizi.

BK= TDO x (BKR - CTM)

Formülde geçen,BK Beklenen Kayıp,TDO Temerrüde Düşme Olasılığını,BKR Beklenen Kredi Riski Tutarı,CTM Cari Teminat Miktarınıifade etmektedir.

Temerrütte Düşme Olasılığı, ilgili tarafının sözleşme gereği yükümlülüğü olan ödemeyi yerine getirememe ihtimalini göstermektedir.

Beklenen Kredi Riski Tutarı, ilgili tarafının temerrüde düştüğü durumdaki finansal kayıp tutarını ifade etmektedir.

Cari Teminat Miktarı, ilgili tarafın verdiği teminatın miktarı ve o teminat için belirlenmiş teminat kalite katsayısının çarpımıyla hesaplanır.

2.2. Portföy Konsantrasyon AnalizleriFinansal portföy yönetiminin temel prensibi olan herhangi bir tek tip yatırıma nazaran çeşitliliği olan portföyün daha az risk taşıması prensibi elektrik ticareti portföylerinde müşteri çeşitliliği için geçerlidir.

Kredi riski değerlendirirken belirli konsantrasyonların oluşmasının portföy üzerinde yaratacağı kredi risklerini önlemek üzere portföy yapısına ilişkin olarak spesifik limitler belirlenmeli ve ticari faaliyetler bu limitler doğrultusunda yürütülmelidir. Söz konusu konsantrasyonların portföy yönetiminde göz önüne alınmaması ve benzer özellikleri taşıyan ticari işlemlerin portföyü oluşturması durumunda, benzer özelliklerden kaynaklanacak olumsuz sonuçlar toplu olarak ciddi kayıplarla karşılaşılmasına yol açacaktır.

Belirlenen limitlerin üzerinde konsantrasyon oluşturan ticari işlemlerin gerçekleştirilmemesine karar verilebilir ya da bu işlemler ek onaylara tabi tutulabilir.

Finansal oranların, trend ve göstergelerin analizinin yapılmasına; piyasa araştırmaları neticesindeki bilgi ve istihbaratın yorumlanmasına; teminat yönetimine olanak sağlayan Deloitte yaklaşımı ile etkin bir kredi riski yönetimi hayata geçirilerek ticari ilişkiler düzenlenebilmekte, minimum kredi riski ile maksimum hacimde ticari işlem gerçekleştirilebilmektedir. Deloitte uluslararası uzmanlarının da katkılarıyla; global en iyi uygulamaları şirketlerin risk yönetim stratejileri ve yürürlükteki mevzuat ışığında ele alarak, etkin bir risk yönetimi için şirketlere özgü risk yönetim altyapılarının tasarlanması ve uygulamaya alınması çalışmaları yürütmektedir.

SUMMARY

Risk has been perceived as a concept, which has to be avoided in the past, whereas in today’s business world, it is accepted as a concept which has to be managed and converted into opportunities. Risk Management, seeds of which has been sown first in the banking and finance sector and then which has become subject to

Şekil 2. Portföy kredi riski analizi ve limitler.


15

regulatory legislation, is considered as a profession in itself also in today’s raising value, energy sector.

Energy sector is one of the sectors in which one can face many risks during investment or operational stages and once these risks are not followed and managed with proper methods, the outcome can be serious financial losses. Possible fluctuations in the market prices, possible delays in the payments which have to be done after the physical delivery by nature, legislative and environmental risks in the energy sector, require a versatile and effective risk management.

Market risk – involving the volume and price risks emerging due to sector specific features of electricity trade, operational risks – meaning the risks caused by people, systems and processes during the execution of trading operations and credit risk, which goes for any kind of commercial activity but for electricity, again due to sector specific features which has to be taken into consideration with special approaches and differently than the applications in other sectors, are the types of risks that every company dealing with electricity trading has to include in their strategies and plans and has to manage. These risks have to be approached with applicable solutions in Turkish Electricity Market by an integrated risk management considering the portfolio structure of the trading company together with the maturity level of the market.

Within the scope of these solutions; taking the current structure of Turkish Electricity Market regarding its wholesale electricity trading activities and the expected development into account, credit risk solutions designed for market players in order to reach an efficient and profitable trade model, will be discussed in details in this study.

Any activity having financial obligation also contains credit risk. Credit risk can be explained as the commercial loss that the creditor may suffer when the contractual obligations between the parties in trade relations are not fulfilled. In the case of electricity trade, it can be expressed as the situation when the party provided with electrical energy (customer) does not pay in due time or in full amount corresponding to its consumption. When determining the terms and conditions of a contract, the credit risk generated by the counterparty within the scope of its trade activity should be taken into account. In this context, by specifying special conditions to different parties who will generate different levels of credit risks, development of trading activities can be achieved, competitive approach in trading can be improved and also credit risk can be managed in a systematic way.

Credit risk can be managed by following the trading parties both individually and at a level of trading portfolio and accordingly applying trading conditions and limitations in compliance with the credibility categories created within the trading strategy. In this regard, the credit risk that the trading company exposed to, can be considered in two basic levels:

Credit risk at the level of trading party• Credit risk at the level of trading portfolio•


16

ELEKTRİK SEKTÖRÜNDE İLGİLİ ÜRÜN PAZARI TANIMLAMANIN ÖNEMİ

Başak ARSLANRekabet Kurumu

ÖZET

4054 sayılı Rekabetin Korunması Hakkında Kanun ile mal ve hiz-met piyasalarındaki rekabeti engelleyici, bozucu veya kısıtlayıcı anlaşma, karar ve uygulamaları ile piyasaya hâkim olan teşebbüs-lerin bu hâkimiyetlerini kötüye kullanmalarını önlemek, bunun için gerekli düzenleme ve denetlemeleri yaparak rekabetin korunması-nı sağlamak amaçlanmaktadır. Bu doğrultuda Rekabet Kurulu’nun bir eyleme yönelik işlem yapabilmesi için, ilgili eylemin belirli bir mal veya hizmet piyasasında rekabeti engelleyici bir etkisi olmalı ya da herhangi bir piyasada hakim durumda bulunan bir teşebbüsün bu hakimiyetini kötüye kullanması gerekmektedir. Ayrıca gerçekleştiği piyasa içerisinde rekabeti önemli ölçüde azaltacak bir etkisinin bu-lunması durumunda birleşme ve devralma niteliğindeki bir işlem de Rekabet Kurulu’nun müdahale alanı içine girmektedir. Görüldüğü üzere rekabet hukukunun odak noktasında belirli bir pazarda ya-ratılmış ya da yaratılacak olan rekabeti bozucu etkilerin varlığı yer almakta; bu nedenle yapılan incelemelerde öncelikle söz konusu etkilerin doğduğu pazarın belirlenmesi gerekmektedir.

İlgili pazarın tanımlanması, piyasalarda rekabet endişesi doğuran işlemlere yönelik yapılan incelemelerin ilk adımını ve temelini oluş-turmakta; rekabet hukuku uygulamalarının ve müdahale alanının sınırlarını çizmektedir. Ancak rekabet analizlerinde kullanılan pa-zar tanımı ile herhangi bir endüstride ticari anlamda kabul edilen pazar kavramı farklı anlamlar içermektedir. Rekabet hukukunda ilgili pazar olarak ifade edilen pazar kavramı, ürünler ve bölgeler arasındaki rekabetçi etkiler ve baskılar gibi piyasalardaki arz ve talebi etkileyen farklı faktörler dikkate alınarak oluşturulmaktadır. İlgili pazarın, ilgili ürün ve ilgili coğrafi pazar kavramları temel ol-mak üzere bir de zamansal etkilerin dikkate alındığı üç boyutu bulunmaktadır. Zaman boyutunun pazara yönelik değerlendirme-lerde hesaba katılması, rekabet hukuku kapsamında bir endüstride gerçekleştirilen incelemede yapılan pazar tanımının, bu endüstride daha önceden yapılmış olan pazar tanımlarıyla aynı olma zorunlu-luğunu ortadan kaldırmaktadır. Böylece zaman içerisinde piyasada yaşanan gelişmeler ya da değişimler göz önüne alınarak, farklı pa-zar tanımları yapılabilmektedir. Bu doğrultuda özellikle son yıllarda büyük değişim ve gelişmelerin yaşandığı elektrik sektörüne ilişkin yapılacak ilgili ürün pazarı tanımlamaları, rekabet analizlerinin so-nucunu tamamen değiştirebildiği için büyük önem taşımaktadır.

Türkiye elektrik sektörüne yönelik Rekabet Kurulu kararları ince-lendiğinde dağıtım özelleştirmeleri ile ilgili kararların ağırlık ka-zandığı görülmektedir. Söz konusu kararlarda genel olarak piyasa faaliyetleri üretim, iletim, dağıtım, toptan satış ve perakende satış faaliyetleri olarak ayrılmıştır. İlgili ürün pazarına yönelik değerlen-dirmeler ise, dağıtım firmalarının faaliyetlerinin elektrik ticaretindeki yeri dikkate alınarak “ikili anlaşmalar”, “elektrik dağıtım hizmetle-

ri” ve “perakende faaliyetleri” başlıkları altında yapılmıştır. Avrupa Komisyonu’nun “Enerji Sektörü Raporu”na baktığımızda ise Avru-pa elektrik ticaretinin Türkiye’ye göre daha gelişmiş bir seviyede gerçekleşmesi ve daha rekabetçi bir yapıya sahip olması nede-niyle, ilgili ürün pazarı tartışmalarının farklılaştığı görülmektedir. Serbestleşme süreci içerisinde olan Türkiye elektrik sektörünün de bu süreçle birlikte daha rekabetçi bir piyasa yapısına sahip olacağı göz önüne alındığında, yapılacak pazar tanımlarının farklılaşacağı ve Rekabet Kurulu kararlarının da yaşanan gelişmelere göre şekil alacağını söylemek yanlış olmayacaktır.

4054 sayılı Rekabetin Korunması Hakkında Kanunun amacı, mal ve hizmet piyasalarındaki rekabeti engelleyici, bozucu veya kı-sıtlayıcı anlaşma, karar ve uygulamaları ve piyasaya hâkim olan teşebbüslerin bu hâkimiyetlerini kötüye kullanmalarını önlemek, bunun için gerekli düzenleme ve denetlemeleri yaparak rekabetin korunmasını sağlamaktır. Kanunun kapsamı belirleyen 2. maddesi uyarınca Rekabet Kurulu’nun bir eyleme yönelik işlem yapabilmesi için, ilgili eylemin belirli bir mal veya hizmet piyasasında rekabeti engelleyici bir etkisi olmalı ya da herhangi bir piyasada hakim du-rumda bulunan bir teşebbüsün bu hakimiyetini kötüye kullanması gerekmektedir. Rekabet Kurulu’nun bir diğer önemli görev alanı ise yoğunlaşmaların kontrolüdür. Buna göre birleşme ve devralma niteliğindeki bir işlem de gerçekleştiği piyasa içerisinde rekabeti önemli ölçüde azaltacak bir etkisinin bulunması durumunda Reka-bet Kurulu’nun müdahale alanı içine girmektedir. Görüldüğü üzere rekabet hukukunun odak noktasında, belirli bir pazarda yaratılmış ya da yaratılacak olan rekabeti bozucu etkilerin varlığı yer almakta-dır. Bu doğrultuda rekabet tartışmasına konu olan bir olaya yönelik yapılan incelemede öncelikle ilgili pazarın sınırları çizilmelidir.

Yapılan incelemelerde hangi mal veya hizmet pazarında ve han-gi coğrafi alanda rekabetin etkilendiği veya etkileneceğinin tespiti, ilgili pazarın doğru bir şekilde tespit edilmesine bağlıdır. Pazarın tanımlanması, pazar paylarını hesaplamak ve pazar payı bilgile-rinin kullanılması suretiyle rekabet hukuku kapsamında yapılacak analizlerde yararlanılacak diğer bilgilere ulaşmak için gerekli bir aşamadır[1]. Bu doğrultuda tanımlanacak olan ilgili pazarın, te-şebbüsler arası rekabetin yaşandığı sınırların çizilmesine yönelik rekabet hukuku uygulamalarında kullanılan bir araç olduğu; ince-leme konusu teşebbüslerin ve teşebbüs faaliyetlerinin karşı karşı-ya kaldığı rekabetçi kısıtların belirlenmesinde önemli rol oynadığı görülmektedir.

İlgili pazarın tanımlanması, teşebbüsler arası rekabeti kısıtlayıcı anlaşmalar, hâkim durumun kötüye kullanılması veya birleşme/devralma/ortak girişim işlemlerinin incelenmesinde temel adım-lardan birini oluşturmaktadır. Bu bakımdan, pek çok örnek olayda


17

rekabet analizinde başlama noktası ilgili pazar tanımıdır[2]. Ancak rekabet analizlerinde kullanılan pazar tanımları ile herhangi bir en-düstride ticari anlamda kabul edilen pazar kavramı farklı anlamlar içermektedir. Rekabet hukukunda ilgili pazar olarak ifade edilen pazar kavramı, ürünler ve bölgeler arasındaki rekabetçi etkileri ve baskıları dikkate alarak oluşturulmaktadır. Rekabetçi baskıla-rın ne kadar etkili olacağını belirleyen birçok faktör vardır. Bun-lar, ilgili teşebbüsün pazar payı, rakiplerin sayısı, birbirlerine rakip olan ürünlerdeki farklılaşma derecesi ve var olan rakiplerin yanı sıra piyasaya yeni bir ürün sunmanın kolaylığı olarak sıralanabilir. Bu sayılan faktörlerin doğru bir şekilde yorumlanabilmesi ve de-ğerlendirilebilmesi ise pazarın doğru bir şekilde tanımlanmasına bağlıdır[3]. İlgili pazar tanımının iki temel boyutu vardır: İlgili ürün pazarı, ilgili coğrafi pazar.

Rekabet Kurulundan İzin Alınması Gereken Birleşme ve Devral-malar Hakkında Tebliğ’de (Tebliğ No: 2010/4); “İlgili ürün pazarının tespitinde, tüketicinin gözünde fiyatları, kulla-nım amaçları ve nitelikleri bakımından birbiriyle değiştirilebilir veya ikame edilebilir olarak kabul edilen bütün mal veya hizmetlerden oluşan pazar dikkate alınır; tespit edilen pazarı etkileyebilecek di-ğer unsurlar da değerlendirilir.

İlgili coğrafi pazar, teşebbüslerin, mal ve hizmetlerinin arz ve ta-lebi konusunda faaliyet gösterdikleri, rekabet koşullarının yeterli derecede homojen ve özellikle rekabet koşulları komşu bölgeler-den hissedilir derecede farklı olduğu için bu bölgelerden kolayca ayrılabilen bölgelerdir. Coğrafi pazar değerlendirilmesi yapılırken, özellikle ilgili mal ve hizmetlerin özellikleri, tüketici tercihleri, giriş engelleri, ilgili bölge ile komşu bölgeler arasında teşebbüslerin pa-zar payları veya mal ve hizmetlerin fiyatları bakımından hissedilir bir farklılığın varlığı gibi unsurlar dikkate alınır.”ifadesi yer almaktadır¹ .

Avrupa Komisyonu’nun (Komisyon) İlgili Pazar tanımlanmasına yönelik yayınladığı Duyuru²’da ise ilgili ürün pazarının, ürünün öze-likleri, fiyatları ve kullanım amaçları açısından tüketici tarafından değiştirilebilir ya da ikame edilebilir sayılan bütün ürünleri ve/veya hizmetleri; coğrafi pazarın da, ilgili teşebbüslerin ürün ya da hiz-metlerin arzı ile uğraştıkları, kendi içinde rekabet şartları yeterince homojen olan ve komşu bölgelerdeki rekabet şartları belirgin bir şekilde farklı olduğu için bu bölgelerden ayırt edilebilen alanı kap-sadığı şeklinde bir tanım bulunmaktadır.

İlgili ürün ve ilgili coğrafi pazar kavramlarının yanında ilgili pazarın bir de zamansal boyutu vardır. Ürün arz ve talebi bir takım mevsim-sel etkiler nedeniyle farklı yapılara sahip olabileceği gibi, bir pazarın yapısı ve şartları da, zamanla gelişen teknolojik şartlar ve değişen ekonomik ve sosyal koşullarla birlikte farklılaşabilmektedir. Pazar tanımları da bu zamansal etkileri göz önünde bulundurmak ve söz konusu değişikliklere ayak uydurmalıdır. Bu husus, ilgili pazar tanımına zamansal bir kapsam da yüklenmesini gerekli kılmıştır. Pazarın zaman boyutunun değerlendirmelerde hesaba katılması aynı zamanda, rekabet hukuku kapsamında bir endüstride gerçek-leştirilen incelemede yapılan pazar tanımının, bu endüstride daha önceden yapılmış olan pazar tanımlarıyla aynı olma zorunluluğu-nu da ortadan kaldıracaktır[4]. Bu doğrultuda, geleceğe yönelik bir çalışma olan yoğunlaşma analizinde yapılan pazar tanımı, hakim durum ya da rekabeti sınırlayıcı eylem gibi geçmişteki davranışları

konu alan bir analizde yapılan pazar tanımından farklı olabilecek; zaman içerisinde piyasaların liberalleşmesi ile, satış yapılan bölge-ler, tüketici tercihleri, ürün fiyatları gibi unsurlardaki değişimlerden dolayı da farklı pazar tanımları ortaya çıkabilecektir.

Yukarıda yer verildiği üzere; ilgili pazarın belirlenmesi rekabet hu-kuku uygulamalarında ve bu kapsamda yapılan incelemelerin ilk adımını ve temelini oluşturmaktadır. Bu doğrultuda özellikle son yıllarda hızlı değişim ve gelişmelerin yaşandığı elektrik sektörü açısından da ilgili ürün pazarının tespit edilmesinin önemi, yapı-lacak rekabet analizlerinin sonucunu tamamen değiştirebildiği için büyük önem taşımaktadır. Bu kapsamda yazının devamında elekt-rik sektörü özelinde Rekabet Kurulu kararlarında ilgili ürün pazarı tanımlarının ne şekilde yapıldığı incelenecek; Komisyon’un enerji sektörüne ilişkin hazırlamış olduğu sektör araştırması raporu da göz önüne alınarak elektrik sektörüne yönelik ilgili pazar tanımları değerlendirilecektir.

Elektrik sektörüne yönelik ilgili ürün pazarı tartışmaları, son yıllarda liberalleşme sürecinde bulunan sektörde gerçekleştirilen özelleştir-meler ve bunlara yönelik Rekabet Kurulu kararları doğrultusunda önem kazanmıştır. Elektriğin kendine özgü özellikleri nedeniyle elektrik sektörü, yüksek derecelerde pazar gücünün oluşabildiği ve kullanılabildiği piyasaların başında gelmekte; bu durum yapılan incelemelerde ilgili pazarlara yönelik değerlendirmelerin daha dik-katli yapılmasını gerektirmektedir. OECD’nin 2002 yılında düzenle-nen “Elektrik Sektöründe Rekabet Politikası” konulu yuvarlak masa toplantılarında elektrik endüstrisinin pazar gücünün kullanımına müsait olduğu şu şekilde özetlenmiştir[5]:“1. Elektrik talebi neredeyse esneksizdir. Dolayısıyla kapasitenin

küçük miktarlarla da olsa piyasaya sunulmamasının fiyat üze-rinde ciddi etkileri vardır.

2. Elektrik kolayca depolanamadığı için, üretim ile tüketim sürekli dengede olmalıdır. Günün, ayın ya da yılın farklı zamanları için piyasalar farklılaşabilmektedir.

3. İletim hatlarında tıkanıklık yaşandığı zaman üreticiler bölgesel pazar gücüne sahip olabilmektedir.

4. Üretim birimleri, marjinal maliyetlerine göre farklılaştıkları ve bazı birimler belli zaman dilimlerinde azami kapasitede çalış-tıkları için piyasa fiyatındaki artışlara tepki verememektedirler. Dolayısıyla bir zaman diliminde birçok üretici olsa dahi bu üre-ticilerin çoğu kapasite kısıtına sahipse, kalan üreticiler ciddi pa-zar gücüne sahip olabilmektedir.”

4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu (43628 sayılı Kanun) hüküm-leri ve ilgili düzenlemeler uyarınca yerine getirilen elektrik sektö-rü faaliyetleri, söz konusu kanunun 2. maddesinde; üretim, iletim, dağıtım, toptan satış, perakende satış, perakende satış hizmeti, ticaret, ithalat ve ihracat faaliyetleri olarak sıralanmış; bu faaliyet-lerin kimler tarafından yerine getirilebileceğine ilişkin düzenlemeler yapılmıştır. Sektördeki temel faaliyetleri oluşturan üretim, iletim, dağıtım, toptan satış ve perakende satışa ilişkin tanımlamalar 4628 sayılı Kanun’un 1. maddesinde şu şekilde yapılmıştır: Üretim: Enerji kaynaklarının, elektrik üretim santrallerinde elekt-

rik enerjisine dönüştürülmesi. İletim: Elektrik enerjisinin gerilim seviyesi 36 kV üzerindeki hat-

lar üzerinden nakli. Dağıtım: Elektrik enerjisinin 36 kV ve altındaki hatlar üzerinden

nakli.

¹ 2010/4 sayılı Tebliğ’in yürürlüğe girmesiyle yürürlükten kaldırılan 1997/1 sayılı Rekabet Kurulu’ndan İzin Alınması Gereken Birleşme ve Devralmalar Hakkında Tebliğ’de ilgili ürün ve ilgili coğrafi pazar tespitine yönelik benzer ifadeler yer almaktadır.

² COMMISSION NOTICE on the definition of relevant market for the purposes of Community competition law (97/C 372/03).


18

Toptan satış: Elektriğin tekrar satış için satışı. Perakende satış: Elektriğin tüketicilere satışı.

Bununla birlikte piyasaya ilişkin teknik bir çerçevede ve lisansa tabi faaliyetlerin belirlenmesi amacıyla yapılan kanuni ayrım ile rekabet hukuku perspektifinden yapılan ilgili pazar tanımları farklılık göstere-bilmektedir. Nitekim rekabet hukukunda ilgili pazar belirlenirken bah-se konu piyasaya ilişkin mevzuatın yanında temel olarak piyasada oluşan rekabetçi dinamikler kapsamında talep, arz ikamesi ve potan-siyel rekabet olguları dikkate alınmaktadır. Liberalizasyon sürecinde şu ana kadar dağıtım firmalarının özelleştirmelerinin gerçekleştiril-miş olması sebebiyle, elektrik sektörüne yönelik Rekabet Kurulu’nun almış olduğu kararlara bakıldığında ağırlıklı olarak dağıtım özelleş-tirmelerinin önem kazandığı görülmektedir. Bu doğrultuda, elektrik sektörü özelinde ilgili ürün pazarı tanımlarına yönelik yapılacak de-ğerlendirmede incelenecek Rekabet Kurulu kararları dağıtım özel-leştirmelerine yönelik alınan kararlar ile sınırlı kalacaktır.

Elektrik sektörüne ilişkin olarak günümüze kadar alınmış Rekabet Kurulu kararları incelendiğinde elektrik piyasasının genel olarak üretim, iletim, dağıtım ve tedarik/arz olmak üzere 4 ana bölüme ayrıldığı görülmektedir. Söz konusu kararlarda;

• İletim ve dağıtım aşamalarının doğal tekel niteliği taşıdığı ve ağırlıklı olarak düzenlemeye tabi tutulduğu,

• Daha az düzenleme ve daha çok rekabetin sağlanabileceği aşa-Daha az düzenleme ve daha çok rekabetin sağlanabileceği aşa-maların ise elektriğin üretimi ve nihai tüketiciye arzı aşamaları-nın olduğu,

• Dolayısıyla toptan satış ve nihai tüketici fiyatının oluşmasının alıcılar ve satıcıların karşı karşıya geldiği üretim ve tedarik sevi-yelerindeki etkileşime bağlı olduğu,

değerlendirilerek, bunun sonucunda incelemeye alınan işlemlerde dikkate alınması gereken piyasalar şu şekilde ayrıştırılmıştır: • Üretim: Elektriğin üretimi.• Toptan satış: Sağlayıcı tarafında üretici ve toptan satış şirketle-

rinin (toptan satış şirketleri yeniden satıcı konumundadır), alıcı tarafında ise dağıtım şirketleri, perakende şirketleri ve serbest tüketicilerin bulunduğu, ikili anlaşmalardan oluşan piyasa.

• İletim/dağıtım: Doğal tekel niteliğindeki şebeke faaliyetleri. • Perakende satış: Serbest ve serbest olmayan tüketicilere yapı-

lan satışlar.

İlgili ürün pazarlarına ilişkin değerlendirmelerde üretim ve dengele-me piyasalarına ilişkin pazar tanımlarının daha çok üretim özelleştir-melerinde önem kazanacağı ifade edilmiş ve elektrik üretimine ilişkin ilgili pazar tanımları yapılması gerekli görülmemiştir. Kararlara konu olan dağıtım firmalarının faaliyetlerinin ise elektriğin ticaretindeki yeri dikkate alınarak “ikili anlaşmalar”, “elektrik dağıtım hizmetleri” ve “perakende faaliyetleri” başlıkları altında ilgili ürün pazarı değerlen-dirmesi yapılmıştır. Bu doğrultuda belirlenen ilgili ürün pazarlarına ilişkin yapılan tanımlara aşağıda yer verilmektedir.

İkili anlaşmalara ilişkin pazar (toptan satış pazarı), arz tara-fında üretim şirketleri ya da üretim şirketleriyle yaptığı anlaşmalar kapsamında kendi portföyüne sahip olan yeniden satıcı konumun-daki toptan satış şirketlerinin, alıcı tarafında ise dağıtım firmaları,

perakende satış firmaları³ ve serbest tüketicilerin yer aldığı pazar olarak tanımlanmıştır. Ancak, yapılan incelemelerde sadece günü-müz pazar yapısı değil, geleceğe yönelik gelişmelerin de dikkate alınması gerektiği belirtilmiştir.

Yapılan değerlendirmelerde, yerleşik dağıtım firmalarının gelenek-sel olarak münhasıran satış yaptıkları tüketicilerin, tedarikçisini seç-me şansına sahip olduktan sonra dahi yerleşik dağıtım firmasından ya da bu firmayla aynı ekonomik bütünlük içerisindeki perakende satış firmasından alım yapmaya devam etmeleri, dolayısıyla, söz konusu dağıtım bölgesine diğer tedarikçi firmaların girmemeleri ya da girememeleri nedeniyle fiili olarak rekabetçi yapıya ulaşmanın önünde önemli bir engel oluştuğu vurgulanmıştır. Bu durumun en büyük sebebi, yerleşik dağıtım firmasının serbestleşme öncesi dö-nemden gelen avantajlarıdır. Bu nedenle, 2013 yılından itibaren hukuki ayrıştırma kapsamında perakende faaliyetlerini ayrı tüzel kişilik altında sürdürecek olsalar da, mevcut özelleştirmeler kap-samında alıcıların, sadece doğal tekel niteliğindeki elektriğin nakli faaliyetlerini değil, geçiş döneminde münhasıran satış yapacakla-rı müşterileri de devraldıkları ve bu bakımdan söz konusu dağı-tım şirketlerinin, toptan satış pazarının alım tarafındaki en önemli oyuncular oldukları belirtilmiştir.

Bu değerlendirmeler doğrultusunda, dağıtım firmalarının mevcut durumda münhasıran sahip oldukları tüketici portföyüyle, toptan satış pazarında alıcı olan diğer büyük tüketicilerden tamamen farklı bir talep yapısına sahip olduğu, her ne kadar geçiş dönemi son-rasında mevcut sözleşmeler ortadan kalkacak ve ayrıca dağıtım şirketleri de 2013 yılından itibaren hukuki ayrıştırmayı4 gerçekleş-tirecek olsa da, ileride oluşacak sağlıklı bir elektrik piyasası için, mevcut durumda yapılacak dağıtım özelleştirmeleri açısından, da-ğıtım şirketlerine yapılan satışların ayrı bir pazar olarak tanımlan-masının yerinde olacağı ifade edilmiştir. Bununla birlikte, kararların genelinde bu yönde yapılacak toptan satış pazarına ilişkin alt pazar ayrımlarının değerlendirme sonucunu değiştirmemesi nedeniyle, toptan satışlara ilişkin olarak nihai bir pazar tanımı yapılmasına gerek görülmemiştir.

Diğer bir ilgili ürün pazarına konu olan elektrik dağıtım hizmetlerine ilişkin değerlendirmelerde ise özelleştirme işlemine konu dağıtım bölgelerinde faaliyet göstermekte olan dağıtım şirketlerinin, elektri-ğin dağıtımı, perakende satışı ve perakende satış hizmeti faaliyet-leri ile iştigal ettiğinden hareketle; söz konusu faaliyetlerden dağı-tım faaliyetinin, alçak gerilimli elektrik taşıyan kablolardan oluşan yeni bir dağıtım şebekesinin kurulmasına ilişkin zorluklar ve yüksek yatırım maliyetleri sebebiyle doğal tekel niteliği taşımakta olup; her bir bölgedeki dağıtım şirketi tarafından münhasıran yerine getiril-diğine dikkat çekilmiştir. Bu bakımdan elektrik pazarının, elektriğin nakli faaliyetlerinden oluşan doğal tekel niteliğindeki aşamasına yönelik “elektrik dağıtım hizmeti pazarının” diğer seviyelerinden farklı bir ürün pazarı olarak tanımlanması gerektiği belirtilmiştir.

Perakende faaliyetlerine ilişkin pazar tanımlarında; nihai tüketici-lere satışları kapsayan elektriğin perakende satışlarına ilişkin piya-sanın esas itibarıyla sadece dağıtım şirketleri ve henüz piyasada bulunmayan perakende şirketlerinin satış yapabildikleri serbest

³ 4628 sayılı Kanun kapsamında perakende satış şirketleri tanımlanmış olmakla birlikte, piyasanın fiili yapısı içerisinde henüz EPDK’dan lisans almış bir pera-kende satış şirketi bulunmamaktadır.

4 Bilindiği üzere dağıtım özelleştirmelerinde Rekabet Kurulu, dağıtım faaliyetle-rinin diğer piyasa faaliyetlerinden hukuki olarak ayrıştırılmasını koşul olarak ortaya koymuştur. Devam eden süreçte ise yapılan Kanun değişikliği ile birlik-te, Rekabet Kurulunun görüşünde dile getirdiği ayrıştırma koşulu 4628 sayılı Kanun’un “Lisans Genel Esasları ve Türleri” başlıklı 3. maddesine hüküm ola-

rak aşağıdaki şekilde eklenmiştir: “Dağıtım şirketleri, tanımlanan bu faaliyetler dışında piyasada başka bir faa-

liyette bulunamaz. (Ek cümle: 9/7/2008-5784/3. md.) Dağıtım şirketleri, üretim ve perakende satış faaliyetlerini, 1/1/2013 tarihinden itibaren ancak ayrı tüzel kişilikler altında yürütürler.”

Bu hüküm ile birlikte, 2013 yılından itibaren dağıtım şirketlerinin, esas itibarıy-la, perakende satış faaliyetinde bulunmayacağı, bunun yanında kuracakları ayrı bir tüzel kişilikle perakende satış yapabileceği görülmektedir.


19

olmayan tüketiciler ile tedarikçisini seçebilme şansına sahip olan serbest tüketicilerden oluştuğu ifade edilmiştir.

İlgili pazar tanımı açısından ileriye dönük bir değerlendirmede ise serbest tüketici limitinin EPDK tarafından belirlendiği ve zaman içinde düşürülmesinin hedeflendiği; serbest tüketici limitinin sıfıra indiği andan itibaren ise tüm tüketicilerin, mevzuat açısından ser-best tüketici olarak kabul edileceği dikkate alındığında ilgili pazar tanımının, mevzuattan kaynaklanan bu durum dikkate alınarak, serbest tüketicilere ve serbest olmayan tüketicilere satışlar olarak ayrılması doğru olmayacağı belirtilerek; mevzuat çerçevesinde serbest olan ve serbest olmayan tüketiciler şeklinde bir ayrıma gitmek yerine; tüketicilerin büyüklük, iletim hattına doğrudan bağlı olmak ve benzeri özellikleri bakımından yapılabilecek ay-rımlar yerinde olacağı sonucuna ulaşılmıştır. Bu doğrultuda kü-çük ölçekli endüstriyel tüketiciler ile hanehalkının ayrı bir pazar olarak alınması mümkün olabileceği ancak elektrik sektörünün mevcut yapısında böyle bir ayrıma gidilmesine gerek bulunma-dığı değerlendirilerek, perakende seviyesinde ilgili ürün pazarı, “büyük endüstriyel tüketiciler” ve “hanehalkları ile küçük ölçekli endüstriyel/ticari tüketicilere yapılan perakende satışlar” şeklinde belirlenmiştir.

Bu noktada 03.03.2011 tarih ve 11-12/240-77 sayılı Kararda pera-kende faaliyetlere yönelik ilgili coğrafi pazara ilişkin yapılan değer-lendirmeye dikkat çekmek uygun olacaktır. Anılan karar sektördeki değişimlerin yakından izlendiğini ve serbestleşme ile sağlanacak yapısal değişimlerin rekabetçi değerlendirmeler açısından da dik-kate alınacağını göstermektedir. İlgili ürün pazarının diğer ayağını oluşturan ilgili coğrafi pazar, ilgili ürün pazarı gibi zaman içerisinde piyasada yaşanacak gelişmelerle birlikte değişebilecektir. Söz ko-nusu kararda, Türkiye toplam tüketiminin oldukça büyük bir bölü-münü oluşturan ve mevcut mevzuat gereği sadece bulundukları bölgelerdeki dağıtım şirketlerinden alım yapabilen küçük ölçekli tüketiciler bakımından bölgesel coğrafi pazarların söz konusu oldu-ğu, ancak serbestleşme süreci dikkate alındığında serbest tüketici limitinin sıfıra indirilmesiyle ilgili coğrafi pazarın bölgesellikten çıkıp Türkiye ölçeğine genişletilebileceği ifade edilmektedir.

Avrupa Komisyonu’nun “Enerji Sektörü Raporu5”na (Rapor) baktı-ğımızda ise ilgili ürün pazarlarına ilişkin değerlendirmelerin Rapo-run odak noktası olan elektriğin toptan satışı ile ticareti faaliyetleri temel alınarak yapıldığı ve elektrik ticaretinde yaşanan gelişmeler doğrultusunda yapılabilecek olan alt pazar tanımlarının tartışıldı-ğı görülmektedir. Raporda elektrik endüstrisi zincirinin elektriğin üretimi, elektriğin yüksek gerilimli şebekelerde taşınması olan iletimi, düşük gerilimli şebekelerde taşınması ile dağıtımı, elekt-riğin nihai tüketiciye sunulması anlamında arzı ve toptan satış pazarlarında alım satımı ile ticareti olmak üzere 5 ana faaliyetten oluştuğu ifade edilmektedir. Bu faaliyetlerin ise önceden denetim altında bölgesel veya ülke çapında münhasıran dikey bütünleşik şirketlerce yerine getirildiği, ancak liberalizasyon süreci ile birlik-te doğal tekel niteliğine sahip olan iletim dışında üretim, toptan satış/ticaret ve perakende satış faaliyetlerinin rekabete açıldığı belirtilmektedir.

Bu doğrultuda Raporda, Komisyonun geçmiş analizlerinde top-tan satış pazarı altında değerlendirilen üretim faaliyetine ilişkin

ilgili ürün pazarı genel olarak yeniden satışı için perakendecilere ve doğrudan büyük sanayi tüketicilerine satışı amacıyla elektriğin elektrik santrallerinde üretimini ve ithalatını kapsayacak şekilde tanımlanmıştır. Raporun asıl olarak inceleme konusu olan toptan satış faaliyetleri ise elektriğin büyük miktarlarda alım satımı; ilgili toptan satış pazarı ise üreticilerin ürettikleri elektriği sattıkları ve sağlayıcıların (perakendecilerin) nihai tüketicilerine satmak için ih-tiyaç duydukları elektriği aldıkları pazar olarak tanımlanmış ancak piyasa faaliyetlerinin elektriğin fiziksel ve finansal ticareti olarak ikiye ayrıldığı ve bu doğrultuda, pazar oyuncularının da elektriğin fiziksel olarak ticaretini gerçekleştiren üreticiler ve sağlayıcılar ile fiziksel olmayan yani finansal ticaretini yapan traderlerdan6 oluş-tuğu belirtilmiştir. Elektriğin toptan satışa konu olduğu işlemlerin, enerji satış anlaşmalarının (ikili anlaşmalar) gerçekleştiği organize piyasalar ya da tezgah üstü piyasalarda gerçekleştiği ifade edil-miştir.

Raporda ticarete konu elektrik işlemlerine yönelik değerlendirme-ler, gerçekleştirilme amacı ve gerçekleşme zamanı doğrultusunda farklı alt pazarlar altında yapılmıştır. Buna göre, elektrik üreticileri ile müşterilerinin ihtiyacı olan elektriği temin etmek amacıyla toptan satış pazarında faaliyet gösteren perakendecilerin elektriğin fizik-sel ticareti; perakendecilerin aksine piyasalarda oluşan fiyat fark-larından yararlanmak için toptan satış pazarında faaliyet gösteren perakendecilerin elektriğin fiziksel ticareti; perakendecilerin aksine piyasalarda oluşan fiyat farklarından yararlanmak için toptan satış pazarında faaliyet gösteren trader’lerin ise elektriğin finansal tica-reti olarak farklı piyasaları oluşturduğu ve toptan satış faaliyetleri-nin bu iki başlık altında farklı ilgili ürün pazarlarını oluşturacağı de-ğerlendirilmiştir. Bunun yanında ticarete konu olan elektriğin teslim süresine (vadesine) göre ağırlıklı olarak gün öncesi piyasalar olan spot veya vadeli (forward) piyasalarda işlem gördüğü; oluşan talep ve arz yapılarının farklılık göstermesi sebebiyle de spot ve vadeli piyasaların farklı ilgili ürün pazarları olabileceği tartışılmıştır. Ayrıca üretim faaliyetlerini de kapsayacak şekilde düşünüldüğünde toptan satış (ticaret) faaliyetine yönelik ilgili ürün pazarına yönelik zaman boyutu da dikkate alınarak bir değerlendirme yapılmış; farklı talep yapılarının oluşması nedeniyle puant ve puant-dışı7 dönemler doğ-rultusunda ayrılarak elektrik ticaretine konu ilgili pazarın daha dar tanımlanabileceğinin belirtilmiştir. Raporda elektriğin toptan satışı faaliyetleri ve ilgili ürün pazarına yönelik bu tartışmalara yer veril-mesine rağmen, Raporun amacı doğrultusunda ayrıntılı bir pazar tanımlamasına ihtiyaç duyulmamış ve farklı segmentlere sahip olan “toptan elektrik piyasası” tek bir ilgili ürün pazarı olarak kabul edilmiştir.

Görüldüğü üzere Türkiye elektrik pazarına göre elektrik ticare-tinin daha gelişmiş bir seviyede gerçekleştiği ve daha rekabetçi bir yapıya sahip olan Avrupa elektrik pazarına ilişkin tartışmalar Enerji Sektörü Raporunda, Rekabet Kurulu kararlarındaki değer-lendirmelere kıyasla daha farklı bir zeminde yapılmıştır. Türkiye elektrik sektörünün bir serbestleşme süreci içerisinde olduğu göz önüne alındığında; piyasa yapısının ve piyasa faaliyetleri-nin de büyük bir değişim içerisinde bulunduğu ve yapılacak pa-zar tanımlamalarının da bu süreç içerisinde farklılaşabileceğini söylemek yanlış olmayacaktır. Hiç kuşkusuz, Rekabet Kurulu kararlarında da bu değişim sürecinin getirdikleri ve getirecekleri dikkate alınacaktır.

5 Avrupa Komisyonu’nun Enerji Piyasalarına İlişkin Sektör Araştırması Ni-hai Raporu (European Commission DG Competition Report on Energy Sector Inquıry) Ocak 10, 2007.

6 Fiziksel varlıklara sahip olmaksızın piyasalarda işlem yapan şahıs ve kuruluşlar kastedilmektedir

7 Talep seviyelerini niteleyen bu kavramlar doğası gereği zamansal bir boyuta sahiptir-ler. Baz yük tüketimin düşük seyrettiği, genellikle düşük marjinal maliyete ve işletim esnekliğine sahip santrallerin kullanıldığı zaman dilimidir. Puant yük109 ise tüketimin en yüksek seviyede seyrettiği ve genellikle marjinal maliyeti ve işletim esnekliği yüksek üretim birimlerinin devreye girdiği zaman dilimini nitelemektedir [6].


20

KAYNAKLAR

[1] Çetinkaya, M., “İlgi Pazar Kavramı ve İlgili Pazar Tanımında Kullanılan Nicel Teknikler” Rekabet Kurumu Uzmanlık Tezi, s.10, Ankara, 2003.

[2] Rekabet Terimleri El Sözlüğü, Rekabet Kurumu, s. 54, Anka-ra, 2010.



[5] Yücel C. Ökmen, “Elektrik Üretiminde Hakim Durumun Tespi-ti”, Rekabet Kurumu Yayınlanmamış Uzmanlık Tezi, s. 37-38.

[6] Yücel C. Ökmen, “Elektrik Üretiminde Hakim Durumun Tespi-ti”, Rekabet Kurumu Yayınlanmamış Uzmanlık Tezi, s. 58.

SUMMARY

The focus of Competition Law is the existence of effects distorting competition which is or will be created in a certain market; there-fore, the market in which these effects have been created should be primarily determined on the inspections. Defining the relevant market is both the first step and the foundation of inspections ori-ented to operations with competition concern, and determines the boundaries of competition law enforcements and interference areas of competition authorities. However, the market used in the competition analysis and the one, in commercial terms, used in any other industry are not the same concepts. The concept of market which is stated as relevant market in Competition Law is created by taking into consideration of factors effecting supply and demand in the markets such as competitive effects and pressures in between products and regions. Moreover, the market definitions could be amended in time according to the changes and improvements in any other markets. Accordingly, the relevant product market defi-nitions, to be taken by reference to electricity sector having a rapid changes and improvements in recent years, have a significant pla-ce because they can be completely amended as a result of compe-tition analysis. It will not be wrong to say that the market definitions will differentiate and Competition Authority’s adjudications will be formed according to improvements while taking into considerati-on that Turkey electricity sector in liberalization process will have more competitive market structure with this process.


21

KURUMSAL SÜRDÜRÜLEBİLİRLİK VE ÜRÜN ÇEŞİTLENDİRME AÇISINDAN KARBON NÖTRLÜK

Bengisu ÇORAKÇIFutureCamp Türkiye

ÖZET Değişen dünyamızda sürdürülebilir yaşamla ilgili gözlemlenen gelişmeler, dünyanın ve bizlerin yaşantısında olumlu etkiler yarat-maya devam ediyor. Şüphesiz, yaşam kalitemiz daha yeşil, dola-yısıyla da daha temiz bir dünya ile artacaktır. Bu çalışmada daha yeşil dünyaya kurumsal olarak sağlanabilecek katkılar; ürünlerin çevreden çalmadan, karbon nötr olarak nasıl piyasaya sürülebi-leceği; karbon nötr olmanın kuruma ve bireye olan katkısı tartışıl-maktadır.

Karbon nötrlük, bir organizasyonun hazırlanması ve yönetilmesi, bir ürünün üretimi veya bir mekanın işletilmesi esnanında ortaya çıkan karbon salınımlarının doğayla dost bir projenin karbon hak-ları ile dengelenmesidir. Karbon nötrlük kavramı yeryüzü kaynak-larını bitirmeye yönelik bir tüketime karşıt olarak, sürdürülebilir tü-ketim bilincinin yaygınlaşmasında büyük katkı sağlamaktadır. Bu da kurumsal anlamda geleceğe dair bir yatırım olarak görülse de günümüzü etkileyen ve fark yaratarak büyümeyi sağlayan şimdiye kadarki en etkin yöntemlerden biridir.

1. GİRİŞ

2007 senesi, tüm dünyada bazı rahatsız edici gerçeklerin farkına vardığımız yıl olarak beyinlerde yer etti. Hükümetlerarası İklim Deği-şikliği Paneli’nin (IPCC) dördüncü değerlendirme raporunda (AR4) hava şartlarından dolayı yaşanan felaketlerin sayısındaki beklen-medik artış gözler önüne serildi. Dünyadaki ortalama sıcaklıkların yükselmesi, doğrudan seragazlarının artışına bağlanmaktadır. En-düstriyelleşme ve ormanlık alanların imha edilmesi, sera gazlarının atmosferde gereğinden çok daha fazla miktarda birikmesine yol açmıştır. Dünya nüfusu, ekonomi ve yaşam standartları geliştikçe, sera gazı emisyonu da çoğalmaktadır[1]. Bu noktada iklim deği-şikliğine adaptasyon önemli rol oynamaktadır. İklim değişikliğine adaptasyon insanların artan ve zorlaşan iklim koşulları ile başa çıkmasını kolaylaştıran, bununla birlikte daha kaliteli yaşamalarına imkan sağlayan çalışmaların toplamıdır. Bu çalışmaların başında teknoloji gelişimi, gelişmiş risk yönetimi ve bilgilenme gelmektedir. Toplumsal ve kurumsal olarak sürdürülebilirlik öne çıkmaktadır[2].

Sürdürülebilir büyüme, 1987 yılında Dünya Çevre ve Kalkınma Ko-misyonunun hazırladığı Ortak Geleceğimiz Raporu’nda karşılaştı-ğımız bir kavramdır. Ekonomik kalkınmanın çevreye zarar verme-den sağlanması gerektiğine dikkat çekmektedir. Kavramın esası; doğal kaynakların verimli kullanılmasına, atıkların azaltılmasına, kaynakların geri dönüşümünün sağlanmasına, gelecek nesillerin ihtiyaçlarına cevap verecek ve çevrenin sürekli şekilde korunma-sına dayanmaktadır. Sürdürülebilir büyüme tüm kaynakların yö-

netimine ilişkin ekonomik, finansal, ticari ve endüstriyel boyutları olan bir süreçtir. Uygulamada ise sürdürülebilir büyüme, çevrenin korunmasına önem vermek suretiyle uzun vadeli ekonomik kalkın-manın koşullarını oluşturmayı öngörmektedir[3].

2. KURUMSAL SÜRDÜRÜLEBİLİR BÜYÜMENİN BOYUTLARI

Sürdürülebilir büyümenin, kurumsal vizyonda üç farklı - ekolojik, sosyal ve ekonomik - boyutu vardır ve bunların kurumsal vizyonda bütünleşmesi gerekmektedir.

Ekonomik verimlilik ile en iyi ekonomik sonuçlar sürdürülebilir kalkınma planında mümkündür. Şirket için yaratılan fırsatlar, yeni pazar açılımı, motivasyonu artmış çalışanlar, pazarlama stratejile-rinde çeşitlilik, imaj yenilenmesi ve güçlenmesi olarak sayılabilir. Bütün bunları sürekli kılan ve şirketi koruyan ise risk yönetimidir.

Ekolojik verimlilik ise, sürdürülebilir kalkınma için alınan önlem-lerin barındırdığı, bütün canlıların paylaştığı dünyadaki sera gaz salınımını azaltım, temiz enerji kullanımı, daha az tüketerek üretim ve karbon nötrlük gibi kavramlar ile kendiliğinden sağlanacaktır.

Sosyal verimlilik, sürdürülebilir kurum yapılanması ile toplumda oluşan bilincin doğal bir sonucudur. Sürdürülebilir kurum, ken-di büyümesinin yanı sıra, çalışanlarının eğitimleri ve kitle iletişim araçlarındaki bilgilendirici tanıtım stratejileri ile toplumu geliştirir ve sürdürülebilir kılar. Toplumsal bilgilenmenin sonucu, kurumun eko-nomik verimliliğinin devamlılığını sağlar[7].

Bu üç kavram, sürdürülebilir bir kurum için birbirinden ayrılmaz ve birbirini tetikleyen bir bütünün ögeleridir.

3. KURUMSAL SÜRDÜRÜLEBİLİR BÜYÜME

Kurumsal sürdürülebilir büyümenin ana maddelerinden biri sera gazı salınımlarını azaltmaktır. İklimsel dengenin sağlanması ancak bu şekilde mümkün olabilir. Kyoto Protokolü’nde gelişmiş ülkelerin, gelişmekte olan ülkelerin sürdürülebilirlik ihtiyaçlarını karşılamaları için yapacakları bazı yatırımlarla ilgili karbon piyasası adı altında

Şekil 1.


22

mekanizmalar oluşturulmuştur. Zorunlu piyasanın yanı sıra, gönül-lü piyasanın da sürdürülebilir yararlar sağlamak amacıyla sürekli gelişen bir piyasa oluşturduğunu gözlemlemekteyiz. Bilimsel araş-tırmalara bakıldığında Kyoto Protokolü’nde oluşturulan zorunlu pi-yasanın iklim değişikliğine karşı aldığı önlemler yetersiz bulunmak-tadır. Bu aşamada gönüllü piyasanın gelişimi ve ayakta durması asıl farkı yaratabilecek eylem olarak görülmektedir[4].

Kurumsal olarak çevreci bir işletim politikası izlemek, bir şirketin çevresel verimini nasıl artıracağı sorusunun tek cevabıdır. Burada kast edilen çevre, insanların yaşama koşullarını da kapsamaktadır. Dolaylı olarak toplumu çevre kavramının merkezine koymak gerek-liliktir. Kurumlar bu politikayı yatırım olarak görüp, gönüllü olarak benimsemelidir[5]. Gönüllü emisyon azaltımları, iklim değişikliğinin potansiyel risklerini topluma aktarmakta, bu konuda toplumsal du-yarlılığı harekete geçirmekte büyük rol oynamaktadır. Türkiye’de son yıllarda hızla büyüyen sürdürülebilir piyasaya kurumsal olarak giriş, uzun vadede şirketlere kar getirecektir. Sürdürülebilir büyü-menin bir parçası olabilmek için izlenecek strateji çok önemlidir. Bu aşamada ‘karbon nötrlük’ kavramı devreye girmektedir. Çünkü ‘karbon nötrlük’ lansmanı kitlesel medyada en hızlı ve etkin tepki-yi verecek planlama stratejisidir. Karbon nötrlük yol haritası genel hatlarıyla Şekil 2’deki gibidir[6].

yansıtan bölgeler seçilmeli, istikrarlı ve dürüst bir tutum benimsen-melidir.

3.3. Kurumsal Karbon Ayakizi HesaplamalarıBilinmeyen bir sorunu kabullenmek ve onunla başa çıkmak müm-kün olamayacağı için, önce çevreye olan etkilerinizin farkına var-manız gerekir. Ne ile baş etmeniz gerektiğini bilmeden sorunun üstesinden gelemezsiniz. Her şey farkındalıkla başlar. Belirledi-ğiniz pilot birimin (etkinlik, ürün, ofis vb.) doğaya ve çevreye ver-diği asıl tahribatın farkında olarak sorunun büyüklüğünü kavra-yabilirsiniz. Tüketimlerinizle emisyon faktörlerini çarparak tahmini (gerçeğe yakın) CO2 emisyonunuzu hesaplayabilirsiniz. Bu konu ile ilgili olarak iklim değişikliği danışmanınız sizi doğru bir şekilde yönlendirecektir. Kurumsal karbon ayak izinizi bilmek size farkın-dalık sağlayacaktır.

3.4. Karbon azaltım hedefi belirleme ve ‘Karbon Nötr’leme:Karbon salınım değerlerinizi hesapladıktan sonra iki farklı şekilde azaltım sağlayabilirsiniz. İlk başta küçük alışkanlık değişiklikleri ile belli bir ölçüde azaltım sağlanabilmektedir. Mesela aydınlatmada enerji verimli ampul kullanımı, ofise veya etkinliğe ulaşım şeklinin toplu taşımaya dönüştürülmesi, iş seyahatlerinde hava yolunun ola-bildiğince az kullanılması ve atıkların geri dönüşümü alınabilecek önlemlere örnektir. Bunlara rağmen karbon emisyonunuzu sıfırla-mak mümkün olmayacaktır. Karbon nötrlemede seçtiğiniz bir proje-nin karbon sertifikaları şirketinizin/ürününüzün karbon dioksit salını-mı ile denkleştirilecek, ofisiniz/ürününüz karbon nötr olacaktır.

3.5. Karbon Nötrlük Hareketini DuyurmaKurumsal faaliyetlerinizle ilgili bilgilerinizi kamuoyu ile paylaşarak şirketinizin adının duyurulmasını sağlayabilirsiniz. İç iletişim, intranet, şirket yayınları vb. kanallar yoluyla şirketlerin çalışanları, müşterileri, iştirakçileri ve hisse sahipleri karbon salınımının azaltılması ile ilgili konularda bilgilendirilmelidir. Karbon yönetim raporlarınızı kamuoyu ile paylaştığınız zaman sürdürülebilirlik hareketinin size kurumsal itibar ve karlılık olarak geri döndüğünü göreceksiniz.

4. KARBON NÖTR ÜRÜN ÇEŞİTLENDİRME

Sürdürülebilir dünyaya geçişle birlikte pazarlama dili ve paradig-maları yenilendi. Devamlı büyüme anlayışı yerini sürdürülebilir ve yeşil ekonomiye bıraktı. Artık materyalistlik kişisellikle yer değişti, ihtiyaçlar için değil, yaşam sürekliliği için pazarlama algısı benim-sendi[10]. Çevresel kaygılar, yeni bir tüketici profili oluşturmaya başladı. Satın aldıkları ve kullandıkları ürünün çevreye olan etkile-rini önemseyen “yeşil tüketici” potansiyeli her geçen gün çoğalıyor. Bu aşamada atılması gereken ilk adım bu tüketici kitlesinin istekle-rine cevap veren ve bunu pazarlayan ürün çeşitlendirme politikası oluşturmaktır. Mevcut ürünler gözden geçirilmeli, yeniden dizayn edilmeli ve tüketiciye sunulmalıdır. Ürün gelişiminin yanı sıra fir-manızın yeşil ürünleri için bir marka oluşumu gerekli olabilir. Marka oluşumunda öne çıkartılacak en etkin slogan ‘Karbon Nötr’lüktür. Karbon nötrlük, ürün çeşitlendirme ve marka oluşumunda kısa sürede uzun vadeli etkiler yaratabilecek bir yöntemdir. Teknoloji adaptasyonu, ham madde değişimi gibi yöntemlere göre pazarda daha çok ses getirecek ve markanın konseptini oluşturabilecek bir kavramdır. Karbon nötrlük, her sektöre hitap edebilmekle beraber, bazı ürün pazarlarında tüketiciye ulaşımı daha kolaydır. Araba, te-mizlik malzemeleri, gıda veya kağıt mamulleri sektörlerinde ‘Kar-bon Nötrlük’ tüketiciyi ilk görüşte cezbeden bir olgu iken, bilişim ve finans sektörlerinde - karbon nötr olmak daha kolay olmasına rağmen – tüketicilere hitap etmek biraz zaman alabilir[11].

3.1. Karar Verme ve Kurum İçi YapılanmaKarbon yönetimi kurumlar için günümüzde çok önemli bir yerdedir. Çünkü iklim değişikliğine karşı şimdiden başlayarak mücadele etmenin maliyeti, ileride iklim değişikliği gerçekleştiğinde karşılaşacağımız maliyete kıyasla çok düşüktür[8]. Kurumsal sürdürülebilirlikte ilk adım karbon yönetimine karar vermektir. Ancak, kurumsal sürdürülebilirlik tek bir kişi için ağır ve zorlu bir görevdir. Karar aşamasından sonra şirket için küçük bir kadro oluşturulmalı ve eylem planı bu kadro tarafından belirlenmelidir. Sürdürülebilirlik kadrosunda şirketten üst düzey bir yönetici, şirkette çalışan bu konu ile alakalı bir kişi ve iklim değişikliği danışmanı bulunmalıdır. Başarılı bir karbon politikasında bu ekibin rolü büyüktür. Ekip ilk olarak şirketin işletim sisteminde atılabilecek küçük, ama uzun vadeli adımları danışman eşliğinde belirleyip, üst düzey yöneticinin onayıyla devreye sokmalıdır. Çalışanlar arası bilgi akışını ve iletişimini şirketin iklim değişikliği sorumlusu üstlenmelidir. Çalışanlar, karbon danışmanı tarafından düzenli olarak bilgilendirilmelidir.

3.2. Sınırlarını BelirlemeBüyük bir kurum olarak, topyekün iklim değişikliğine karşı savaş-mak karmaşık ve motivasyon düşürücü olabilir. Bunun için kurumu-nuzun hangi oranda karbon azaltımına gideceğine karar vermek gerekir. Şirket içinde bazı bölümler, bir ürün çeşidi veya bir etkinlik seçilerek karbon politikası küçük ölçekte denenebilir, daha sonra büyük ölçekte uygulanmak üzere planlanabilir. Bu stepte hangi parametrelerin ölçüleceği, hangi sıklıkla ve nereye rapor edileceği belirlenmelidir. Bu tanımlamalar yapılırken sera gazı etkisini en çok

Şekil 2. Karbon nötrlük yol haritası.


23

Bu zamana kadar tüketicilerin çevreye duyarlılık çağrısına şir-ketlerin karşılık vermemesinin sebebi, bunun mali yükümlülük ve operasyonel bir süreç olarak düşünülmesiydi. ‘Karbon Nötrlük’ kav-ramı, üreticiye maliyeti tüketici ile paylaşma fırsatı sağlarken, ope-rasyonel değişime gerek kalmadan sürdürülebilirlik için ilk adımın atılmasına imkan sağlıyor[11].

‘Karbon Nötr’ ürün çeşitlendirmesi ve marka gelişimi, şirketlere rekabet ortamında inovasyon ve güvenli bir yatırım olarak geri dö-necektir. İyi bir pazarlama stratejisi ile ‘karbon nötr’ kavramı yeni pazar fırsatları doğurmakta, farklılaşmayla birlikte fiyat avantajı sağlamaktadır.

5. KARBON NÖTR ÜRÜN VE ETKİNLİK ÖRNEKLERİ

FutureCamp Türkiye’nin bugüne kadar geliştirdiği ‘Karbon Nötr’ projelerinin bazıları şunlardır:• ‘Karbon Nötr’ Konferans - TedxReset: İklim değişikliğine dikkat

çekmek isteyen TEDxReset konferans sponsoru Unilever’in Do-mestos markası 02.02.2012 tarihinde Boğaziçi Üniversitesi’nde gerçekleştirilen konferansın organizasyonu ile doğaya salınan karbonu nötrledi.

• Lipton ‘Karbon Nötr’ Basın Gezisi: Lipton, karadenizdeki or-ganik çay bahçelerinin basın tanıtımında ortaya çıkan CO2 emis-yonunu hesaplatıp nötrledi.

• ‘Karbon Nötr’ Posta Hizmeti: Swisspost gönderilerini karbon nötr göndermek isteyen müşterileri için FutureCamp Türkiye’nin geliştirdiği Çatalca RES projesinin sertifikalarını alarak, bu yeni hizmetini piyasaya sürmüştür.

• ‘Karbon Nötr’ Doğalgaz: Alman Erdgas Südbayern firması tü-keticilerin doğalgaz kullanımından ortaya çıkan CO2 emisyonunu nötrleyen ‘Karbon Nötr’ doğalgaz satışına başladı.

• İlk ‘Karbon Nötr’ televizyon programı: TRT5 Anadolu kanalında yayınlanan,enerji verimliliği ve iklim dostu enerji üretim yöntemle-rine dikkat çekmeyi amaçlayan En-Ver (Enerji Verimliliği) prog-ramının ilk 32 bölümünün hazırlıkları ve yayını sırasında ortaya çıkan CO2 emisyon miktarını hesaplayarak karbon nötr oldu.

6. ‘KARBON NÖTR’LÜĞÜN KURUMSAL KATKILARI

Karbon nötrlük, müşterileriniz/tüketicileriniz ile, onlar için önemli olan bir mesele aracılığı ile iletişim kurarak kurumunuzun/ürünü-nüzün gücünü artıracaktır. Bunun yanı sıra satışlarınızı ve marka değerinizi bir üst seviyeye taşıyacaktır. Sürdürülebilir yaşamda karbon nötrlük, karlılık ve ekolojinin birleştiği noktadadır. Müşteri-lerinizin/tüketicilerinizin sizin aracılığınız ile karbon azaltımında ve sürdürülebilir projelerde yarattıkları etki, kurumunuza olan bağlılı-ğı ve saygıyı artıracaktır. Karbon nötr bir kurum ile çalışmak veya karbon nötr bir ürün satın almak, gerçek dünyadaki gözle görülür problemlere yönelik çözümün bir parçası olmaktır. Karbon nötrlük kavramını yaratmak, öncü olmak ve kurumsal olarak bunu devam ettirmek ise toplumsal duyarlılığı hareketlendirecek önemli bir giri-şimdir[7].

• Karbon nötrlük ekonomik büyümede yardımcı olur çünkü bir par-Karbon nötrlük ekonomik büyümede yardımcı olur çünkü bir par-çası olduğu sürdürülebilirlik planlamaları sayesinde gelecekteki ekonomik riskler kontrol edilebilir düzeydedir. Sürdürülebilirlik, şirketin “gelecek ekonomisi”ni garantiye almaktır.

• Günümüzde tüm paydaşlar şirketlerden şeffaflık ve kurumsal yönetişim beklemektedirler. Toplumun tüm kesimleri şirketlerden şeffaf olmalarını ve hesap verebilir olmalarını beklemektedir. Bu şeffaflık basit mali tabloların açıklanmasından ziyade üretilen ürünler ve hizmetlerin toplumun geneline ve çevreye olan etkilerini de içermektedir[9]. Şirketinizin paydaş değeri karbon nötrlük sayesinde artacaktır, çünkü şirketinizin çevreye olan pozitif etkileri karbon yönetimi ile birlikte paydaşlarınıza sunulacaktır. Şirketinizin piyasa ve marka değeri sürdürülebilirlik konusunda sektörel liderlik yürüttüğü için artış gösterecektir. Bu da paydaşların şirkete olan bağlarını ve motivasyonlarını güçlendirecektir.

• Yatırımcılar, yatırım kararı alırken şirketlerin sadece finansal performanslarına değil aynı zamanda sosyal ve çevresel performanslarına da bakmaktadır. Orta ve uzun vadede bu doğrultuda çalışan şirketlerin ortaklarına da değer yaratacağı bilinci oluşmuştur[9].

• Çevre için duyarlılığınız, çalışanlarınızın motivasyonuyla birlikte, ürün ve hizmet kalitenizi arttıracaktır. Şirket imajınız gelişecek ve güçlenecektir.

• Karbon nötr ürünleriniz çevreyi koruduğu için pazarda değer ka-Karbon nötr ürünleriniz çevreyi koruduğu için pazarda değer ka-zanacak, ürünsel çeşitlendirme sonucu marka gelişiminin önü açılacaktır. Ürünlerinizin marka bütünlüğü ‘karbon nötr’ sıfatıyla tamamlanacaktır. Pazarda rakiplerinizin bir adım önüne geçmiş olacaksınız.

• Müşteriler ve tüketiciler de artık şirketlerden ürettikleri ürünlerde ve hizmetlerde sorumluluk sahibi olmalarını beklemektedirler. Tüketici bilinçlenmesi belki de günümüzde şirketleri bu alanda davranmaya iten en önemli neden olmaktadır[9]. Müşteri ve tüketicilerinizle olan ilişkileriniz atacağınız sürdürülebilirlik adımıyla olumlu bir ivme kazanacaktır.

• Karbon nötrlük kurumsal sosyal sorumluluk kapsamına gireceği için kurumunuzun toplum tarafından algısı olumlu etkilenecektir.

• Bütün bunların sonucu olarak kurumsal itibarınız yükselerek sağlamlaşacaktır.

Karbon nötr olma kararı sadece çevre için değil, şirketinizin gelece-ği için de yeşil ve olumlu bir adım olarak görülmelidir.

7. SONUÇ

Küresel pazar, yeni işletim ve pazarlama anlayışı ile şekillenmek-tedir. Bu değişimler içinde sürdürülebilir kurumsal imaj, şirketlere uzun vadede güç ve kar getirecek olan yaklaşımdır. Çevreye du-yarlı bir büyüme stratejisinin gereklilikleri, iklim değişikliği sorunsa-lının farkına varmak, bu konuda sorumluluk almaya karar vermek ve harekete geçmektir. Gerekli enerji verimliliği çalışmalarından sonra azaltılamayan seragazı salınımları, karbon nötrleme yön-temi ile bertaraf edilebilir. Şirketlerin tüketici gözündeki imajı olan ürünlerin de bu yeni şirket politikasına uyum sağlaması gerekir. Bu sebeple ‘Karbon Nötr’ ürün seçimleri, tüketici/müşteri ile olan bağı güçlendirecek, şirket olarak vizyonunuzu güçlendirecektir.

KAYNAKLAR

[1] http://unfccc.int/essential_background/the_science/climate_change_impacts_map/items/6448.php

[2] Tompkins L. E., and Eakin, H., “Managing Private and Public Adaptation to Climate Change”, Global Environmental Change, Vol. 22, pp.3-11, 2012.

[3] Dr. Torum, O., Assist. Prof. Dr. Küçükyılmaz, A., “Havacılıkta Sürdürülebilirlik Yönetimi: Türkiye’deki Hava Limanları İçin


24

Sürdürülebilirlik Uygulamaları Araştırması”, http://www.yesilbina.com/arastirma/278/Havacilikta-Surdurulebilirlik-Yonetimi.html, 11.02.2012.

[4] Martin P., “Beyond Carbon Neutral”, CarbonSense, May 2008.

[5] Putt del Pino S., Bhatia P., “Working 9 to 5 on Climate Change: An Office Guide”, World Resources Institute, December 2002.

[6] UN Forum on Forests Secretariat, “Enabling Sustainable Forest Management”, United Nations, 2007.

[7] Schaltegger, Herzig, Klieber, Müller, “Sustainability Management in Business Enterprises”, The Federal Ministry for The Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety, 2002.

[8] Ünsal Ö., “BSI Group Eurasia Yönetim Sistemleri Belgelendirme”, BSI Management Systems, 2011.

[9] PricewaterhouseCoopers International Limited (2009), Sürdürülebilirlik: Ekonomik, Sosyal ve Çevresel Gelişimin Anahtarı”, Gündemdeki Konular, PricewaterhouseCoopers International Limited,http://www.pwc.com/extweb/challenges.nsf/docid/D6D2CE8EFE0877EF802573CC002E3A5F, 21 Nisan 2009.

[10] Wasik J.F., “Green Marketing & Management: A Global Perspective”, Blackwell Publishers, 1996.

[11] Baker M., Hart S., “The Marketing Book”, Butterworth – Heinemann, 2007.

SUMMARY

The vision of sustainable development has become a key concept for industry. Sustainable development is a kind of development that satisfies the needs of people in the present, without running the risk that people in other parts of the world or future generations will be unable to satisfy their own needs. Sustainability therefore describes a condition of human welfare in which no excessive ex-ploitation takes place and which utilizes nature on a continuous ba-sis and avoids causing irreversible damage to nature. In this paper, corporate sustainability and carbon neutral brand management, carbon neutral product as a mean of differentiation are discussed.

Carbon neutrality is a service: the purchaser pays someone else to create greenhouse gas reductions on his or her behalf. Buying a carbon offset means in projects that avoid, reduce, remove or destroy harmful greenhouse gas emissions. Carbon neutrality con-cept helps sustainable consumption to become well-known among green consumers.


25

MODERN GASTURBINES TO MEET THE FUTURE MARKET DEMANDS

Bo PERSSONSiemens

INTRODUCTION TO SGT-800

General The SGT-800 (formerly known as the GTX 100) has been developed to meet increasing customer demands for highly reliable, clean and efficient power generation equipment. Other Customer values, such as Low Life Cycle Cost, plant compactness and short delivery time, have also been addressed.

Designed For Robust Simplicity Reliability is a key customer requirement in this market segment. Customers are extremely dependent on the smooth and uninterrupted supply of power and heat for their businesses. In order to ensure reliability in the SGT-800, its design philosophy has been based upon simplicity, robustness and the use of proven technology. The SGT-800 has a frame design with a minimum number of parts in a single-shaft arrangement. The compressor rotor and the three-stage bolted turbine module form a single shaft, which rests in two hydrodynamic bearings of the tilting pad type. The generator is driven from the cold end of the gas turbine which allows for a simple and efficient exhaust arrangement. Modularization, few parts, long component life and easy inspection ensure long time between overhauls and low maintenance costs.

Low Life-Cycle Cost Two key elements of the life-cycle cost are the costs of fuel and maintenance. They have therefore been considered at the design stage of the SGT-800 to achieve low costs for the operator without sacrificing basic reliability and availability. The basic robustness and simplicity of the SGT-800 and an optimised maintenance schedule mean that the maintenance cost is very competitive.

Designed For Ease Of Maintenance The SGT-800 has a number of features that simplify maintenance and inspection. One side of the gas turbine has been kept “clean”, avoiding unnecessary piping, cabling and connections to allow for easy inspection. Borescope ports are available on the clean side for inspection of compressor stages. At the front of the inlet chamber, 1 manhole with transparent and reinforced polycarbonate window provides for easy inspection of the compressor inlet bellmouth.

The compressor casing is vertically split in the longitudinal direction, which allows half of it to be removed for easy access to the rotor and stator parts. The rotor centerline is 1.5m / 5ft above the floor, making inspections very convenient. The “hot section” including the turbine module, the combustion chamber and the burners can be maintained with the Gas Turbine resting on its normal supports and without moving the core engine out of its installed position. This concept saves time and promotes safety at work during maintenance.The burner section design allows each of the 30 3:e generation DLE burners to be removed individually without dismantling the machine. It also provides for easy inspection of the combustion chamber.

An overhead crane is installed inside the gas turbine enclosure to facilitate maintenance and enough space is available to allow operating personnel to walk around the machine. Combined Cycle And Cogeneration Applications

In a combined cycle the SGT-800 can be arranged together with a heat recovery steam generation (HRSG) unit utilising the heat in the exhaust gases. A dual-pressure HRSG feeds a single-cylinder steam turbine. For greater power, two SGT-800 units, each with its own HRSG, may be arranged to feed one common steam turbine.

Performance The SGT-800 aerodynamic design has addressed the market requirements for high efficiency (low fuel consumption) in Simple/Cogeneration/Combined Cycles. Optimizations of the Turbine Inlet Temperature (TIT) versus the pressure ratio, the use of abradable seals, low-expansion materials in the compressor section, as well as features such as turbine stator clearance control and the axial diffuser, contributes to the high level of efficiency.

SGT-750 — Proven technology, perfected results


26

What do customers really want, and what is the range that is important for the next stage of development? Benchmarking gave Siemens the answers for the SGT-750 industrial gas turbine.

Voices are heard from the control room: And suddenly there we are, revolving in space and hurtling through the internals of the SGT-750 gas turbine in a rollercoaster ride that takes us into unbelievably intimate contact with the newly designed turbine such as never before experienced. We almost touch the value words that loom at us on the full-surround screen.

and parts replacement. If the customer chooses the on-site 24-hour gen erator swap option, Siemens can schedule as little as 17 days’ maintenance time over a 17-year service period. This 24-hour exchange of the complete gas generator can is key to the outstandingly high uptime capability.

Siemens’ solution-oriented approach has resulted in a turnkey product that is fit for hard work in many demanding applications, not least in the oil and gas industry.

Filling The Gap SGT-750, as its name implies, will fill the gap between the 32MW SGT-700 and 47MW SGT-800 gas turbines. With a launch output of 37 MW, the Siemens SGT-750 fits perfectly into the Siemens range of industrial gas turbines from 4 to 47 MW. It offers high output, market- leading efficiency and future-proof DlE emis sion control.

The SGT-750 is seen primarily as a fit for the future mechanical drive market, following the market trend for greater unit power. Since the entire design of the SGT-750 has been targeted to meet the stringent requirements of the oil & gas industry, the core engine is suitable for operation in extreme climates, from arctic to desert environments, from -60°C to +55°C. Additionally, the gas turbine meets the pitch and-roll requirements for installations on FPSO and marine applications, in accordance with DNV rules and regulations.

However, the turbine’s high efficiency and rapid start capability make it an equally competitive machine for the power generation market. SGT-750 sets a new standard of efficiency for industrial gas turbines in this power range. Reaching 38.7% in power generation applica tions and afull 40% in mechanical drive applications helps push fuel consump tion down to even lower levels, still keeping — and improving — all the benefits of a robust, easy-to-service industrial design.

A Turbine For All Seasons Power generation/cogeneration In power generation and cogene ration, SGT-750 demonstrates its flexibility, being the perfect option for base load, standby power and peak lopping. The fast start-up and cycling capability both support inter mediate to continuous operation with improved turndown capability, high efficiency and low emission levels. Through the use of a free power tur bine, the 36 MWe SGT-750 is also well suited where grid requirements call for maintained power output in the event of fre quency drop.

Mechanical drive The sheer robustness and stability of the 37 MWs SGT-750 makes it a perfect option for mechanical drive applications within the oil and gas industry. The dual-fuel online switch- over capabilities provide a unique built-in flexibility when it comes to ambient climate, and perfect adaptability to fixed or floating installations, onshore and offshore, upstream, midstream or downstream.

On upstream production facilities, it can be used to drive pumps and compressors for various applications such as associated gas reinjection, water injection or export gascompressors to forward produced gas to treatment facilities. In midstream applications it can drive gas pipe line compressors, the refrigerant compressor

The occasion is the November VIP launch of the latest Siemens industrial gas turbine. The venue is the recently inaugurated Visualization Center in Norrköping. Fifty VIP guests — cus tomers, partners and journalists — and as many representatives from Siemens Energy, have been welcomed by the head of Industrial Power, Dr. Markus Tacke, to the inauguration of the first industrial gas turbine for ten years, the 37MW SGT-750.

“Combining heritage with leading-edge design and engineering, this piece of machinery is designed to deliver maximized customer value day in, day out” the narrator’s voice impresses upon us.

Count On It Reliability was the big message that came back from the customer survey which Siemens car ried out before embarking upon the design of its latest gas turbine. uptime and serviceability were the criteria that were the backbone of the turbine design. In order to assure that the requirements were met, an innovative design approach was used: a full-scale 3D studio was used so that the turbine could ‘grow’ in natural scale, based on sophisticated modeling tech niques to indicate well in advance if there were any pitfalls in the design. This technology enabled close cooperation between designers and service engineers from the very earliest stages. This advanced 3D visualization program enabled the engineers to check that the design allowed full serviceability of important compo nents and areas, without major disassembly of the unit.

17 Days in 17 Years Not only the core engine, but also the overall package, is designed to provide owner confidence. The modular design supports easy maintenance and maximized uptime. The SGT-750 was designed for maximized service ability and minimized load-to-load downtime. To start with, the modular build-up facilitates swift disassembly


27

trains on mid-size lNG liquefaction plant (on shore or offshore) or on liquefaction processes using cascade processes. Waste heat from the turbine exhaust can also be recovered to provide process steam or hot oil for oil and gas treat ment and separation processes, or to raise steam to generate additional p ower from steam tur bine generators, increasing the overall energy efficiency of a facility.

Keeping the turbine running Reliability is always an important issue: never more so than in the demanding environments of oil and gas production and transport, where surprises are to be avoided and rugged ma chinery and detailed planned maintenance are essential. Operation of the rotating equipment is critical for the operator: no power, no produc-tion, no revenue. So the longer the plant is able to operate without interruptions, the better the financial returns for the operator.

In the SGT-750 reliability is inbuilt. The turbine is programmed to run for four whole years of operation before a hot-section inspection is advised. Remote, on-line check of the complete engine is performed once a year from the man ufacturing unit.

Where do we go from here? The film ends with a breathless fly-in over des erts and high seas — the natural world of the oil and gas markets. Time to test our orientation as we leave our seats: I listen for reactions and comments: “Impressive, very impressive!” “Brilliant. Fun and informative.” These com ments set the tone. Herbert Habersätter, SAAPI’s gas turbine specialist and adviser, is more specific: “I appreciated the opportunity to talk directly to members of the development team,” he says “and I won’t forget the 3D-presentation and the trip through the turbine in a hurry!”

Now it is time to board the specially decorated bus and visit the Finspong manufacturing site, some 30 kilometers away. This is where the SGT-750 is being built, and where it is being presented today by the Finspong experts in the context of the overall product family. News on these products is also on the agenda.

The first two units will be produced for testing at a specially designed rig. Testing will continue until the first commercial unit begins operation so that there is still time to make improvements prior to a full global release. First delivery is estimated for 2012. Siemens is currently in talks with several interested customers.

It is anticipated that the SGT-750 will become a standard in its range for power generation, since Siemens has incorporated the best features from its turbine range into this machine. The power generation market is always in need of reliable and economic power producers and the SGT-750 is entering a new power range, in creasing the company’s flexibility on the market.

Meanwhile the oil & gas market is facing its own challenges: eliminating flaring of associated gas; operating in more remote and harsher environments; monetizing stranded gas assets; and providing low carbon energy at the lowest possible cost to consumers located long distanc es from the source of the oil and gas.

lNG (liquefied Natural Gas) is one of the possible solutions for all these issues, onshore or offshore. The lNG value chain uses

a gas turbine in several applications: as the driver for the main refrigerant compressors in the lique faction process; to provide power (and heat) for the rest of the liquefaction plant, including any gas treatment facilities; and to provide power, and sometimes heat, for the regasification process at the lNG receiving terminal. Whatever the specific solution selected, reliable sources of power and compression will be required and the gas turbine will be there to fulfil these needs.

The markets are there and the turbine will soon be available: together with the other solutions in the Siemens Energy total offer, the new SGT-750 will contribute to generating power and value for decades to come. Count on it!

Mechanical drive 37.11 MW (49,765 bhp) Fuel: natural gas • Efficiency: 40.0% • Heat rate: 9,002 kJ/kWh (6,362 Btu/bhph) • Turbine speed: 3050–6400 rpm • Compressor pressure ratio: 23.8:1 • Exhaust gas flow: 113.3 kg/s (249.8 lb/s) • Temperature: 462° C (864° F)• NOx emissions (with DLE, corrected to 15% O2 dry): •

≤ 15ppmV


28

POWER PLANT SOLUTIONS FOR EMERGING MARKETS

Burcu COŞKUNVestas

Socrates PASTROMASVestas

ABSTRACT

Vestas Power Plant Solutions include a wide range of services each easily adaptable to our customer’s needs, no matter markets or geography. In Turkey, these services can support local customers, new to the wind industry, who wants to buy wind power to develop their projects with the maximum business case certainty. The objective of the exposition is to make this cutting edge technology, pioneered by Vestas, available to Turkish customers to increase their business case certainty in partnership with Vestas as the preferred partner to design, install and operate their wind power plant in Turkey and worldwide.

As a pioneer in the wind industry with more than 30 years of experience and the largest global track record, Vestas is the global leader in wind technology. Today, Vestas is a global solution supplier for wind energy and a leading manufacturer of high-tech wind turbines, operating in more than 69 countries, across 6 continents. This includes more than 500MW in Turkey, which gives Vestas a 30% accumulated market share.

The knowledge gained from pioneering some of the first wind turbines to developing advanced wind power plants, allows Vestas to offer not only wind turbines, but also services that support our customers throughout the whole wind energy value chain, from choosing the appropriate site, to monitoring and controlling wind power plants with hundreds of turbines. In this respect, Vestas’ Power Plant Solutions optimise all stages of a wind power plant project by analysing meteorological, geometric and operational conditions to ensure optimal business case certainty.

The services delivered by Power Plant Solutions cover and improve all phases of wind power plant development. As an early and deep engagement, Power Plant Solutions support the customer throughout the full lifecycle from site selection, land access, development and permits, to construction and operations.

Power Plant Project Lifecycle includes four main phases; project planning, procurement, construction, operations and optimisation. The first phase covers site selection, organising permits and providing engineering. A wide range of crucial factors are considered, not only at the planning phase, but also throughout the full project lifecycle. By capturing performance data from over 21,000 turbines globally along with implementing continuous tests and checks, Vestas also provides knowledge and practical insights into turbine selection and optimal placement, wherever the location and whatever the wind conditions. The construction phase

includes involvement in installation, foundation design as well as access roads. This third phase is then followed by operations and optimisation, which focuses on maintaining a sustainable power plant output, reducing operative downtime and ensuring smooth performance.

In the planning phase, it is crucial to identify and secure the most suitable location for the power plant. Siting has to be taken into account when calculating the overall costs of harvesting the wind, including wear and tear of the turbines, and achieving the highest possible return on our customers investment in wind power. Vestas SiteHunt® is an advanced tool that examines a broad spectrum of wind & weather data to evaluate potential sites and determine the optimal location for a wind power project. Using Vestas supercomputer Firestorm, we carry out an analysis based on a unique global database. SiteHunt® then creates a high resolution wind resource map (down to 100m) allowing for easy comparison of multiple potential sites across large regions. This tested tool combines weather models, Vestas’ unique global database on wind turbine operations, and data from more than 35,000 meteorological stations across the globe. The SiteHunt® process can assimilate operating data input from more than 18,000 wind turbines installed around the world. Its database holds a global record of hourly wind conditions in a global resolution grid ranging from 10m x 10m to 27km x 27km, with data stored from January 2000 and updated every day. SiteHunt® provides an indicative estimate of the annual energy production based on mesoscale data and generates multi-level analysis, including annual, inter annual of five to ten years, monthly, daily and hourly variability. It reduces risk through increased predictability of climatic conditions, based on site specific analysis of more than 160 parameters, by using the industry’s most advanced supercomputer. For example, variations

Further

downscaling at

100 m.


29

due to extreme climate conditions such as El Niño are studied to understand the drivers of variability on site/region. It also detects the degree of complexity of the windflow such as turbulence, windshear and inflow angle.

When the perfect site is located, our SiteDesign® tool analyses and configures the site to maximise the output and value through a sophisticated analysis of lifetime energy costs for each turbine. SiteDesign® finds the balance between the estimated ratio of annual revenue to operating costs, drawing on operating data from real-time monitoring of over 18,000 wind turbines in more than 60 countries. A SiteDesign® study may include a Computational Fluid Dynamics (CFD) analysis, draws on experience from over 43,000 turbines installed, an operational index map (balancing Annual Energy Production with Operational Expense) and a proposed, optimised lay-out. Computational Fluid Dynamics (CFD) software models forest and other types of complex terrain at a very high level of detail. Originally developed in the aerospace industry to analyse airflow around aircraft designs, Computational Fluid Dynamics is a branch of fluid mechanics used to identify problems that involve flows in different types of situations, where high-performance supercomputers are employed to perform all the calculations necessary to accurately simulate actual conditions where any turbulent flow interacts with a surface. This makes it the ideal tool to model local topographical conditions and forecast winds at any given site being considered for the client’s wind power project. By using Computational Fluid Dynamics, SiteDesign® estimates wind flow over the terrain and performs simulations showing turbulence at the actual wind turbine locations. These simulations are superior to the industry standard linear flow models. We have also formalised tools for assessing the risk of icing and corresponding potential production loss.

After the site location and turbine optimisation processes are completed, the grid connections process is initiated. The complexity and specific requirements of grid connections vary considerably across the globe, making optimal design of electrical components for the Wind Power Plant (WPP) essential for the business case. By precisely identifying the costs early in the process, risks are minimised significantly. Electrical PreDesign® assesses the grid connection feasibility of a Wind Power Plant (WPP) with an optimised electrical configuration and performance to ensure grid code compliance. An Electrical PreDesign® study may include Load flow, PQ Chart, Power loss and Short circuit. The detailed Electrical PreDesign® report is based on specific site and project data. It contains comprehensive diagrams and simulated results. An integral part of Electrical PreDesign® is a Steady State Analysis, entailing load flow studies, short circuit analysis, as well as power and energy loss calculations. Vestas conducts a comprehensive transient analysis consisting of capacitor switching studies, low voltage ride through as well as fault ride through analyses, and reactive power compensation final sizing. To maximise the customers’ turbines’ uptime and protect the equipment, it is useful to ensure that the wind power plant remains connected during low voltage phases or during faults at the point of common coupling. Many modern grid codes require dynamic response to voltage changes at the point of common coupling. This means that the reactive power response of the Wind Power Plant (WPP) must meet the appropriate ‘rise’ and ‘settle’ times for the grid. Conducting frequency control provides the ability to control the active power output as a function of frequency excursions for contributing to keeping the power system stable. The Electrical PreDesign® (EPD) report documents the preliminary findings based on the

simulations and analysis of how the Wind Power Plant (WPP) performs in typical operating conditions while also addressing both collector network and wider grid aspects. It includes a section to cover an initial assessment of the Bill of Materials (BoM) which will propose the high level specifications for the main electrical equipment to be installed at the Wind Power Plant (WPP). A typical bill of materials could contain: HV switch gear, Park transformer, MV switch gear, Potential compensation equipment, SCADA, Power Plant Controller and MV cables.

To produce the Electrical PreDesign® (EPD) Report, an extensive process comprising a series of simulation studies is carried out.

Figure 1. EPD suite of simulation studies.

Figure 2. Electrical PreDesing process flow chat.

The Electrical PreDesign® (EPD) report helps the customer in terms of discussions with its own in-house power system experts, external power system consultants and transmission system operators.

Once the Wind Power Plant (WPP) has been installed, the VestasOnline® Power Plant Controller (PPC) establishes a reliable,


30

real-time plant control in a customisable design. VestasOnline® Power Plant Controller (PPC) provides a grid measurement system that continuously logs all parameters, such as RMS, harmonics, waveforms flicker, and frequency. Through grid measurement, the Power Plant Controller (PPC) provides Transient Fault Recording for performance and post-fault analysis, including web server and remote monitoring capabilities. The VestasOnline® Power Plant Controller (PPC) is a fully integrated solution, supporting data acquisition and control of all wind power plant components. This includes interfaces to third-party equipment via various industry protocols. A single VestasOnline® Power Plant Controller (PPC) can control up to 160 Vestas wind turbines. For larger plants, two or three controllers can be combined to control up to 480 turbines. To meet the needs of different plants with different configurations, we offer three solution options – all based on the same hardware. They are tailored to the grid code requirements for electrical performance at the Point of Common Coupling (PCC), ensuring compliance for all known grid codes worldwide. The first option is the control architecture with turbines alone. In cases where the Wind Turbine Generator (WTG) is allowed to inject reactive power into the grid and the required maximum power actor capacity in the Point of Common Coupling (PCC) is close to 1.0, then a simpler power plant structure including only Wind Turbine Generators (WTGs) controlled by the Power Plant Controller (PPC) may be capable of fulfilling the grid code in line with Voltage/Charge requirements. The second option is control architecture with Wind Turbine Generators (WTGs) and Mechanical Switched Capacitor (MSCs). Switched capacitor banks can be installed at the collector bus when the grid code in question requires more reactive power than that available from the Wind Turbine Generators (WTGs) at the Point of Common Coupling (PCC). Vestas has developed control algorithms aimed to harmonise the combined operation of the Wind Turbine Generators (WTGs) and Mechanical Switched Capacitor (MSCs) together. These algorithms can even be voltage control of the power plant, if the grid code allows the use of capacitors for such purpose. The last option is control architecture with turbines and STATCOM (including MSCs and Mechanical Switched Reactors (MSRs)). Static compensation equipment or STATCOMs can be installed by the Power Plant Controller (PPC) in the same manner as the turbines when the grid code requires more reactive power than the Wind Turbine Generators (WTGs) can inject as well as fast dynamic performance in the Point of Common Coupling (PCC). It is customary to divide the STATCOM and the Wind Turbine Generators (WTGs). In this architecture the STATCOM is controlling the MSCs and MSRs installed in the system.

Option 1: Control Architecture with Turbines

Option 2: Control Architecture with Wind Turbine Generators (WTGs) and MSCs.

Option 3: Control Architecture with Turbines and STATCOM (Including MSCs and MSRs).

These Vestas tools become valuable for the Turkish market due to special characteristics found in the country. Turkey has a complex topography that requires more detailed information for choosing the optimum locations for the Wind Power Plants (WPPs). The wind atlas of TEIAS, the Turkish Electricity Transmission Corporation, illustrates wind potential across Turkey. The Aegean region is a crucial part of Turkey to establish wind plants, yet, there are some parts of Turkey that are considered as having good potential. The atlas, however, does not allow a detailed examination of the region due to high uncertainty and low resolution. In this case, SiteHunt® increases the resolution and decreases the uncertainty by providing a zoom in to a region, thus increasing the potential of wind power in Turkey.

Locations that are considered to be uncertain can be deeply evaluated and SiteHunt® can provide a clearer picture of the region. Additionally, using the mesoscale measurement, a numeric estimation can be provided for the locations without wind measurement. The projects that have already acquired their licences in Turkey do not have qualified wind measurement in every spot, therefore, the wind power plant developers can benefit from SiteDesign® by defining the location to establish a wind power plant before applying for a licence. Since Turkey has a complex structure in terms of geography, the balance of plant cost will diminish through acquiring the maximum output with minimum costs as a result of SiteDesign® applications. Turkey also has a high level of hysteresis in wind and thus, it is important that the turbine complies with the grid. When wind power plant developers apply to TEIAS for grid evaluation report, a necessary document when acquiring a licence, the developers can back up their application


31

with an Electrical PreDesign® Report. The risk of rejection of the TEIAS application decreases when the developer provides a study that examines, for example, the optimum possibility of high voltage or medium voltage and will ask for permission accordingly from TEIAS.

Vestas’ patented tools, SiteHunt® SiteDesign® and Electrical PreDesign®, are part of a package that will provide the best solutions to the customers from the beginning until the end of their projects. These advanced services offered by Vestas’ Power Plant Solutions assist the customers in reducing overall risk for the whole life-cycle of their Wind Power Plant (WPP) project, and provide them with the optimal business case certainty.

REFERENCES

[1] Vestas Electrical PreDesign® Brochure, Vestas Wind Systems A/S, Denmark, 2011.

[2] Vestas Power Plants Solutions Brochure, Vestas Wind Systems A/S, Denmark, 2011.

[3] Vestas SiteDesign® Brochure, Vestas Wind Systems A/S, Denmark, 2011.

[4] Vestas SiteHunt® Brochure, Vestas Wind Systems A/S, Denmark, 2011.

[5] Vestas Electrical PreDesign® General Specification Document, Vestas Wind Systems A/S, Denmark, 2012.

www.vestas.com

SUMMARY

As a pioneer in wind energy, Vestas set out on a mission more than 30 years ago: To turn wind into energy. Today Vestas is a leading manufacturer of high-tech wind turbines operating in more than 67 countries across 6 continents including more than 500MW in Turkey giving Vestas a 31% market share accumulated.

The knowledge gained from pioneering some of the first wind turbines to advanced wind power plants allows Vestas to use that knowledge to offer not only wind turbines but services that are supporting the customers throughout the whole value chain of wind energy, from choosing the right site to monitoring and controlling wind power plants with hundreds of turbines.

Vestas Power Plant Solutions include a wide range of services each easily adaptable to the customer’s needs, no matter markets or geography. In Turkey, where there are large wind resources, these services can support local customers, new to the wind industry, who wants to buy wind power to develop their projects with the maximum business case certainty.

Using Vestas supercomputer Firestorm an analysis based on a unique global database, with over 160 variables, SiteHunt® creates a high resolution wind resource map (down to a 100m) to allow for easy comparison of multiple potential sites across large regions. When a suitable site has been located, SiteDesign® uses Computational Fluid Dynamics and draws on the experience of more than 43.000 turbines installed to identify optimal turbine placement increasing business case certainty. To develop the chosen site, Electrical PreDesign® provides an early optimization of electrical plant design and outputs an estimated bill of material. Once the wind power plant has been installed, the VestasOnline®

Power Plant Controller establishes a reliable, real-time plant control in a customizable design.

At the same time, all these tools enable Vestas to continuously improve its products and deliver even more sophisticated solutions, as they provide the opportunity to engage customers in an early stage and reduce the risk through detailed understanding of the projects.

These Vestas tools become valuable for the Turkish market due to special characteristics found in the country. Turkey has a complex topography that requires more detailed information for choosing the optimum locations for the Wind Power Plants (WPPs). The wind atlas of TEIAS, the Turkish Electricity Transmission Corporation, illustrates wind potential across Turkey. The Aegean region is a crucial part of Turkey to establish wind plants, yet, there are some parts of Turkey that are considered as having good potential. The atlas, however, does not allow a detailed examination of the region due to high uncertainty and low resolution. In this case, SiteHunt® increases the resolution and decreases the uncertainty by providing a zoom in to a region, thus increasing the potential of wind power in Turkey. Locations that are considered to be uncertain can be deeply evaluated and SiteHunt® can provide a clearer picture of the region. Additionally, using the mesoscale measurement, a numeric estimation can be provided for the locations without wind measurement. The projects that have already acquired their licences in Turkey do not have qualified wind measurement in every spot, therefore, the wind power plant developers can benefit from SiteDesign® by defining the location to establish a wind power plant before applying for a licence. Since Turkey has a complex structure in terms of geography, the balance of plant cost will diminish through acquiring the maximum output with minimum costs as a result of SiteDesign® applications. Turkey also has a high level of hysteresis in wind and thus, it is important that the turbine complies with the grid. When wind power plant developers apply to TEIAS for grid evaluation report, a necessary document when acquiring a licence, the developers can back up their application with an Electrical PreDesign® Report. The risk of rejection of the TEIAS application decreases when the developer provides a study that examines, for example, the optimum possibility of high voltage or medium voltage and will ask for permission accordingly from TEIAS.

Vestas’ patented tools, SiteHunt® SiteDesign® and Electrical PreDesign®, are part of a package that will provide the best solutions to the customers from the beginning until the end of their projects. These advanced services offered by Vestas’ Power Plant Solutions assist the customers in reducing overall risk for the whole life-cycle of their Wind Power Plant (WPP) project, and provide them with the optimal business case certainty.


32

EUROPEAN LAW ASPECTS – RENEWABLE ENERGY IN EUROPE (EU)

Dorothée JANZENCMS Hasche Sigle

ABSTRACT

This paper presents an overview of the renewable energy legislation in Europe and the development of renewable energy support mechanisms during recent years. The paper describes the relationship between European Law and the national renewable energy support strategies and includes a presentation of the main support mechanisms used in the EU member states.

The paper portrays two national support mechanisms as examples of the different systems referring to Germany and Poland. It ends with a quick overview of European financing programmes and funds in support of renewable energy and energy efficiency.

1. RENEWABLE ENERGIES IN EUROPE – INTRODUCTION

Renewable energies play an increasingly significant role in European energy policies. They are an important element of modern EU climate and energy policy and constitute an essential contribution to security of supply, environmental sustainability and competitiveness in Europe. The market and legal situation concerning renewable energies in the EU has developed continuously in recent years. In March 2007 the European Council decided to increase the share of renewable energies in the EU to 20% by 2020[1].

2. EU DIRECTIVE 2009/28/EC

The main European legislative framework as regards renewable energy is laid down in the Renewable Energy Directive (2009/28/EC) of April 2009 which sets an obligatory target of 20% renewable energy in final energy consumption as well as a 10% target in transport for 2020. The Directive prescribes individual binding national overall targets for the member states aimed at a 20% share of renewables in final energy consumption by 2020. The targets consider pre-existing renewable energy sources in the member states and potentials. They range from 10% for Malta to 49% for Sweden.

The Directive relies on improved and stable national support systems to promote an effective and efficient expansion of renewable energies in all member states rather than introducing its own support system. The Directive also allows the EU member states to achieve their respective national targets by way of transborder cooperations. In so doing a member state can accomplish its target partly through projects in other member states or through direct transfer of amounts of energy from renewable sources from another

member state. This approach is aimed at promoting the cost-efficient, potential-based expansion of renewable energies in the EU. In addition, the Directive includes provisions to ensure priority grid access and grid capacity for renewable energy projects.

The Directive was part of the EU climate and energy policy package decided upon in December 2008 which implements the climate and energy targets agreed upon under the German EU Presidency. It is the first directive which grants an encompassing EU-wide regulation-framework for the entire renewable energy sector, i.e. the electricity, heating/cooling and transport sectors.

Share of Renewable Energy in Gross Final Energy Consumption (%)

2006 2007 2008 2020 target

EU-27 8.8 9.7 10.3 20.0

Belgium 2.7 3.0 3.3 13.0

Bulgaria 9.3 9.1 9.4 16.0

Czech Republic 6.4 7.3 7.2 13.0

Denmark 16.8 18.1 18.8 30.0

Germany 6.9 9.0 8.9 18.0

Estonia 16.1 17.1 19.1 25.0

Ireland 3.0 3.4 3.8 16.0

Greece 7.2 8.1 8.0 18.0

Spain 9.1 9.6 10.7 20.0

France 9.6 10.2 11.0 23.0

Italy 5.3 5.2 6.8 17.0

Cyprus 2.5 3.1 4.1 13.0

Latvia 31.3 29.7 29.9 40.0

Lithuania 14.7 14.2 15.3 23.0

Luxembourg 0.9 2.0 2.1 11.0

Hungary 5.1 6.0 6.6 13.0

Malta 0.1 0.2 0.2 10.0

Netherlands 2.5 3.0 3.2 14.0

Austria 24.8 26.6 28.5 34.0

Poland 7.4 7.4 7.9 15.0

Portugal 20.5 22.2 23.2 31.0

Romania 17.5 18.7 20.4 24.0

Slovenia 15.5 15.6 15.1 25.0

Slovakia 6.2 7.4 8.4 14.0

Finland 29.2 28.9 30.5 38.0

Sweden 42.7 44.2 44.4 49.0

United Kingdom 1.5 1.7 2.2 15.0

Data Source: [2]


33

The existing EU instruments to promote renewable energies - the Electricity Directive 2001/77/EC and the Biofuels Directive 2003/30/EC - were repealed on 1 January 2012 and replaced by this new, comprehensive Directive. The Directive recognizes national and EU financial support programmes, energy efficiency and research and development as main components in realizing the 2020 goals.

3. SUPPORT MECHANISMS FOR RENEWABLESIN THE EU

The Directive 2009/28/EC requires the EU member states to adopt National Renewable Energy Action Plans (NREAPs) on the implementation of their targets, including their different support systems. The main renewable energy support systems used within the EU are feed-in tariffs, quota obligations with tradable green certificates, investment grants and tax incentives.

I. Quota Obligations Within a quota obligation system the plant operators are obliged to generate a certain quota of their produced electricity from renewable energy sources. This quota has to be demonstrated via green certificates. Producers of electricity from renewable energy sources receive a green certificate for every MWh of electricity produced. The operators can either produce enough electricity from renewable energies themselves or buy green certificates from other operators. If an operator cannot provide enough certificates for the electricity he produced, he might have to pay penalties. By selling the green certificates, the producer receives an extra income in addition to the sale of electricity. This makes it profitable to invest in new renewable electricity production.

Alternatively electricity suppliers may be obliged to sell a certain quota of electricity produced from renewable sources.

Quota obligations allow setting a fixed quota in line with the targets of promoting renewable energies whereas within a feed-in tariff system the state has less control whether feed-in tariffs will lead to the intended renewable energy target. Moreover, the risk of an uncontrollable increase of costs for society due to an excessive increase of renewable energies can be reduced.

Within the quota system the operators sell the produced electricity directly on the market and have to compete with other operators and producers. Several countries use green certificates as a means to model the support of green electricity generation closer to a market economy instead of more bureaucratic investment support and feed-in tariffs.

However, quota systems require that prices for green certificates and penalties are continuously balanced to create sufficient investment incentive. The increased competition and lack of a long-term fixed price increases the risk for the operators and investors and leads to planning and investment insecurities. In addition, quota-based systems tend to support only the most cost efficient renewable energy sources which on the one hand is positive on the cost side for consumers but on the other hand hinders development and long-term price reductions of other forms of renewable energy sources.

II. Feed-In Tariffs Feed-in tariffs do not provide a certain quota of electricity produced from renewable energy resources. Within the feed-in tariff systems the producers are incentivized by guaranteed feed-in tariffs

per produced kWh which generally exceed the market price for electricity. Feed-in tariffs are paid either instead of or in addition to market prices and usually vary between different renewable energy sources due to the different investment costs and electricity output. To be effective they have to be guaranteed for a certain time period.

If structured in this way, feed-in tariffs reduce or even abolish the risk of price fluctuations on the electricity market for the operators and usually guarantee a minimum long-term income, creating a stable investment climate.

The feed-in tariff systems have proven to be effective in supporting renewable electricity generation in many European countries such as Germany and Spain. However, regular reviews and revisions of the tariffs are required to maintain reasonable margins while preventing excessive profits as investment costs change.

In addition, recent developments especially regarding the support for solar plants have shown how important it is that investors can rely on the stability of once granted feed-in tariffs. The main argument for feed-in tariffs – a stable investment environment and return prospect – loses its validity in a system where feed-in tariffs for commissioned plants can still be changed or alternative measures, such as direct taxes on income from the sale of renewable energy, are used to indirectly reduce the income from a feed-in tariff.

4. ELEMENTS TO CONTROL THE COST OF FEED-IN TARIFFS

I. Regular Degression Of TariffsThe level of the tariff respectively the premium depends on the year in which the renewable energy plant starts operation. In a system using tariff degression the tariff level for new plants is reduced by a certain percentage in regular intervals. Hence, the later a plant is installed, the lower the compensation received. The tariff degression can be used to provide incentives for technology improvements and cost reductions.

The rate of degression should ideally depend on the progress ratios for the different technologies that can be expected according to experience. Currently for instance Germany, Slovenia and Spain work with those mechanisms to reduce the tariff rates regularly. Some countries have implemented a fixed regular yearly degression rate, while others decide year by year about the reduction in tariff rates.

II. Stepped Tariff DesignBy using a stepped tariff design, windfall profits can be avoided. Under a stepped tariff design, the level of the tariff is based and dependent on the specific resource condition of the individual plant. This applies particularly to electricity from wind energy, as the costs for electricity from wind energy differ eminently depending on the wind yield. In the Netherlands, Portugal, Denmark, France and Germany the feed-in tariff (FIT) level depends on the local conditions at the plant site. In the Netherlands, Portugal, Denmark and France the guaranteed payment of a higher tariff level is limited to a maximum energy output of a plant and a lower level of the tariff applies, when this amount of power output is reached.

III. Growth Corridors And CapsA large number of EU member states want to promote a variety of technologies, which includes the presently more expensive


34

ones. This of course bears the risk that support costs may increase uncontrollably. Some countries set caps and limit the amount of installations of a certain technology per year to a certain capacity or financial amount. The disadvantage of caps is reduced investment stability for market parties to the extent it creates a risk that a plant will not become entitled to the tariff upon its completion because the cap is exceeded.

5. FURTHER IMPORTANT ELEMENTS FOR GROWTH OF RENEWABLE ENERGY

Grid access at a reasonable distance and price as well as sufficient grid capacity are two further important elements for the growth of renewable energy. Experience has shown that lack of either significantly hinders investments in renewable energy. The EU Renewable Energy Directive therefore requires member states to ensure adequate grid access and a preferential treatment for electricity from renewable energy plants.

6. SHOWCASE SUPPORT MECHANISMS ON THE EXAMPLES OF GERMANY AND POLAND

I. GermanyThe backbone of the German renewable energy support mechanism is the German Renewable Energy Act (in German: Erneuerbare-Energien-Gesetz, EEG) first enacted in 2000. The EEG employs a feed-in tariff system and is revised in regular intervals. Owing to the EEG, electricity produced from renewable energy sources contributed to approx. 20% of electricity consumption and to 12.2% of gross final energy consumption in Germany in 2011.

The EEG supports the production of electricity from wind and water power, solar radiation, biomass and sewage gas combustion, as well as geothermic energy. The EEG guarantees each plant operator a fixed feed-in tariff for electricity generated from these renewable energy sources. The feed-in tariff depends (among other things) on the type and capacity of the installation and the year of its commissioning. The locally responsible transmission system operator is under a legal obligation to pay to the plant operator the guaranteed feed-in tariff for a period of, in general, 20 calendar years (plus the year the plant was put into operation).

The EEG provides in 2012 for the following feed-in tariffs per kWh:• Onshore wind: Eurocent 8.93 plus a bonus of Eurocent 0.48 if

certain criteria contributing to grid stability are met; • Offshore wind: Eurocent 15.0 for 12 years or Eurocent 19.0 for 8

years plus Eurocent 15.0 for an extension period after the 8/12 years depending on water depths and distance from shore;

• Photovoltaic energy: Eurocent 17.94 – 24.43 (further reductions depend also on the volume of new installations).

The transmission operator whose grid is located closest to a renewable energy plant is obliged to connect the plant to the grid at a close connection point, purchase all electricity produced by the plant and pay the guaranteed feed-in tariff. Furthermore, the network operators must accept this electricity into the grid preferentially to the electricity generated by conventional sources (nuclear power, coal and gas). It has to compensate the plant operator if the renewable energy plant has to reduce its production and feed-in due to grid overload. The plant operator generally

bears the costs related to the grid connection; an exception applies to offshore wind farms.

The Renewable Heat Act (in German: Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz, EEWärmeG) and the Combined Heat and Power Act (in German: Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz, KWKG) are further instruments to support the expansion of renewable energy sources as to heat production.

The KfW (Kreditanstalt für Wiederaufbau), a German business development bank, offers different financing programs for renewable energy projects.

II. PolandPoland is a typical example for a quota and certificate based support system.

a) Obligation to purchase renewable energy: Suppliers of last resort (LRS, i.e. companies delivering electricity to household customers who do not exercise their rights of choice) are obliged to purchase all electricity offered to them and generated from renewable energy sources and supplied to the electricity grid within the area of operation of the relevant LRS. The purchase price is regulated and is equal to the average price of electricity prevailing in Poland in the preceding calendar year, announced annually by the regulator. The purchase price in 2010 was PLN 195.32/MWh, approx. EUR 48.8/MWh).

b) Certificates of origin: The Polish Energy Law obliges all suppliers of electricity to end costumers to annually redeem documents certifying generation of electricity from a renewable source (so called “green certificates”) in respect of a prescribed portion of the aggregate annual electricity sales to the end customers of the relevant supplier.

c) The volumes of electricity to be covered by green certificates in each calendar year are set out in secondary legislation to the Polish Energy Law. Redemption of green certificates also exempts suppliers of electricity to end customers from the excise tax in relation to the volume of electricity covered by the redeemed certificates (PLN 20/MWh, approx. EUR 5).

According to the ordinance on the obligation to purchase electric energy from unconventional and renewable sources dated 14 August 2008, the volume of electricity to be covered by green certificates should increase from 7 % of the aggregate volume of electricity sold by the relevant supplier to its end customers in 2008, to 12.9 % of such volume in 2017. Suppliers may also meet their obligation by paying a “substitution fee” for the volume of electricity not covered by green certificates (PLN 274.92/MWh, approx. EUR 68.7/MWh). However, payment of the substitution fee does not exempt suppliers of electricity to end customers from the excise tax in relation to the volume of electricity covered by that payment.

The legislation thus indirectly sets the maximum price (cap) of green certificates consisting of the substitution fee plus the excise tax. No minimum price is guaranteed by the law.

d) Grid connection: Grid operators have a statutory obligation to connect all applicants to their grid, subject to such connection being economically and technically viable. This leaves the grid


35

operators a certain room to argue if they don’t want to concept a project e.g. due to capacity concerns. The fee charged for such interconnection is normally determined on the basis of the actual interconnection cost. In respect of renewable facilities of an installed electric capacity below 5 MW, the grid connection fee amounts to 50 % of the above cost.

7. DEVELOPMENT

A general statement as to whether quota obligations or feed-in tariffs are the better system cannot be made as there are pros and cons for both systems and a lot depends on the details. Yet, recent years have shown a strong trend towards feed-in tariffs. The number of member states using feed-in systems has increased steadily from 9 states in 2000 to 18 in 2005 and 24 in 2012. 20 out of 27 EU member states use feed-in systems as main support instrument and four more states as supporting instrument for certain renewable energy technologies.Lately, even member states with pure quota systems have introduced feed-in tariffs and now combine the feed-in tariffs with their quotas. The United Kingdom, for example, introduced a feed-in tariff for small scale installations and Belgium one for photovoltaic in 2010. Moreover, Finland moved from its investment grant support to a feed-in premium in 2011.

Countries using feed-in tariffs have been responsible for the majority of onshore wind and photovoltaic capacity recently installed in Europe. 93 % of all wind onshore capacity and almost 100% of all photovoltaic capacity installed by the end of 2010 in Europe were contributed by feed-in tariff systems. Also taken as a whole it can be stated that countries working with feed-in tariffs have played a major role in developing renewable in Europe: 78 % of new renewable electricity added between 1999 and 2009 was generated by these countries whereas their electricity consumption only made up 62 % of the total electricity consumption in the EU [3].

This development and trend towards feed-in tariffs does not necessarily mean that quota obligation systems do not work. Yet, it has to be taken into account that the crucial factor for the successful promotion of renewable energies is the attractiveness for investors and therefore stable and secure conditions for investments. This might be the main reason why feed-in tariffs seem to be more effective and are adopted by more and more governments.

8. EUROPEAN FINANCING AND SUPPORT PROGRAMMES

Finally, in addition to the national support systems and various support programmes of the national governments and/or the respective national business development banks (such as KfW in Germany for example), there are loans and other financing means available from the European Investment Bank (EIB) as well as other support and funds on an European level, to promote renewable energies.

Renewable energy and energy-efficiency projects are at the heart of the EIB’s energy investments efforts. The EIB provides a large range of financing instruments for renewable energy and energy-efficiency investments within and outside the EU. The bank also provides so called intermediate lending and works through financial intermediaries and the banking sector as well as

through specialist energy agencies or energy service companies. In addition, it provides indirect financing to renewable energy and energy-efficiency projects via investments funds which can have different geographical coverage and are established with the private sector and a range of international financial institutions. The EIB is also managing and participating in several other initiatives and programmes related to energy and climate change such as the Mediterranean Solar Plant and the Global Energy Efficiency and Renewable Energy Fund.

An example for a renewable energy support programme on a European level is the European Energy Efficiency Fund (EEEF) launched in July 2011 by the European Commission, the European Investment Bank (EIB), the Cassa Depositi e Prestiti (CDP) and Deutsche Bank. The EEEF aims to provide market-based financing for commercially viable public energy efficiency and renewable energy projects within the European Union. The Fund will pursue a two track investment approach, either investing directly in projects or via financial institutions. The Fund targets to raise the total volume from currently EUR 265 million to approximately EUR 800 million by attracting further investors.

The EIB also provides funding for projects in Turkey. An example of such financing is a EUR 75 million framework agreement signed in December 2011 for financing climate change related investments by small businesses and midcap companies throughout Turkey. This funding is provided within the framework of a joint financing

Overview of employed support mechanisms in 14 EU member states

CountryFeed-in

tariff

Quota obligation/

green certificates

Investment grants

Tax incentives

AustriaConcerning

emission allowances

BelgiumPartly

concerning offshore wind

Bulgaria

Czech Republic

France

Germany

Hungary

ItalyFor (small)

photovoltaic plants

The Netherlands

Poland

Romania

Slovakia

Spain

United Kingdom

For certain renewable generators

with maximum capacity of

5 MW


36

programme, the Midsize Sustainable Energy Financing Facility jointly provided with the European Bank for Reconstruction and Development.

REFERENCES

[1] Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety; in German: Bundeministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU).

[2] Eurostat

[3] M. Ragwitz, J. Winkler, C. Klessmann, M. Gephart, G. Resch: “Recent developments of feed-in systems in the EU – A research paper for the International Feed-In Cooperation”; A report commissioned by the Ministry for the Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety (BMU); As of: January 2012

SUMMARY

The main European legislative framework as regards renewable energy is laid down in the Renewable Energy Directive (2009/28/EC) which sets an obligatory target of 20% renewable energy in final energy consumption as well as a 10% target in transport for 2020. To achieve the goal on final energy consumption the Directive defines individual binding national overall targets for the member states considering pre-existing renewable energy sources in the member states as well as potentials. In addition it promotes priority and guaranteed grid access. The Directive recognizes national and EU financial support programmes, energy efficiency and research and development as main components for realizing the 2020 goals. The Renewable Energy Directive does not substitute national support systems for a uniform EU support system for renewable energies but instead relies on the continuation of national support systems and a stable environment for investments in renewable energies.

The two main national support mechanisms used by EU member states are feed-in tariffs and quota-obligations. Some countries combine the two systems to some extent. In addition investment grants and tax incentives are used to promote renewable energies.

Based on the growth numbers and the number of member states adopting them, feed-in tariffs seem to be the more effective system. Feed-in tariffs fixed for a certain time period in a legislative environment where investors can rely on their continuation once a project has been commissioned provide a stable investment environment. This helps to attract investors required for the growth of renewable energies and is likely the main reason for the success of feed-in tariff based support systems. However, they are not market based and require constant monitoring and adjustments to create sufficient but not excessive incentives and profit expectations for investors. In addition, they create long-term obligations and costs to be borne either by the member state or – as is more often the case – the electricity consumers. Quota obligations can also be attractive at least for the more cost efficient renewable energy technologies provided the states using this support mechanism provide for sufficient investment incentives by correctly balancing the penalties for failure to meet a quota and the quota itself to ensure an adequate price of the green certificates. However, quota

based systems make it a lot more difficult to promote a variety of renewable energies and seem to be overall less successful in achieving renewable energy investments and growth.

Besides an effective support mechanism there are further requirements that need to be met to allow a stable growth of renewable energy. One of these requirements is grid access at reasonable costs and sufficient capacities to transport the electricity. On that account the EU Directive 2009/28/EC also requires member states to provide for grid access and a preferential treatment for electricity from renewable energy plants.

In addition to the national support systems there are various support programmes of the national governments or the respective national business development banks providing financing, securities and technical advice and assistance. Apart from the national programmes, there are loans and other financing means available from the European Investment Bank (EIB) as well as other support and funds on an European level, to promote renewable energies.


37

BİTKİSEL VE HAYVANSAL ATIKLARDAN BİYOGAZ ÜRETİM PİLOT TESİSİ

E. Alptekin YAĞMURTÜBİTAK MAM, Enerji Enstitüsü

Osman YALDIZAkdeniz Üniversitesi, Ziraat Fakültesi

Günnür KOÇAREge Üniversitesi, Güneş Enerjisi Enstitüsü

Halil İbrahim SARAÇKocaeli Üniversitesi, Mühendislik Fakültesi, Mak. Müh. Bölümü

Kamil EKİNCİSüleyman Demirel Üniversitesi, Ziraat Fakültesi Tarım Makinaları Bölümü

Durmuş KAYAKarabük Üniversitesi, Enerji ve Çevre Teknolojileri Bölümü

ÖZET

Ülkemiz enerjide dışa bağımlı olup enerji tüketiminin büyük bir oranını ithalatla karşılamaktadır. Oysaki ülkemiz yüksek oranda yenilenebilir enerji (hidrolik, rüzgar, güneş, jeotermal, biyokütle) kaynaklarına sahip olmasına rağmen, biyokütleden sadece direkt yakma ile enerji dönüşümü yaygın olarak kullanılmaktadır. Tarımsal ve hayvansal kaynaklı atıkların çevresel açıdan kabul edilebilir bir yöntem ile bertaraf edilmesindeki en etkili çözümlerden birisi de biyokütle-enerji dönüşüm sistemleridir. Bu kapsamda, TÜBİTAK 1007 Programı kapsamında desteklenen “Bitkisel ve Hayvansal Atıklardan Biyogaz Üretimi ve Entegre Enerji Üretim Sisteminde Kullanımı” projesi kapsamında kurulan biyogaz tesisi, ülkemizde hem bitkisel ve hayvansal atıklardan enerji üretimi hem de sera etkisi yapan gazların azaltımı konusunda örnek olabilecek önemli bir tesistir. Bu çalışmada, yukarıda bahsedilen projenin tanıtımı, amaçları, çıktıları ve proje kapsamında kurulan 330 kW elektrik üretim kapasitesindeki biyogaz tesisi hakkında bilgi verilmektedir.

Anahtar kelimeler: Atıktan Enerji, Biyogaz, Sera Etkisi, Yenilenebilir Enerji

1. GİRİŞ

Türkiye’de tarım sektörünün temelini oluşturan buğday, arpa, tütün, pamuk, çeltik vb. tarla bitkilerinden yıllık olarak yaklaşık 65 Mton tarımsal atık ve hayvancılık kaynaklı 160 Mton yaş gübre oluşmaktadır. Tarımsal atıklardan hayvan beslemek amacıyla kullanılmayan atıklar açık havada yakılmakta veya çürümeye terk edilmektedir. Hayvansal gübreler ise genellikle herhangi bir işlemden geçirilmeden tarlada direkt kullanılmakta veya açıkta yığın halinde biriktirilmektedir. Bu durum çevre ve sağlık problemlerine neden olmaktadır.

Söz konusu bu atıkların değerlendirilmesi ve ekonomiye kazandırılması amacıyla İZAYDAŞ tesislerinde “Bitkisel ve Hayvansal Atıklardan Biyogaz Üretimi ve Entegre Üretim Sistemlerinde Kullanımı (BİYOGAZ)” adlı proje başlatılmıştır. Projenin başlama tarihi 14 Nisan 2007 olup; süresi 48 aydır. TÜBİTAK 1007 Kamu Projeleri kapsamında desteklenen projede; müşteri kurum Kocaeli Büyükşehir Belediyesi, proje yönetici kurum TÜBİTAK-MAM olup; Akdeniz Üniversitesi, Kocaeli Üniversitesi, Süleyman Demirel Üniversitesi ve Ege Üniversitesi projedeki diğer yürütücü kuruluşlardır.

Proje; biyogaz ve enerji üretim teknolojilerinin araştırılması, sistem simülasyonu ve karar destek sistemi (KDS) modellemesi, farklı reçetelerin denendiği iki adet laboratuar ölçekli tesisin ile birlikte

minimum 250 kW elektrik enerji üretim kapasitesindeki pilot ölçekli bir entegre biyogaz tesisinin tasarlanarak kurulması, enerji dönüşüm sistemleriyle entegrasyonu, tekno-ekonomik ve yaşam döngü sistemleri analizlerinin yapılması çalışmalarını kapsamaktadır.

Söz konusu projenin amacı; hayvansal ve tarımsal kaynaklı atıklara uygun yerli endüstri imkânlarının mümkün olan en yüksek oranda kullanıldığı biyogaz üretim sistemlerinin tasarlanarak geliştirilmesi, bu sistemlerin içten yanmalı biyogaz motoru ile entegrasyonu, kesintisiz olarak elektrik ve ısı enerjisi üreten bir biyogaz tesisinin ekonomiye kazandırılması, biyogaz teknolojileri alanında farklı disiplinlerde uzman personelin yetişmesi ile biyogaz üretim teknolojilerinin ve tesislerinin ülke içinde üretiminin yaygınlaştırılmasıdır.

2. PİLOT BİYOGAZ TESİSİ

Proje kapsamında İZAYDAŞ tesisinde kurulan pilot biyogaz tesisi endüstriyel tip, sürekli beslemeli ve mezofilik şartlarda çalıştırılan bir tesistir (Şekil 1). Tesis 6 dönüm arazi üzerine kurulmuş olup tesiste Tablo 1’de verilen atık reçetesi uygulanmaktadır. Pilot tesis mezofilik 36-37 ºC arasında %9 - %12 organik kuru madde oranı şartlarında çalıştırılmaktadır. Bekleme süresi 47 gün olarak seçilmiştir. Tesiste atıklardan 155 m3/ h biyogaz üretimi ve biyogazın gaz motorunda yakılması ile 330 kW’lık elektriksel ve 330 kW’lık ısıl güç eldesinin yanında, tesisten %25 kuru madde oranında 14 ton/gün organik katı gübre ve % 6 kuru madde oranında 22,8 ton sıvı gübre çıktısı olacaktır.

Şekil 1. Pilot biyogaz tesisi.

Tesiste biyogaza dönüştürülen çimen, Kocaeli Büyükşehir Belediyesine ait park ve bahçelerden, hal atıkları il merkezindeki halden, işkembe içi atıkları tesis yakınındaki Kocaeli ili mezbahasından, tavuk gübresi il merkezine yakın yerlerdeki etçi ve yumurtacı tavuk çiftliklerinden, büyükbaş hayvan gübresi ise büyükbaş hayvan yetiştiriciliği yapan çiftliklerden taşınmaktadır.


38

3. PİLOT BİYOGAZ TESİSİ ANA ÜNİTELERİ

Pilot biyogaz tesisi atık depo alanları, ön depo, katı atık besleme ünitesi, fermantörler, pompalama ünitesi, kojenerasyon ünitesi, gaz yakma bacası ile separatör ve son depo üniteleri ile bunlara ait alt ünitelerden oluşmaktadır.

3.1. Atık Depo Alanları Tesiste kullanılan çimen, büyükbaş hayvan gübresi, tavuk atığı ve hal atıkları. Şekil 2’de görüleceği üzere betondan yapılmış depo alanlarında depolanmaktadır. Çimen için 2660 m3’lük, hal atıkları, tavuk ve büyükbaş hayvan gübresi ile işkembe içi atıkları için ise her biri 45 m3’lük 5 ayrı depolama alanı yapılmıştır. Atıklar bu depolardan alınarak besleme ünitelerine yüklenmektedir.

ilave edilmektedir. Ayrıca atıklardan gelen sızıntı suları ile yağmur suları da bu depoda depolanmaktadır. Ön depoda sıvı şeklinde biriktirilen atıkların karıştırılması dip karıştırıcı ile sağlanmakta olup fermantörlere pompalanması ise depo içerisindeki pompa ile gerçekleştirilmektedir.

3.3. Katı Atık Besleme ÜnitesiÇimen, katı büyükbaş hayvan atığı, tavuk atığı ile işkembe içi atıklar Şekil 4’te görülen katı atık besleme ünitesinin içerisine boşaltılmaktadır. Atıklar, bu besleme ünitesinden, programlanan zaman dilimlerinde ve ayarlanan miktarlarda bağlı olduğu birinci fermantör içerisine konveyörler vasıtasıyla beslenmektedir.

Tablo 1. Tesiste Kullanılacak Atıkların Miktarı ve Özellikleri

MalzemeMiktar

(ton/ gün)

Kuru Madde

(%)

Organik Kuru

Madde(%)

Çimen 16 26 89,9

Hal atığı 5,6 8,97 91,65

İşkembe içi atığı 1,17 16,8 89,11

Tavuk gübresi 5,34 71,9 37,10

Büyükbaş hayvan gübresi

0,96 16,4 75,39

Şekil 2. Atık depo alanları.

3.2. Ön DepoSıvı organik atıklar Şekil 3’te gösterilen 100 m3’lük depoda depolanmaktadır. Sıvı şeklinde tesise taşınan büyükbaş hayvan atığı bu kısma boşaltılmaktadır. Ayrıca, depo üzerine monte edilmiş olan kıyıcı ünitesi ile hal atıkları parçalanarak bu kısımda toplanmaktadır. Tesis için gerekli olan temiz su da bu depoya

Şekil 3. Ön depo ve ön depoya sıvı şeklinde büyükbaş hayvan atığı boşaltan vidanjör.

3.4. FermantörlerTesiste, Şekil 5’te gösterilen 2400 m3 hacminde betondan imal edilmiş etrafı ısı yalıtım malzemesi ile kaplanmış 2 adet fermantör mevcuttur. Her bir fermantörde, içerisindeki malzemenin karıştırılması için iki adet yatay tipte karıştırıcı kullanılmıştır. Fermantör içerisindeki sıcaklığı mezofilik şartlarda tutulması için fermantör içerisine sıcak su ısıtma tertibatı yerleştirilmiştir. Üzeri EPDM membran ile kapatılan her bir fermantörün çatı kısmında toplam 350 m3 biyogazın depolanması sağlanmaktadır. Buna ilaveten, çatı kısmında üretilen biyogazın içerisindeki H2S gazını giderme sistemi bulunmaktadır. H2S giderimi, fermantörlerin çatılarındaki ahşap ünitelerin üst kısmına belli oranlarda oksijen vermek suretiyle kükürtle beslenen bakterilere yaşam alanı sağlayarak gerçekleştirilmektedir. Böylece, fermantörlerde üretilecek biyogazın içerisinde bulunan H2S kojenerasyon ünitesi öncesinde giderilerek hatlara ve gaz motoruna zarar vermesi önlenmektedir. Ayrıca, her bir fermantöre, üretilen biyogazın basıncının EPDM membranın maksimum dayanım basıncından daha fazla olması durumunda gazı atmosfere atacak emniyet ventilleri monte edilmiştir.

Şekil 4. Katı atık besleme ünitesi.

Şekil 5. 1.ve 2.fermantörler.


39

3.5. Kojenerasyon ÜnitesiKojenerasyon ünitesi, iki ana kısımdan oluşmaktadır. Birinci kısımda biyogaz motoru ve jeneratör gurubu, ikinci kısımda ise pompalama sistemi, gaz analiz sistemi, gaz motoru ile tesise ait güç ve kontrol panoları yer almaktadır (Şekil 6) Biyogaz motor jeneratör grubunda üretilen elektrik enerjisi mevcut durumda tesisin kendi motor, pompa, karıştırıcı vb. ekipmanların enerji beslemesinde kullanılmaktadır. Biyogaz tesisinin şebeke bağlantısının tamamlanmasından sonra üretilen 330kW’lık elektrik enerjisi enterkonnekte şebekeye verilerek teşvik kapsamında belirlenen 13,3 $Cent fiyatından satışı gerçekleştirilecektir. Biyogaz motorunda üretilen ısı enerjisi her iki fermantör içerisindeki malzemenin ısıtılmasında kullanılacak olup ısının fazlası gaz motoruna ait soğutma ünitesinde soğutulacaktır. Pompalama ünitesi, ön depo, fermantörler ve son depo arasındaki ürünün pompalanmasını sağlamaktadır. Gaz analiz sistemi ile fermantör içerisindeki ve gaz motoruna giden hattaki biyogazın içerisindeki CH4, O2 ve H2S miktarları online olarak izlenmektedir. sırasında oluşturduğu metan, karbondioksit ve hidrojen sülfür gibi

kirletici gazların atmosfere verilmesini engelleyerek hava kirliliği ve sera etkisi önlemekte, bir taraftan da atıkların bertarafını ve aynı zamanda enerjiye dönüşümünü sağlamaktadır. Dört kişilik istihdam da sağlayan tesise, günlük 31,6 ton organik madde beslemesi yapılarak 330 kW’lık elektrik ve 330 kW’lık ısı enerjisi üretiminin yanında yüksek kalitede sıvı ve katı gübre de elde edilebilmektedir. Bu gübrenin Kocaeli Büyükşehir Belediyesi tarafından kent ağaçlandırma çalışmalarında ve park bahçelerinde gübre olarak kullanması planlanmaktadır.

TEŞEKKÜR

Bu çalışma, TÜBİTAK Kamu Kurumları Araştırma ve Geliştirme Projeleri Destekleme Programı (1007) kapsamında devam eden 106G112 numaralı proje ile desteklenmiştir.

KAYNAKLAR

[1] KAMAG 1007 Programı, 106 G 112 no’lu “Bitkisel ve Hayvansal Atıklardan Biyogaz Üretimi ve Entegre Enerji Üretim Sisteminde Kullanımı (Biyogaz)” Projesi, 2011.

SUMMARY

Our country is dependent on foreign energy sources and meets a large proportion of energy consumption from importing. Whereas, although our country has high rate of renewable energy (hydro, wind, solar, geothermal, biomass) sources, only the direct combustion of biomass in energy conversion has been widely used. One of the most effective and environmentally acceptable treatment solutions for agricultural and animal wastes is biomass-energy conversion systems. In this content, “The Production of Biogas From Agricultural And Animal Wastes And Utilization of Obtained Gases In Integrated Energy Conversion Technologies” project was demonstrated in the field of İzmit İZAYDAŞ, funded by TUBITAK 1007 programme. Biological start-up stage of project has just been completed. In this frame, it is one of the most important projects in our country, which ensures both energy production via agricultural and animal wastes and reduction of greenhouse gases.In this study, the objectives, some technical information and outputs of the biogas plant based on about 330 kW installed electrical power generation capacity has been presented.

Key Words: Waste-to-energy, Biogas, Greenhouse Effect, Renewable Energy

3.6. Gaz Yakma Bacası Gaz yakma bacası, gaz motorunda bir problem oluşması veya gaz motorunun bakıma alınması durumlarında fermantörlerin membran kısmında biriktirilen biyogazın basıncının maksimum düzeye ulaşması halinde biyogazın yakılarak atmosfere atılmasını sağlamaktadır. Gaz bacasında yakılabilecek maksimum biyogaz miktarı 200 m3/saat’tir ve yanma kapasitesi 1,2 MW’tır (Şekil 7).

Şekil 6. Kojenarasyon ünitesi.

3.7. Separatör ve Son Depo Alanı Fermantörlerde gazı alınmış son ürün ikinci fermantörden pompa yardımıyla pompalanarak seperatöre gönderilmektedir (Şekil 8). Son ürün separatörde katı ve sıvı fazına ayrılmakta olup, ürünün %6 kuru madde oranına sahip sıvı kısmı 1000 m3 hacmindeki son depoda, %25-30 kuru madde oranına sahip kısmı ise organik gübre sahasında katı olarak depolanacaktır.

4. SONUÇ Bu çalışmada, TÜBİTAK 1007 Programı kapsamında desteklenen ve İZAYDAŞ sahasında kurulan “Bitkisel ve Hayvansal atıklardan Biyogaz Üretimi ve Entegre Enerji Üretim Sistemlerinde Kullanımı (BİYOGAZ)” projesi kapsamında kurulan tesis hakkında bilgiler verilmiştir. Tesis, bir taraftan atıkların açık sahada veya depolama sahalarında çürümesi

Şekil 7. Gaz yakma bacası.

Şekil 8. Seperatör ve son depo alanı.


40

RÜZGAR ENERJİ SANTRALLERİNİN ÇEVRE VE PLANLAMA AÇISINDAN DEĞERLENDİRİLMESİ

Ebru ARICIARI-ES Enerji

ÖZET

Yenilenebilir enerji sektörü, tesislerin kurulmasından işletmeye alınmasına kadar detaylı ve farklı uzmanlık alanlarının kesişmesi gereken uzun vadeli bir çalışmayı gerektirmektedir. İnşaat öncesi dönemde öncelikle iyi bir proje yönetimine ihtiyaç duyulmaktadır. Ölçüm verilerinin analizi ve türbin yerleşimlerinin enerji üretimine esas olacak koordinatlarının belirlenmesiyle birlikte izin ve planlama süreçleri başlamaktadır. Ancak, bu süreçler sırasında ortaya çıkabilecek etkenlerle, türbin yerleşimlerinde değişiklikler olabilmektedir. Hatta inşaat aşamasında bile, türbin noktaları ya da yol güzergâhlarında değişiklikler yapılabilmekte, bu da izin ve planlama süreçlerinin revize edilmesi gibi ek süreçler getirmektedir. Bu nedenle; projenin olası değişikliklerini, ortaya çıkabilecek sorunları ve çözümlerini önceden tahmin edebilmek ve projenin süreç planlamasını bu doğrultuda yapabilmek önemlidir.

1. GİRİŞ

ARI-ES olarak, yenilenebilir enerji yatırımlarının teknik ve idari hizmetlerini yürütmekteyiz. Yenilenebilir enerji projelerinin, konsept tasarımından işletme aşamasına kadar devam eden tüm süreçlerini yöneterek, anahtar teslim çözümler üretiyoruz. Bugüne kadar Türkiye yenilenebilir enerji sektöründe birçok başarılı yatırımın içinde yer aldık.

Bu çalışmada, uygun bulma ya da lisans almış projelerin inşaat dönemine kadar geçen idari izin süreçleri tariflenmeye çalışılacaktır. Yenilenebilir enerji sektörü, tesislerin kurulmasından, işletmeye alınmasına kadar detaylı ve farklı uzmanlık alanlarının kesişmesi gereken uzun vadeli bir çalışmayı gerektirmektedir. Aşağıda anlatılacak olan izin ve planlama süreçleri, birbirleriyle eşgüdümlü ve birbirlerinden etkilenerek yürütülmektedir. Bu nedenle inşaat öncesi dönemde öncelikle iyi bir proje yönetimine ihtiyaç duyulmaktadır.

Ölçüm verilerinin analizi ve türbin yerleşimlerinin enerji üretimine esas olacak koordinatlarının belirlenmesiyle birlikte, izin ve planlama süreçleri başlamaktadır. Ancak, bu süreçler sırasında ortaya çıkabilecek etkenlerle, türbin yerleşimlerinde değişiklikler olabilmektedir. Hatta inşaat aşamasında bile, türbin noktaları ya da yol güzergahlarında değişiklikler yapılabilmekte, bu da izin ve planlama süreçlerinin revize edilmesi gibi ek süreçler getirmektedir. Bu nedenle; projenin olası değişikliklerini, ortaya çıkabilecek sorunları ve çözümlerini önceden tahmin edebilmek ve projenin süreç planlamasını bu doğrultuda yapabilmek önemlidir.

2. 2011 YILI ÖNEMLİ MEVZUAT DEĞİŞİKLİKLERİ

2.1. ÇED Yönetmeliğinde Yapılan DeğişiklikÇED Yönetmeliği’nde yapılan değişiklikle 75 MW ve üzeri kurulu güce sahip rüzgar santralleri için “ÇED Olumlu” kararı alınması zorunlu kılındı. “ÇED Olumlu” kararı için yaklaşık 6 aylık bir süre gerekiyor ve süreç Bakanlık tarafından yürütülüyor. Bu durum özellikle uygunluk kararı almış santraller açısından projenin tamamını etkileyecek bir süreçtir.

2.2. Çevre ve Şehircilik Bakanlığı’nın KurulmasıÇevre ve Şehircilik Bakanlığı’nın kurulması ile çoğunluğu orman alanlarında yer alan ve bu nedenle sit alanları ile iç içe olabilen santraller için yürütülecek iş ve işlemlerin değişmesi gündeme gelmiştir. Çevre ve Şehircilik Bakanlığı bünyesinde kurulan Tabiat Varlıklarını Koruma Genel Müdürlüğü, tüm doğal sit alanlarında yapılacak her türlü değişiklik için tek yetkili kurumdur. Doğal sit alanlarında yer alan santrallere ilişkin izin ve planlama süreçleri bu kurum tarafından yürütülecektir.

Bakanlık ve ilgili İl Müdürlüklerinde konuyla ilgili yapılanma süreci devam etmektedir. Bunun yanı sıra imar planlarının onayına ilişkin uzun süreçlerin kısalabilmesine olanak veren hükümler de yer almaktadır.

2.3. EPDK’nın Hazırladığı “Rüzgar ve Güneş Enerjisine Dayalı Lisans Başvurularına İlişkin Ölçüm Standardı Tebliği”EPDK tarafından hazırlık aşamasında olan ve pek çok sektör temsilcisinin görüşünün alındığı “Rüzgar ve Güneş Enerjisine Dayalı Lisans Başvurularına İlişkin Ölçüm Standardı Tebliği” yeni lisans başvuruları için özel kararlar içermekte olup; süreci etkileyecek değişikliklerden biri olacaktır.

2.4. Orman Ön İzinlerinde Bedel Alınmaya BaşlanmasıBüyük bölümü orman alanlarında yer alan rüzgar santralleri için bir başka önemli değişiklik de Orman Önizinleri’nde de bedel alınıyor olmasıdır. Ön izin bedelinin belirlenmesi ile birlikte, proje sahalarında kesin izin sahalarına yakın ve minimum maliyetli alanların belirlenmesi gündeme gelmiştir.

3. İMAR PLANI VE TAHSİS İŞLEMLERİNE İLİŞKİN UYGULAMALAR 3.1. Kurum Görüşleri, Kurumsal YazışmalarSantraller için hazırlanacak imar planları öncesinde, planlama mevzuatı gereği görüş alınması gereken kurumlar:• Karayolları• DSİ• Koruma Kurulu


41

• Tarım İl Müdürlüğü• Orman Bölge Müdürlüğü• Çevre ve Şehircilik İl Müdürlüğü• TEİAŞ• Kültür ve Turizm İl Müdürlüğü

Planlama sürecinde gerekli olmamakla birlikte, santraller açısından zorunlu olan iki önemli kurum görüşü daha bulunmaktadır. • Sivil Havacılık Genel Müdürlüğü• Genelkurmay Protokolü doğrultusunda TÜBİTAK görüşü

İmar Planı Onay Kurumları:• İlgili Belediyesi• Büyükşehir Belediyesi• İl Özel İdaresi• Turizm Bakanlığı• Kültür Varlıklarını Koruma Bölge Kurulları• Tabiat Varlıklarını Koruma Genel Müdürlüğü• Çevre ve Şehircilik Bakanlığı

4. SANTRAL SAHALARINDA MÜLKİYET DURUMUNA GÖRE YAPILACAK İŞLEMLER

4.1. Orman ArazileriÖncelikle ön izin alınması ve imar planlarının onayını takiben kesin izin alınması yöntemi ile orman arazilerinde kiralama yapılabilmektedir.

4.2. Şahıs Mülkiyetleri• Satın alma ya da kiralama• KamulaştırmaTarım arazilerinde, Tarım İl Müdürlükleri’nden “Tarım Dışına Çıkarılması Kararı” alınması gerekmektedir.

4.3. Mera AlanlarıHazine adına kayıtlı olmakla birlikte, mera olarak tespit ya da tescil edilmiş alanlarda, mera tahsis dosyaları hazırlanması ve Tarım İl Müdürlükleri bünyesinde mera komisyonunca değerlendirilmesi gerekmektedir.

4.4. Hazine ArazileriHazine adına kayıtlı taşınmazlarda, ilgili Mal Müdürlüklerine EPDK kanalıyla başvuru yapılmakta ve arazilerin tahsisi talep edilmektedir.

Santrallerde, kamu yararı kararı olması ve aslında bir “yap-işlet-devret” modeli ile devlet adına yapılan işletmeler olması sebebiyle, arazi vasıflarına bakılmaksızın izin işlemleri gerçekleşmektedir.

Projenin uygun bulma kararı ve türbin yerleşimlerinin kesinleşmesini takiben, santral sahası genelinde bir mülkiyet araştırması yapılması, proje süreçlerine ilişkin yönetim planlarında, bu işlemlere ilişkin süreçlerin en başta ve doğru biçimde yerleştirilmesi; türbin anlaşmaları, inşaat gibi sonraki süreçlerde karşılaşılabilecek önemli sorunları ortadan kaldırmaktadır.

SUMMARY

Renewable Energy Projects require a detailed, multi-disciplinary and long-term study. Primarily, a successful project management is needed in the pre-construction stage. The permit and planning

processes begin with the analyses of the measuring data, and specifications of turbine locations that will be the basis for energy production. However, some factors may arise and force modifications in turbine layouts during these processes. There may be changes in turbine locations or road paths even during the construction stage and this causes additional workflow such as revisions in permit and planning processes. Therefore, predicting the possible modifications, problems, solutions and planning the process accordingly is very important.


42

EVALUATION OF ENVIRONMENTAL AND SOCIAL ASPECTS FOR HYDROPOWER PROJECTS IN TURKEY WITHIN THE FINANCING PROCESS OF

INTERNATIONAL PUBLIC BANKS

Ece AKARCAFichtner GmbH & Co. KG/Istanbul

Dr. Stephan HEIMERLFichtner GmbH & Co. KG/Istanbul

Dr. Beate KOHLERFichtner GmbH & Co. KG/Istanbul

Gökçen BECERENFichtner GmbH & Co. KG/Istanbul

ABSTRACT

The country with the second largest hydro potential (about 140 TWh/year economically feasible potential) in Europe is Turkey. Hydropower is an important contributor to the energy mix of Turkey due to the country’s rising electricity demand over the years, being poor in fossil fuel sources and having no nuclear power plant in operation. Environmental assessment is very important during each phase of the hydropower projects. This paper will explain how the environmental aspects are assessed for hydropower projects in Turkey and what are the eligibility criteria considered during the evaluation period of international public banks like EIB.

1. HYDROPOWER IN TURKEY

Turkey has the second largest hydro potential in Europe with approx. 140 TWh/year economically feasible potential. The country’s rising electricity demand over the years, being poor in fossil fuel sources and having no nuclear power plant in operation makes electricity generation from hydropower a good contributor to the energy mix of Turkey. Run-of-river hydropower plants and also diversion type without reservoir are considered to be environment friendly when compared with large dam and reservoir type alternatives. Utilization of hydropower has environmental advantages such as global climate change mitigation and reduction of flooding risk, however the construction and operation of hydropower plants may cause some impacts on the local and regional level like loss of aquatic habitat, harm to fish population and deterioration of the landscape. Often, implementation of a careful and environment friendly design based on the mitigation and compensation measures can enhance integration of hydropower plants in the environment.

Currently, there are more than 2,000 hydropower plant projects in Turkey which represents approximately 37% of the total economic hydro potential of the country. The government aims to utilize all the economically feasible potential (approx. 45,000 MW or approx. 140 TWh/year) by 2023.

2. ENVIRONMENTAL AND SOCIAL ASPECTS CONSIDERED AS A BENCHMARK FOR THE INTERNATIONAL PUBLIC BANKS

Most of the hydropower projects as well as other environmental friendly green energy projects are highly supported by international public banks together with local Turkish banks to strengthen Turkey’s energy mix and tackle with climate change. However, the financing institutions are hiring consultants as Lender’s Engineer to

look closer mainly at technical, financial as well as environmental and social aspects of hydropower projects in order to assure that the required procedures and standards are met.

Environmental and social considerations are very important during the design, implementation and operation of hydropower projects. The review of the Lender’s Engineer evaluates the possible adverse environmental and social impacts of the projects and highlights possible mitigation measures. The review also helps the local banks, project promoters and designers to understand the importance of environmental and social considerations and also makes them to adopt tighter environmental standards. Additionally trainings are set up to develop the local knowledge.

In the meantime several basic documents in regards of the environmental and social aspects are available. These documents describe the criteria required for eligible projects to be financed by the relevant institutions like the policies of the financing institutions (e.g. “Environmental Strategy” of World Bank; European Bank for Reconstruction and Development (EBRD) or European Investment Bank (EIB)). Also the private banks have adopted tighter environmental and social standards than the national requirements with the so called “Equator Principles” [1] as a credit risk management framework for determining, assessing and managing environmental and social risk in project finance transactions.

2.1. Eligibility Criteria Followed By EIBThe European Investment Bank (EIB) e.g. requires that all the projects it is financing are acceptable in environmental and social terms by applying appropriate safeguards to all its operations. The bank also finances projects that contribute directly to environmental sustainability and social well-being in support of sustainable development, by virtue of their positive contribution either to the protection and enhancement of the natural or built environment and/or to the promotion of sustainable communities [2]. The goal of EIB is to stress out the importance of the environmental and social aspects related to the implementation of hydropower projects.

The internationally recognised nine eligibility criteria (EC) which EIB follows during the environmental and social assessment period of small hydropower projects (SHPP) are described below.

• EC 1: Regulatory Compliance The project should have all the necessary permissions and

permits required under national law and should comply with the requirements of the national environment, health and safety law. Electricity Generation License, Environmental Impact Assessment (EIA) decision, Water Utilization Right Agreement (WURA), Land Use Permits and Acquisition, Grid Connection


43

Agreement, Construction Permit etc. are the main licenses/approvals which a SHPP should obtain.

Among others, EIA decision is a prerequisite for all investment projects. The Turkish EIA regulation imposes obligations with regard to the projects installed capacity, water storage volume and capacity of transmission facilities. The project is either exempted from the regulation which in this case no EIA or Project Presentation File (PPF) is needed or the project is subject to an EIA/PPF submission. The thresholds of the old and new version of the national EIA regulation are summarized in Table 1. Licenses granted before the new legislation are subject to old thresholds.

hydropower plants. The project design should comply with the current accepted fish passage guidelines which are derived from the internationally accepted FAO (Food and Agriculture Organization of the United Nations) standards based on the internationally well known German standard for fish pass design. This standard has been translated into Turkish in 2009 by the national authority and it is started to be implemented for the new hydropower projects recently.

• EC 5: Watershed Protection The project should not negatively impact environmental conditions

in the watershed. The facility should not affect the integrity of the existing ecosystem either upstream or downstream of the facility. Additional components of the facility e.g. access roads, power lines and generation facilities should have minimal impact on the riparian environment.

• EC 6: Threatened and Endangered Species Protection The project should not negatively impact any threatened

or endangered species nor any areas designated for their protection. The facility should not be constructed on a protected or sensitive river. The facility should not threaten or harm the habitat or migration patterns of endangered species, threatened species or species of regional concern. The facility should have no significant impact on existing wildlife habitat and populations.

• EC 7: Recreation The project should not stop or limit recreational uses of the river.

Access to the water should remain unchanged by the facility and accommodate recreational activities on the river. Any current recreational uses of the river around the site of the facility (Hunting, fishing, boating and hiking ...) should be identified and it should be confirmed that these will not be affected by the development of the facility.

• EC 8: Cultural Issues The project should not inappropriately impact cultural property.

Cultural property includes sites having archaeological (prehistoric), paleontological, historical, religious and unique natural values. Cultural property therefore includes remains left by previous human inhabitants and unique natural features such as canyons and waterfalls.

• EC 9: Community Issues The project should not reduce local community use of either river

or the surrounding lands. The facility should not stop or limit local communities’ ability to utilize the river to provide a livelihood, i.e. by fishing, as a leisure amenity or to utilize the land around the river where they may rely on the river for irrigation purposes.

3. CHALLENGES AND EXPERIENCES FACED DURING THE REVIEW PROCESS

Not only hydropower projects but every renewable energy project can have negative environmental and social impacts if they are poorly planned. There is always a suitable solution to mitigate and minimize the environmental, social and economic concerns and optimize the project’s design. The best way is to follow up the proj-ect from the very beginning till the very end. In fact it is mostly pos-sible to improve the design of the power plant during construction stage without extremely high costs.

• EC 2: Water Flow The project should maintain a minimum flow in the river that is

adequate for the existing fish population, wildlife and water quality taking into account seasonal fluctuations in flow levels. Also the project should preserve a minimum wetted channel perimeter, at all control structures, with a constant flow in the river throughout the year. Facility viability has to be based on minimum flow required for the river to sustain existing environment.

Environmental flow is obliged in the Turkish WURA and the

lower limit is defined as the 10% of the mean average flow of last 10 years data. The amount of the environmental flow to be released is calculated in the PPF/EIA studies.

• EC 3: Water Quality The project should not contribute to deterioration of water quality

either upstream or downstream of the project during construction and operation stages. The facility should have minimal impact on water quality in the head pond, bypassed reach and the reaches downstream of the tailrace and diversion dams / dykes. The project must demonstrate that it is in compliance with national water quality standards.

• EC 4: Fish Passage and Protection The project should have minimal impact on local fish populations,

provide effective fish passage for local and migrating fish species and also protect fish from entrainment. There should be minimal loss of fish or fish habitat. Facility should preserve resident fish communities and ability of fish to move and migrate. Flows in the bypassed reach and downstream of the tailrace should be adequate to support aquatic and riparian species at pre-facility ranges.

According to the Turkish Fishery Law article 22, in Turkey it is obligatory to construct fish passage structures at dams and

Table 1. Thresholds of The Old and New Turkish EIA Regulations For Hydropower Plants and Transmission Facilities[3]


44

Environmental and social aspects of the hydropower project depend largely on the natural and social environment of the affected region as well as the factors attributable to the projects themselves, such as their size and location, so these impacts can have multiple aspects. Therefore, in selecting mitigation measures to reduce adverse impacts or enhancement measures to optimize positive outcomes, it is important to adopt “tailor-made” measures [4]. For example, one of the major eligibility criteria to assess the sustainability of a hydropower plant is the fish passage structure designed for hydropower projects. In Turkey, constructing a fish passage structure is obligatory, however nothing is defined in the regulations about how to design them. There are international guidelines which are also adopted by the Turkish authorities. In general, it is observed that the fish passage structures are copied from each other without having an ecological survey basis. This leads to an inefficient design which blocks the migration of the fishes and therefore endangers their presence in the region. This deficiency can be altered by taking into account the target species in the region and reliable international guidelines like FAO. In many cases the fish passage structure can be improved even after it has been constructed.

Furthermore, the stakeholder involvement is vital to identify practical solutions for most of the adverse impacts. Involving stakeholders the project increases their understanding of the project and also increases the support of them for the project.

What is experienced so far is that there is a lack of monitoring in hydropower projects in Turkey. The regulations are well adapted from the European regulations however without a proper monitoring and supervision they are not effective. Mitigation measures are defined for the projects but implementation of these measures should be followed by monitoring, in order to check the effectiveness on the environment. The result of the monitoring allows the review of the measures so as to improve their efficiency [5].

Sustainable energy generation and a successful hydropower project cannot be measured with the efficiency of the plant or the availability of the resource. Different parameters from a variety of disciplines should be considered like preservation of flora and fauna and grievances of the stakeholders. The integration of such parameters together with the other technical parameters which define the energy generation will increase the feasibility and the quality of the project. For this reason, internationally recognised regulations, good practice guidelines and eligibility criteria as described above are essential to assure sustainable hydropower projects also in Turkey.

REFERENCES

[1] Equator Principles (www.equator-principles.com).[2] The European Investment Bank, “The EIB Statement of

Environmental and Social Principles and Standards”, 2009 (www.eib.com).

[3] Ministry of Environment and Urbanization - Legislation (http://www.bayindirlik.gov.tr/turkce/sayfa.php?Sayfa=yonetmeliklistesi).

4] International Energy Agency, “Hydropower Good Practices: Environmental Mitigation Measures and Benefits”, May 2006.

[5] ESHA, “Hydropower and Environment”.


45

HASTANELERDE VE ALIŞVERİŞ MERKEZLERİNDETRİJENERASYON UYGULAMALARI

Emine FİLOĞLUTürkiye Kojenerasyon ve Temiz Enerji Teknolojileri Derneği

ÖZET

Ülkemiz, enerji kaynaklarında % 73 dışa bağımlı kalarak enerji ihtiyacını temin etmektedir. Bu nedenle, enerji kaynaklarının bilinçli ve daha verimli kullanılması son derece önemlidir. Enerji kaynaklarından etkin bir biçimde yararlanma yöntemlerinden bir tanesi de “trijenerasyon” sistemi kullanılmasıdır. Bu sistemde, bir çeşit enerji kaynağı kullanılarak, elektrik üretimi, ısıtma ve soğutma gibi üç çeşit enerjiye geçiş sağlanabilmekte, adeta bir taşla üç kuş vurulabilmektedir. Ülkemiz açısından, artan enerji maliyetlerini azaltmak, karşılaşılan enerji darboğazlarını aşabilmek için enerji alanında maksimum verime gitmek gerekmektedir.

Bu çalışmada, örnek bir hastanede ve alışveriş merkezinde trijenerasyon sisteminin kullanılabilirliği araştırılmış, sistem fizibilitesi yapılmıştır.

1. GİRİŞ

Kojenerasyon; enerjinin, hem elektrik hem de ısı formlarında (buhar, sıcak su, kızgın yağ, sıcak egzoz gazı veya mekanik enerji vb.) aynı sistemde aynı anda beraberce üretilmesidir.

2. MİKRO KOJENERASYON

Mikro kojenerasyon teknolojisi, toplam enerji ihtiyacı 50 KW ve altında elektrik ihtiyacı olan tesislerde kullanılmaktadır. Daha çok konutlarda, apartman dairelerinde, küçük ofislerde, villa tipi müstakil evlerde, belediye binalarında yaygın şekilde uygulanabilmektedir.

Şekil 1. Konvansiyonel enerji üretimi ve kojenerasyon teknolojisinin

verimsel karşılaştırması.

Kojenerasyon teknolojileri, uygulama alanları ve kapasite büyüklük-lerine göre çeşitlilik gösterir. Kojenerasyon haricindeki diğer sistemler aşağıdaki gibidir:a) Mikro Kojenerasyonb) Kombine Kojenerasyonc) Trijenerasyon

3. KOMBİNE KOJENERASYON TEKNOLOJİSİ

Kombine kojenerasyon teknolojisinde, kojenerasyon sisteminde olduğu gibi, türbin ya da motordan çıkan egzoz gazı, atık ısı kazanına gönderilerek, sıcak su ya da buhar ihtiyacı yerine, daha fazla elektrik enerjisi üretebilmek için ayrı bir buhar türbini kullanılır ve % 80’lere varan enerji verimi sağlanmış olunur.

Şekil 2. Mikro kojenerasyonun elektrik ve ısı üretimi.

Şekil 3. Kombine kojenerasyon teknolojisinin şematik görünümü.


46

4. TRİJENERASYON

Basit çevrimde çalışan, yani sadece elektrik üreten bir gaz türbini ya da motoru kullanılan sistemlerde, enerjinin % 30-40 kadarı elektriğe çevrilebilmektedir. Bu sistemin trijenerasyon şeklinde kullanılması halinde sistemden dışarıya atılacak olan ısı enerjisinin büyük bir bölümü kullanılabilir enerjiye dönüştürülerek toplam enerji girişi % 70-90 değerlendirilir. Bu tekniğe birleşik ısı-güç sistemleri ya da kısaca trijenerasyon denir.

oluşturan ihtiyaç departmanların sıcak su ve buhar ihtiyacı trijenerasyon ile çok düşük bir fiyatla elde edilmektedir. Ayrıca ilkbahar ve sonbahar gibi mevsimsel geçiş dönemlerinde hastane odalarında ve alışveriş merkezi gibi kapalı alanlarda, hem sıcak hem de soğuk havanın birlikte hazır olabilmesine olanak sağlanmaktadır. Bu yüzden trijenerasyon, hastane ve AVM’ler için en uygun sistem dizaynıdır.

Özellikle doğal gazın yaygınlaşmasından ve elektrik fiyatlarının yükselmesinden sonra, bu yatırım daha uygun hale gelmiş, ayrıca Kyoto Protokolü’ne paralel olarak karbon salımının azaltılması ile çevresel pozitif etkisi de bu teknolojiyi dünyadaki en verimli ve en hızlı geri dönüşümü olan enerji yatırım aracı haline getirmiştir.

Bu çalışmada, bir hastanenin ve alışveriş merkezinin yıllık ihtiyaç duyduğu elektrik ve ısıtma-soğutma ihtiyaçları düşünülmüş ve trijenerasyon uygulaması ile fizibilite hesaplamaları yapılmıştır. Bu örnek çalışmalar yapılırken her iki yerleşim biriminin ortak özellikleri, binanın bulunduğu bölgenin iklim şartları ve büyüklük kapasiteleridir.

Bir hastanenin ihtiyaç duyduğu enerji ihtiyacı hesaplamalarını yaparken şu hususlara dikkat edilmelidir:a) Hastane için belirlenecek kapasite seçiminin, hastanelerde kurulu

trafo güçleri baz alınarak yapılması yanlış seçim yapılmasına neden olabilir. Bunun nedeni, tıbbi cihazların kurulu güçlerinin büyük, devrede kalma sürelerinin kısa olmasıdır. Bu yüzden yıllık elektrik tüketim değerleri pik değerlerin süreçleri göz önüne alınarak bir elektrik ihtiyaç kapasitesi belirlenmelidir.

b) Hastanenin ısıya ya da elektrik ihtiyacına dayalı bir optimizasyona gidilebilmesi için, elektrik ve ısı masrafları hesaplanarak, ekonomik açıdan en yüksek tasarrufu sağlayan sistem belirlenmelidir.

5. HASTANEDE TİPİK BİR TRİJENERASYON UYGULAMASI

Tablo 1 ve Tablo 2’de, bir hastane binası ve alışveriş merkezinde konvansiyonel sistem çalışırken, bu tesise bir trijenerasyon ilavesiyle oluşacak sistemin ne kadar sürede kendini geri ödeyeceği gösterilmiştir.

Şekil 4. Trijenerasyon teknolojisi ile elektrik-ısı-soğutma enerji

üretimleri.

Trijenerasyonda ise, isminden de anlaşılacağı gibi, 3 enerji çeşidinin (elektrik + ısıtma + soğutma) aynı enerji kaynağından birlikte üretilmesi mümkündür. Bu geliştirilmiş kojenerasyon prosesi genel-likle trijenerasyon veya kombine soğutma, ısıtma ve güç üretimi olarak tanımlanmaktadır (CCHP: combined cooling, heating, and power generation). Kojenerasyondaki mekanizmanın aynısı uygulanır; ısıtma enerjisi-nin bir kısmı, ayrı bir soğutma ünitesi yardımıyla ihtiyaç duyulan soğutma enerjisine dönüştürülür. Trijenerasyonda, absorbsiyonlu soğutma sistemi kullanılarak kojenerasyonun atık gazından elde edilen sıcak su veya buhar ile soğuk su üretilmektedir. Basit çevrimde, toplam enerji verimi % 30-40 civarlarında, kojenerasyonda % 60-70, trijenerasyonda ise % 80-90’lardadır.

Trijenerasyonun endüstriyel tesislerdeki uygulama alanlarından bazıları; gıda şoklama tesisleri, soğutma tesisleri veya et, balık, tavuk veya sebze gibi gıdaların korunmasına yönelik büyük soğuk depolar gibi büyük miktarda soğuk havaya veya suya ihtiyacı olan sanayilerdir. Bazı sanayiler absorbsiyon soğutuculardan yararlanarak, atık ısıdan üretilen buhar veya sıcak su vasıtasıyla soğuk su üretirler, bu şekilde soğutma ihtiyacı karşılanmış olur.

Trijenerasyon tesisleri aynı zamanda, kentsel yerleşimlerin ısıtma ve soğutma ihtiyacını karşılamak maksadı ile yaygın olarak kullanılmaktadır. Kent veya uydu yerleşimleri, hem elektrik hem de ısıya ihtiyaç duyarlar. Aynı zamanda bir güç ve ısı merkezi olan kojenerasyon tesisi tarafından bu yerleşim birimlerine hem elektrik temin edilebilir, hem de kış döneminde ısıtma ihtiyacı, yaz döneminde ise absorbsiyon soğutucularla soğutma talebi karşılanabilmektedir. Kojenerasyon tesislerinden yararlanan diğer kentsel birimler hastaneler, oteller, alışveriş merkezleri, büyük ambar ve depolar, bankalar, üniversite kampüsleri ve 24 saat ısıtma - soğutma - havalandırma isteyen büyük yapılardır. Hastanelerin ısıtılması, odalardaki banyolarda kullanım suyu, çamaşırhane, mutfak gibi enerji giderlerinin en büyük kalemlerini

Tablo 1. Mevcut Bir Hastanenin Trijenerasyon Tesisi Fizibilite Hesaplaması

Hastane - Trijenerasyon Tesisi Fizibilitesi

Elektrik İhtiyacı (kWhe) 6,648,000

Isı İhtiyacı (kWh) 7,146,000

Soğutma İhtiyacı (kWh) 1,067,160

Motor Çalışma Süresi (h) 5040

Motor Elektrik Üretim Kapasitesi (2 x 800 KW) 1600

Motor Isı Üretim Kapasitesi (2 x 700 KW) 1400

Absorption Chiller Soğutma Kapasitesi (1 x 800 KW) 800

Elektrik Birim Fiyatı (TL/kWh) 0,1996

Doğal gaz Birim Fiyatı (TL/m³) 0,67

Toplam Tesis Geliri (TL/yıl) 2,265,590

Toplam Tesis Gideri (TL/yıl) 1,729,800

Toplam Tesis Maliyeti (TL/yıl) 2,232,500

Tesisin Yıllık Karı (TL/yıl) 535,760

Tesisin Geri Ödeme Süresi 4.54


47

adedi 4000 KW’lık yedek motor olmak üzere 3 motor / generatörlü esnek bir sistem düşünülmüştür. Yılda 5760 saat (günde 16 saat olmak üzere) 2 motor tam kapasite ile çalışacak ve egzoz gazından ve ceket suyundan elde edilen atık ısı da, ısıtma ve soğutma enerji taleplerini karşılayacaktır. Yapılan tüm hesaplamalar sonucu, tesisin kendini geri ödeme süresi 4.42 yıldır ve bu rakam, tesisin kredi bulma kolaylığı yönünden “bankable” bir tesis olduğunu göstermektedir.

7. SONUÇ

Trijenerasyon sisteminin, herhangi bir hastane veya alışveriş merkezinde uygulanmasıyla, konvansiyonel sistemlere nazaran, hem enerji verimliliği, hem de ekonomik açıdan büyük bir tasarruf sağladığı görülmektedir. Türkiye’de gün geçtikçe artan nüfusla ve sosyal ihtiyaçlarla beraber, birçok yeni yerleşim bölgeleri oluşturulmaktadır. Bu yeni binaları projelendirmeden önce, enerji üretim teknolojilerinden kojenerasyon ya da trijenerasyon gibi aynı anda birden fazla enerjiyi birlikte üreten sistemler tercih edilmelidir. Enerji Tabii ve Kaynaklar Bakanlığı’nın yayınladığı Enerji Verimliliği Strateji Belgesi’nde ve enerji verimliliği ile ilgili yasal mevzuatlarda kojenerasyon teknolojilerinin kullanılması önemle vurgulanmaktadır.

KAYNAKLAR

[1] İSTER, İ., Mevcut Bir Fabrikada Trijenerasyon Uygulaması, 2006,

[2] Uzuneau, K.,Scarpete, D., Energetic and Environmental Analysis of a micro CCHP System for Domestic Use, 2006,

[3] Kas, Ö., Arke Enerji, Hastanelerde Kojenerasyon Uygulamaları, 2010,

[4] Armağan, T., Armağan Mühendislik, Alışveriş ve Ticaret Merkezlerine Ekonomik Enerji Temini ve Kojenerasyon Tesisi, 2009,

[5] Cengiz, M., ProjeAnaliz, Kojenerasyon Yatırımları Hakkında, 2011, www.projeanaliz.com ,

[6] ETKB, Enerji Verimliliği Strateji Belgesi 2012 – 2023.

SUMMARY

Cogeneration technologies provide more efficiency and sustainability in energy use. Trigeneration is the development of the cogeneration systems, in addition to producing electiricity, heating and cooling energy, by absorbtion chiller, can be produced. Trigeneration systems include those processes of production and simultaneous use of electricity, heat and cold, from a single fuel source. The simultaneous use of energy allows obtaining high levels of overall energy efficiency, lower emissions, security of supply, as well as lower losses and investments in networks. This paper focuses on these research proposals that are both economical and high efficiency aspects of trigeneration applications in the hospitals and shopping malls. This study shows that trigeneration system

Tablo 2. Mevcut Bir AVM’nin Trijenerasyon Tesisi Fizibilite Hesaplaması

AVM - Trijenerasyon Tesisi Fizibilitesi

Elektrik İhtiyacı (kWhe) 34,560,000

Isı İhtiyacı (kWh) 19,440,000

Soğutma İhtiyacı (kWh) 7,968,000

Motor Çalışma Süresi (h) 5760

Motor Elektrik Üretim Kapasitesi(2 x 4000 KW) 8000

Motor Isı Üretim Kapasitesi(MW) (2 x 3500 KW) 7000

Absorption Chiller Soğutma Kapasitesi (2 x 2000 KW) 4000

Elektrik Birim Fiyatı (TL/kWh) 0,1996

Doğal gaz Birim Fiyatı (TL/m³) 0,67

Toplam Tesis Geliri (TL/yıl) 11,721,430

Toplam Tesis Gideri (TL/yıl) 8,710,000

Toplam Tesis Maliyeti (TL/yıl) 12,220,000

Tesisin Yıllık Karı (TL/yıl) 3,011,430

Tesisin Geri Ödeme Süresi 4.42

Hastane uygulamasında, fizibilite hesabını yaparken, mevsimsel olarak yaz ve kış dönemlerinde motorların ne kadar süre tam kapasite ile çalışacağı hesaplamaları dikkate alınarak motor kombinasyonu belirlenmiştir ve elektrik ihtiyacına dayalı bir dizayn yapılmıştır. Hastanenin elektrik ve ısı ihtiyaçlarını karşılayabilmek için, 2 x 800 kW’lık bir motor kombinasyonu düşünülmüştür ve günde 14 saat boyunca, yani yılda 5040 saat tam kapasite çalıştırılacağı varsayılmıştır. Motordan elde edilen egzoz gazı, ceket suyu, yağlama yağı ve soğutma suyu ısılarından faydalanarak, ısı talebi karşılanacağı gibi, yaz aylarında bu ısı absorpsiyon chiller üniteleriyle, klimalardan elde edilen soğutma ihtiyacını karşılayabilecektir. Soğutma ihtiyacını hesaplarken, konvansiyonel sistemle yaz aylarında tüketilen elektrik miktarı ile kış aylarında tüketilen elektrik miktarı arasındaki fark göz önünde bulundurulmuştur.

Trijenerasyon uygulaması ile birlikte üretilen elektriğin tesiste kullanılacağı ve fazlasının TEDAŞ’a 0.1996 TL/kWh’e satılacağı varsayılmıştır.

Yapılan tüm hesaplamalara göre, böyle bir hastanede kurulması düşünülen trijenerasyon tesisinin kendi yatırımını geri ödeme süresi yaklaşık olarak 4.54 yıl olacaktır.

6. ALIŞVERİŞ MERKEZİNDE TİPİK BİR TRİJENERASYON UYGULAMASI

AVM’lerde en önemli nokta, gelen müşterilere konforu sağlamak için ısıtma ve aynı zamanda soğutma enerjisini temin edebilmektir. Ayrıca, elektrik tüketimleri yönünden incelediğimizde, kiralanan ticari bölümlerin elektrik sarfiyatlarında, havalandırma, soğutma üniteleri, yürüyen merdivenler, reklam amaçlı panolar gibi birçok alanda elektrik ihtiyacı mevcuttur.

Bu çalışmamızda, mevcut bir AVM’nin elektrik, ısıtma ve soğutma ihtiyaçları göz önünde bulundurularak bir tesis tasarlanmıştır.

Elektrik ihtiyacının fazla olduğu AVM’de, hastane çalışmasında olduğu gibi, bu çalışmamızda da, elektrik ihtiyacına dayalı bir konfigürasyon yapılmıştır. Ekim ayında, maksimum saatlik 7800 kW’lık elektrik tüketimi yapan AVM için, 2 x 4000 kW’lık motor ve 1


48

WIND ENERGY POWER PLANTS, ELECTRICITY MARKET CONDITIONS AND FEED IN TARIFF APPLICATIONS

Erinç KISAPolat Enerji Sanayi ve Ticaret A.Ş.

ABSTRACT

This study is about our experience on the Turkish Electricity Market volatility and the first application period of the new feed in tariff mechanism for Wind Energy Power Plants (WEPP) in Turkey on the way to integrate more wind power into system.

The Wind Power Sector is one of the fastest growing electricity generation technology on the World. The level of annual installed capacity has grown at an average rate of 27.8% for the past five years. The reasons for that are: Wind power is a proven technology developed and optimized over three decades and compared with other energy investments, wind power creates more certainty. Turkey must find the best and safest way to integrate maximum wind power as a high-dependent country to imported energy sources. This study is about our experience on the Turkish Electricity Market volatility and the first application period of the new feed in tariff mechanism for Wind Energy Power Plants (WEPP) in Turkey on the way to integrate more wind power into system.

Nowadays Wind Energy Power Plants in Turkish Electricity Market can sell wind produced electricity via two ways. One of them is selling in the Day-Ahead Market and the other is selling in the Feed in Tariff Mechanism. Since the entry into force of the Renewable Energy Law, the total financed and constructed WEPP installed capacity is only 1,7 GW because of the market conditions in Turkey. In the first years of the Market, WEPPs could sell electricity in 3 different time periods. Each period had different prices. These periods were 06:00 a.m. -17:00 p.m , 17:00 p.m – 22:00 p.m and 22:00 – 06:00 a.m. During those times, even though WEPPs sold electricity for 2-3 € Cents at late night times, the prices were still better than the feed in tariff price at that time so most WEPPs chose to sell electricity in the Market. Then Market regulations were revised to hourly balancing and electricity prices have been calculated for every hour. From that point on, the electricity Market has evolved into today’s “Day-ahead Market” along with various important revisions in the regulations.

CURRENT MARKET CONDITIONS

There are three ways for a WEPP to sell its electricity in the Market: 1) Day ahead market without any sale agreement. 2) Sale agreements to eligible consumers or wholesale

companies.3) Balance Responsible Agreements with other generation

companies that can balance generation.

According to the Balancing and Settlement Regulation, gate closure time for sale offers is 11:30 a.m. for the next day. Since 01.10.2009, WEPPs have been required to predict what they will produce for the next day’s 24 hours which means making predictions up to 30 hours in advance of actual production. Forecasts are very accurate up to 5-6 hours then its accuracy will be decreased due to increase of input uncertainty.

As you can observe in the following graph (Graphic 1), the gap between the minimum and maximum forecast are increasing from start to end in long term forecasts. We uses two types of forecasts. One of them is short term forecasts and the other is long term forecasts.

Long term forecasts are generally used for long term maintenance planning activities by the plant owners. In our country it can give an idea to transmission system operator to arrange a date for transmission line or transformer station planned maintenance activities.

Short term forecast are used for “Day-ahead Market” For more than the last two years, most WEPPS have sold their electricity by giving sale offers to the electricity market independent from the market price. These predictions were not safe predictions because of the big gap between prediction time and real production times. As a result of these unsafe predictions (Graphic 2) WEPPs average sale prices have been below the average market prices for the last 3 years. But due to expectations of an increase in electricity prices, investors still build and operate WEPPs.

Wind energy power plant investments cannot be financed by market price expectations due to Turkish electricity market prices (Graphic 3) are highly dependent to natural events and gas prices as shown in the graph.

Graphic 1. Polat Energy long term wind power generation forecast.


49

Despite the fact that the Turkish Electricity Market has no intra-day Market option, WEPPs have faced imbalance penalties in the Turkish Electricity Market since 01.12.2011. This rule was established in order to prevent electricity market from manipulations but it also deeply effects WEPPs financial conditions negatively. After revision, WEPPS’ market conditions kept getting even worse than they were in 2006. Based on realizations, imbalance penalties cost over %2-7 loss in total incomes (Graphic 4).

You may see from the following graph that Polat Energy WEPPs losses from income in terms of & percentages. That is obvious that the change in balancing and settlement regulation change effects dramatically wind energy power plants in day-ahead markets. That is known by the authority but unfortunately it is not accepted that this revision will be done after intra-day market stage.

As opposed to the regulation in Turkey, in most EU Countries, centralized forecasting option is preferred by the TSOs instead of imbalance penalties. (Table 1)

Graphic 2. Polat Energy wind power generation forecast accuracy.

Graphic 3. Market prices.

Graphic 4. Realized % percentages of losses from income.

Table 1. European Market Conditions for Renewables

Cou

ntry

Inst

alle

dC

apac

ity (

MW

)

Ele

ctric

al

Mar

ket

Gat

eC

losu

re

Fre

ed in

Tar

iff

Gre

en

Cer

tifica

tes

Pen

aliz

ing

Imba

lanc

es

Austria 995 Yes Day Ahead Yes No No

Denmark 3.180 Yes ½ h Yes Yes Yes

Finland 140 Yes ½ h Yes No No

France 3.404 Yes 6 Sessions Yes No No

Germany 23.903 Yes 3 Session Yes No No

Greece 985 Yes Day Ahead Yes No No

Ireland 1.002 Yes Day Ahead Yes No No

Italy 3.736 Yes Day Ahead Yes Yes No

Portugal 2.862 2 Sessions 2 Sessions Yes No No

Spain 16.754 Yes 2¼-3¼ hrs Yes No Yes

FEED IN TARIFF MECHANISM -TURKISH APPLICATION

Imbalance penalties forced WEPPs to take a new position in the market and consequently a total of 480 MW of installed WEPPs have applied to be included in the Feed in Tariff Mechanism (FIT) (Table 2) for the month of December 2011. In 2012, there will be 687 MW of installed WEPPs in the Feed in Tariff Mechanism. Today because of numerous problems FIT Mechanism still does not work well. In the new Feed in Tariff Mechanism, WEPPs are faced with two main problems. One of them is the difficulties in obtaining the “local incentive” which is important for the calculation of the feed in tariff prices (see Table 2) and the other is the uncertainty around the status of partially operational power plants.

As a conclusion all these explained barriers force investors to invest in fossil fuel power plants. Based on Turkish Energy Market

Table 2. Renewable Energy Law Local Product Incentives

Schedule I (Provision of the law dated 29/12/2010 and numbered 6094)

Type of Production Facility Based onRenewable Energy Resources

Prices Applicable(US Dollar cent/kWh)

a. Hydroelectric production facility 7,3

b. Wind power based production facility 7,3

c. Geothermal power based production facility 10,5

d. Biomass based production facility(including landfill gas)

13,3

e. Solar power based production facility 13,3

Schedule II (Provision of the law dated 29/12/2010 and numbered 6094)

Type of Facility

Domestic Production

Domestic Contribution

(US Dollar cent/kWh)

B- Wind power based production facility

1- Blade 0,8

2- Generator and power electronics 1,0

3- Turbine tower 0,6

4- All of the mechanical equipment in rotor and nacelle groups (excluding payments made for the wing group and the generator and power electronics.)

1,3


50

Authority (EMRA) statistics, total 6000 MW natural gas power plant project is under construction, total 8500 MW is approved for license, total 16.000 MW is in the evaluation stage and a total of 12.000 MW is new applied to EMRA for license. The current Electricity Market structure, difficulties of WEPPs in Day-Ahead Market, Feed-in Tariff Mechanism and unlicenced generation and also proposes solutions for improving the share of WEPPs in the overall installed capacity of Turkey which is vital for Turkish targets in economy and supply security.

REFERENCES

[1] C.Brunetto, M. Nicita and G. Tina, “Wind Generation in Day-Ahead Energy Markets in Italy: Imbalance Penalties”, Vol.21,pp.315-324, April 1997.


51

KUZEY KIBRIS’TA BİYOENERJİ VE BİYOÜRÜN ÜRETİM OLANAKLARI

Yrd. Doç. Dr. Ertan AKÜNUluslararası Kıbrıs Üniversitesi, Mühendislik Fakültesi

ÖZET

Fosil yakıtların, dünya nüfusunun sürekli artmasına, çevreye zarar vermeye devam etmelerine ve yakın gelecekte tükenecek olmalarına rağmen baskın miktarlardaki kullanımları halen devam etmektedir. Öte yandan, çevre dostu yenilenebilir enerji kaynakları düşük artış düzeylerine rağmen yeterince kullanılmamaktadır. Mevcut çalışmada, biyogaz enerji kaynağına odaklanılmakta ve genel değerlendirmelere ek olarak Kuzey Kıbrıs’ta biyoenerji ve biyoürün üretim olanakları mercek altına alınmaktadır.

Biyogaz, enerji bitkileri, atık su arıtma tesisleri, çöplükler, organik atıklar, büyükbaş-küçükbaş hayvan ile kümes hayvanı atıklarından (gübre ve mezbaha) elde edilmektedir. Büyükbaş-küçükbaş hayvan ile kümes hayvanı atıkları su, büyükbaş-küçükbaş hayvan idrarı veya peyniraltı suyu ile karıştırılarak kapalı tanklarda yaklaşık 21 gün fermantasyona tabi tutulmaktadır.

Bu süre sonunda oluşan biyogaz % 50-80 arasında metan içermektedir. Kuzey Kıbrıs’ta halen fosil yakıt kaynaklı enerji üretimi sürdürülmekte, yalnız gerekli filtre sistemleri kullanılmadığından hava kirliliğine neden olunmamakta, değerlendirilmeyen hayvan atıkları ile hellim suyunun doğaya bırakılması da çevre sorunlarını artırmaktadır.

Çalışmada laboratuvar ortamında ve ölçeğinde büyükbaş hayvan atığı ile hellim altı suyu kullanılarak biyogaz üretimi gerçekleştirilmiştir. 10 kilogram büyükbaş-küçükbaş hayvan atığı ve 10 litre hellim altı suyunun kullanıldığı fermantör 20-25o C ısıda tutulmuş ve düzenli olarak karıştırılarak 4940 ml gaz açığa çıkmıştır. 2010 yılı KKTC Veteriner Dairesi verilerine göre, toplam 61,461 büyükbaş hayvan, 308,162 küçükbaş hayvan, 1,500,000 kümes hayvanı bulunmakta ve günde 35 ton hellim altı suyu üretilmektedir. Buna göre, hayvan atık miktarları hesaplanmış ve laboratuvar deney sonuçları ile olası biyoenerji ile biyoürün miktarı ortaya konmuştur. Buna paralel olarak biyoenerji ve hayvan atıkları için çevresel açıdan kabul edilebilir bertaraf yöntemi olan biyoürün eldesi sayesinde engel olunacak sera gazı salınımı hesaplanmış ve çevre katkısı belirlenmiştir.

2014 yılında Türkiye’den borularla taşınacak su ile gelişerek sayıca artacak olan tarım ve entegre hayvan çiftlikleri, biyoenerji ve biyoürün eldesinin önemini ve zorunluluğunu ortaya koymaktadır. Elde edilen bulgular, mevcut laboratuvar ölçekli çalışmanın süratle pilot çalışmalar için temel alınmasını ve biyoenerji ile biyoürün eldesi çalışmalarının en kısa sürede hayata geçirilmesini gerekli kılmaktadır.

Anahtar Kelimeler: Biyoenerji, Biyoürün, Metan Üretimi

1. GİRİŞ

KKTC’de uzun yıllardır süregelen başlıca sorunlardan bir tanesi de enerji sorunudur. Yine önemli sorunlardan diğer bir tanesi ise çevredir. Halen kullanılmakta olan Teknecik Termik Santrali ihtiyaca cevap verememekte, hatlarda meydana gelen kayıplar ise gün geçtikçe artmaktadır. Mevcut santralde kullanılan mazot ise oldukça geniş bir alanda çevre kirliliğine yol açmaktadır. Henüz uygun bir baca filtresi takılmamış olması ise kirliliğin boyutunu artırmakta ve hava kalitesini düşürmektedir. Bu nedenle, gerek enerji eksiğini ülke ekonomisine katkı sağlayacak biçimde gidermek, gerekse bunu yaparken sera gazı salınımını azaltarak uygun yenilenebilir enerji olanaklarını ortaya koymak önem kazanmaktadır. Bunlardan bir tanesi de hayvan dışkısı, bitki artıkları ve hellim altı suyu kullanılarak fermantasyon sonucu enerji üretim amaçlı metan eldesidir. Şekil 1, bu üretime ilişkin akış şemasını göstermektedir.

METAN

HELLİM ALTI SUYU BÜYÜKBAŞ,

KÜÇÜKBAŞ, KÜMES HAYVAN ATIĞI

SIVI ATIK

MISIR VB BİTKİ ARTIKLARI

FERMANTASYON

SIVI GÜBRE

KATI GÜBRE

ELEKTRİK

ISI

Şekil 1. Hayvan ve bitki artığı ile hellim altı suyu fermantasyonu ile metan üretimi ve biyoenerji ile biyokütle eldesi.

KKTC’de önemli düzeyde hayvancılık aktivitesi söz konusudur. Büyükbaş, küçükbaş ve kümes hayvanlarından elde edilen dışkının, yine mısır gibi tarımsal aktivite atıklarının metan üretiminde kullanılması yalnızca mümkün olmayıp aynı zamanda bir gerekliliktir. Bu tür bir üretim tesisinde dışkıların sulandırılması ise yine KKTC’de bol miktarda süt ürünleri üretim atığı olarak elde edilen hellim altı suyu kullanılabilecektir. Hellim altı suyu birçok ülkede geri dönüşüm aktivitesi kapsamında süt tozu eldesinde kullanılmakta iken, KKTC’de ise değerlendirilmemekte ve kanalizasyona verilmektedir. Kimyasal kompozisyonu ise, arıtmada güçlüklere neden olmakta ve ekonomiye katılamaması bir yana ekonomik kayıplara da neden olmaktadır. Böylece, büyükbaş, küçükbaş ve kümes hayvan dışkıları ile hellim altı suyunun metan üretmek amaçlı kullanımı, gerek enerji üretimine gerekse çevrenin korunmasına yol açacaktır. 2009’da Uluslararası Kıbrıs Üniversitesinde yürütülen bir çalışma (2009) KKTC’de ekonomik biyogaz üretimini mümkün kılacak bir potansiyelin varlığına işaret


52

etmektedir. Diğer bir deyişle, biyogaz üretiminin devreye girmesiyle KKTC’nin önemli iki sorununa (enerji ve çevre) kısmi de olsa bir çözüm önerisi geliştirilecek ve sistemin hayata geçmesiyle çevreye zararlı olan büyükbaş küçükbaş ve kümes hayvan dışkıları ile yine aynı derecede zararlı olan hellim altı suyunun zararlı içerikleri giderildikten sonra gerek çevre dostu enerji ve ısı gerekse çevre dostu sıvı ve katı gübre üretilmiş olacaktır. Bu bilgilerden hareketle, yine Uluslararası Kıbrıs Üniversitesinde gerçekleştirilen pilot ölçekli bir çalışmada (2011) ekonomik olarak değerlendirilebilecek metan üretim olasılığı ortaya konmuştur.

2. LİTERATÜR ARAŞTIRMASI

Isı ve elektrik enerjisi üretiminde kullanılan gazlardan biri de metandır. Metan ise çeşitli yöntemlerle üretilebilmekte, bunlardan bir tanesi ise biyolojik olarak çözülebilecek malzemelerden anaerobik ortamda metanojenik bakterilerin eylemleri ile üretilmesidir (FAO/CMS, 1996). Böyle bir işlem sonrasında elde edilen gaz içeriği ise Tablo 1’deki gibidir.

nem miktarı, ağırlık, yüzey alan ve organik madde miktarı gibi faktörlerin değişkenliği, metan üretiminde kullanılacak yöntemin önemini ortaya koymaktadır.

Yine ABD’de yürütülen bir çalışma (Shadduck and Moore, 2010) büyükbaş hayvan ve domuz atıklarının metan üretiminde kullanılmasını desteklemektedir. ABD’deki diğer bir çalışma ise (Lindao, 2002) azotlu gübre ile desteklenmiş pirinç tarlalarında görülen metan emisyonlarını irdelemektedir. İrlanda’da yürütülen bir çalışma ise (Yan et al, 2006) büyükbaş hayvanların beslenme alışkanlıklarının metan üretimine etkisini araştırmıştır. Anılan çalışma, metan üretiminin doğrudan hayvanların ağırlığına, süt verimlerine ve beslenme düzeylerine bağlı olduğunu göstermiştir. İngiltere’deki diğer bir çalışma ise (Jarvis et al, 1995) hayvan atıklarından gerçek koşullarda ve laboratuvar koşullarında elde edilen metan üretim düzeyini karşılaştırmıştır. Bu çalışmada metan üretim düzeylerinin çok yakın olmakla birlikte çevresel koşullardan etkilendiğini ortaya koymuştur.

Aşağıda Şekil 2’de, farklı renklerde yenilenebilir enerji ile ilgili mevcut durum ve gelecekteki durumla ilgili bir araştırma görülmektedir. Yeşil renkle gösterilen kısım biyogazın 2030 yılındaki enerji durumunu göstermektedir.

Tablo 1. Biyogaz Kompozisyonu

Maddeler Sembol Yüzde

Metan CH4 50 - 70

Karbon Diyoksit CO2 30 - 40

Hidrojen H2 5 - 10

Nitrojen N2 1 - 2

Su buharı H2O 0.3

Hidrojen Sülfit H2S İz miktarda

Kaynak: FAO/CMS (1996)

Metanın üretilebileceği biyokütlelerden birisi de meyve ve sebze artıklarıdır. Hindistan’da yapılan bir çalışmada (Gunaseelan, 2003), 54 değişik meyve ve sebze atıkları kullanılarak metan üretilmiştir. Isının metan üretimini doğru orantılı olarak etkilediği ve aynı zamanda farklı meyve ve sebze artıklarının değişik oranlarda metan üretimine yol açtığı gözlenmiştir.

Bitki ve sebze atıkları dışında, metan üretimi odun, tarımsal artıklar ve yiyecek artıkları gibi diğer organik maddelerden de edilebilmektedir. Nitekim, Midwest Enerji Araştırma Merkezi tarafından hazırlanan bir el kitabında (Midwest Energy Research Center, 2010) büyükbaş, küçükbaş ve kümes hayvan atıklarından enerji üretiminin mümkün olduğunu ve bu üretimin göreceli olarak düşük maliyetli olduğunu ortaya koymuştur. Bu gübrelerin metan üretim amaçlı kullanılmalarının aynı zamanda kötü kokuları ve sera gazı salınımını azalttığı belirtilmiştir. Yine bu çalışmada, üretilen biyogazın ısıl değerinin yaklaşık olarak 600- 800 Btu/ayak küp olduğu ve bunun da doğal gaza kıyasla % 60-80 arası bir verimliliğe denk geldiği ifade edilmiştir.

Biyogaz üretim yöntemleri ve farklı girdiler üzerine birçok çalışma yapılmıştır. Bu çalışmaların bir tanesi de (Neves et al, 2007) restoran atıklarının ayrışmasında atık kompozisyonunun etkisini araştırmıştır. Buna göre, değişik kompozisyonlar farklı metan üretimine yol açmıştır. Benzer bir çalışma ise (Sopian et al, 2005), Malezya’da da biyoenerji dahil olmak üzere yenilenebilir enerji üretimine dikkat çekmektedir. Güneş ve rüzgar enerrjisinin de gündemde olduğu ülkede, biyoenerji üretimi tarım sektöründen ve katı atıklardan gerçekleştirilmektedir. Almanya’da yürütülen bir çalışma da (Barth, 2002), büyükbaş hayvan dışkısının ayrışmasına etki eden faktörleri mercek altına almıştır. Lokasyon, kompozisyon,

3. YÖNTEM

Biyoenerji ve biyoürün üretim olanaklarının ortaya konması, üretilebilecek yaklaşık metan miktarının saptanmasına bağlıdır. Bu amaçla, aşağıdaki safhaların hayata geçirilmesi söz konusudur:

KKTC genelinde büyükbaş, küçükbaş, kümes hayvanları ve • hellim altı suyu miktarının belirlenmesi,Laboratuvar ortamında yapılacak üretim için gerekli koşulların • belirlenmesi,Kullanılacak fermantasyon tankının tasarımı ve kurulumu,• Düzeneğin hayvan atığı ve hellim altı suyu ile beslenmesi ve • karıştırılması,21 günün sonunda ortaya çıkan gaz miktarının belirlenmesi,• KKTC genelindeki atık miktarından çıkacak gaz miktarının • belirlenmesi.

KKTC’de oldukça önemli düzeyde büyükbaş ve küçükbaş hayvan ile kümes hayvanı mevcuttur. Yine aynı şekilde, yüksek düzeyde hellim altı suyu üretilmekte, üstelik yüksek maliyetli arıtmaya yol açacak biçimde kanalizasyona ve buradan da Haspolat arıtma tesisine aktarılmaktadır. Bu durumda, büyükbaş ve küçükbaş

Şekil 2. Dünyada biyogaz ile ilgili durum.

Kaynak: International Energy Agency, World Energy Outlook, 2008.


53

hayvan ile kümes hayvanı atıkları gerekse sıvılaştırma amaçlı hellim altı suyu kullanılarak biyoenerji ve biyoürün elde edilebilecektir. Bu durumda, pilot ölçekli bir uygulama ile ortalama metan miktarı elde edilmelidir. Bunun için, aşağıda Tablo 2’de verilen gerek hayvan atıkları gerekse hellim altı suyu kullanılarak elde edilebilecek metan tespit edilmiştir. Bu miktar gözönüne alınmış ve elde edilebilecek toplam metan saptanmıştır.

çevreye katkı sağlanmasıdır. Kesin rakamların ortaya konabilmesi için, mevcut büyükbaş hayvan çiftliklerinden ve tavuk çiftliklerinden elde edilecek dışkı farklı oranlarda olmak üzere laboratuvar bazlı fermantasyon kaplarına yerleştirilerek hellim altı suyu ile homojen biçimde karıştırılmalı ve fermantasyon süresi sonrasında elde edilecek metan miktarı ölçülerek ve karışım oranları değiştirilerek optimum üretim değerleri elde edilmelidir. Elde edilecek metan miktarının ortaya konması sonrasında ısı ve elektrik enerjisi olası üretim potansiyeli net olarak ortaya konabilecektir. Böyle bir çalışmanın orta vadede hayata geçmesi durumunda atmosfere salınan gaz miktarında düşüş sağlanacak olmasının yanı sıra, üretim tesisinin atıkları da tarımda çevre dostu gübre olarak tarım amaçlı kullanılmaya devam edilebilecektir. Böylece, turizme dayalı ekonomiye sahip bir ülkede, çevreye de katkıda bulunulmuş olacaktır.

Verilerin ortaya konması sonrasında, hayvan çiftliklerinin bulunduğu lokal alanlarda, Şekil 4’te verilene benzer bir biyogaz tesisi kurulmalı ve metan üretimine geçilmelidir. Bu tür bir tesisin kurulum maliyeti, yapılan araştırma sonucunda yaklaşık olarak 500.000TL olarak belirlenmiştir. Tesisin faaliyete geçmesi ile birlikte sera gazı salınımı yaklaşık olarak % 70 oranında azaltılmış olacaktır. Ayrıca atıkların oluşturacağı koku ve görüntü kirliliği engellenmiş olacaktır. Enerji kaynağı bakımından dışa bağımlı durumda olan KKTC için yerli alternatif enerji kaynağı ve aynı zamanda tesislerin devreye girmesiyle istihdam da sağlanmış olacaktır.

Tablo 2. KKTC Geneli Büyükbaş, Küçükbaş ve Kümes Hayvanları Dağılımı

Tür Lefkoşa Mağusa Girne Omorfo İskele Toplam

Büyükbaş 23.277 20.064 6.812 5.450 5.858 61.461

Küçükbaş 55.673 80.619 65.491 45.616 60.763 308.162

Kümes hayvanı

1.500.000

Kaynak: KKTC Veteriner Dairesi, 2010.

Metan üretiminde yukarıda belirtilen hayvan atıkları ile birlikte kullanılacak olan hellim altı suyu ise Kıbrıs Tarım Kooperetifinden alınan bilgilere göre Lefkoşa’da 26 ton, Mağusa’da ise 9 ton olarak belirlenmiştir. Pilot çalışma kapsamında bir termosifon kullanılarak fermantasyon tankına dönüştürülmüş ve yerleştirilen bir düzenekle hayvan dışkıları ile hellim altı suyunun düzenli olarak karıştırılması sağlanmıştır. Fermantasyon sisteminin oluşturulması sonrasında 10 kg büyükbaş ve küçükbaş hayvan atığı atığı ile 10 litre hellim altı suyu sisteme beslenmiştir. Fermantasyon tankı düzenli olarak karıştırılmış, ortamın sıcaklığının ise 20-25 °C aralığında olması temin edilmiştir. Şekil 3’te pilot çalışma için kullanılan fermantasyon tankı ve ölçüm tekniği görülmektedir.

4. BULGULARIN ANALİZİ

Yapılan pilot çalışmada elde edilen metan miktarı (10 kg hayvan atığı+10 litre hellim altı suyu) 5000 ml olmuştur. Bu miktar ise 0,005 m3 metan anlamına gelmektedir. Yalnızca 60.000 adet büyükbaş hayvan varlığı ve bir büyükbaş hayvanın günde yaklaşık 10 kg atık ürettiği gözönüne alındığında, bir günde elde edilecek atık miktarı 600.000 kg ve üretilebilecek metan miktarı da (60000 X 0.005) 300 m3 olmaktadır.

1 m3 biyogaz yaklaşık olarak 4700-5700 kcal enerjiyi açığa çıkarmaktadır. Yine 1 m3 biyogaz 0,43 kg bütan gazına ve 3,47 kg odunun açığa çıkardığı enerjiye eşdeğerdedir. Bunun yanı sıra küçükbaş hayvan atıkları ile kümes hayvan atıkları da gözönüne alındığında kayda değer rakamlara ulaşılmaktadır. Yalnızca 1 m3 biyogaz ile bir dairenin aydınlatılması ve televizyon, buzdolabı ve klimanın çalıştırılması mümkündür. Diğer bir deyişle, yalnızca büyükbaş hayvan varlığı düşünülse dahi 300 evin ihtiyacı karşılanabilmektedir.

Bu durumda yapılması gereken, çiftlik merkezli birimler oluşturarak lokal üretime geçilmesi ve atıkların ekonomiye kazandırılarak

Şekil 3. Fermantasyon tankı ve ölçüm tekniği.5. SONUÇ VE ÖNERİLER

Ülkelerin gelişmişlik düzeylerinde önemli bir parametre olan enerji, 40 yılı aşkın süredir KKTC’de sorun olmaya devam etmektedir. Ada konumuyla ve doğası nedeniyle, uygun politikalarla turizm gelirlerinde büyük artışlar elde edilebilecek bir ülkede çevrenin de önemi yadsınamaz ve uygun noktalarda devreye sokulacak biyoenerji tesisleri ile mevcut soruna katkı konulabileceği düşünülmektedir.

Yapılan literatür araştırmasında, hellim altı suyunun kullanıldığı örneklere rastlanmamıştır. Bu da, olaya farklı bir yaklaşım getirebilecek bir proje örneği oluşturmaktadır.

KKTC’de uzun yıllardır süregelen başlıca sorunlardan bir tanesi enerji, diğer bir tanesi ise çevredir. Halen kullanılmakta olan Teknecik Termik Santrali ise yalnızca yetersiz olmayıp, aynı zamanda hatlarda meydana gelen kayıplar da gün geçtikçe artmaktadır. Mevcut proje, büyükbaş hayvan ve kümes hayvanları dışkısı, mısır yaprağı gibi bitki artıkları ve hellim altı suyunun bir arada karıştırılarak fermantasyonu sonrasında önce laboratuvar sonra ise belirli bir çiftlikte pilot çapta olmak üzere metan üretimini ve buradan da ısı ve elektrik enerjisi üretimini hedeflemektedir.

Şekil 4. Biyogaz tesisi.


54

KAYNAKLAR

[1] “A system approach to biogas technology”, “Biogas technology: a training manual for extension”, FAO/CMS, 1996.

[2] Gunaseelan, V. Nallathambi, “Biochemical methane potential of fruits and vegetable solid waste feedstocks”, Department of Zoology, PSG College of Arts and Science, Coimbatore - 641 014, India, 2003.

[3] “Turning manure into gold: converting agricultural waste to energy”, The Ohio Biomass Energy Program, Public Utilities Commission of Ohio, 180 East Broad Street, Columbus, OH 43215-3793, Midwest Energy Research Center, 337 South Main Street, 4th Floor, Suite 5, P. O. Box 1793, Findlay, OH 45839-1793, 2010.

[4] Neves, L., Goncalo, E., Oliveira, R., Alves, M.M., “Influence of composition on the biomethanation potential of restaurant waste at mesophilic temperatures”, IBB – Institute for Biotechnology and Bioengineering, Centre for Biological Engineering, Universidade do Minho, Campus de Gualtar 4710-057, Braga, Portugal, 2007.

[5] Sopian, K., Othman, M.Y., Yatim, B., “Future Directions in Malaysian Environment Friendly Renewable Energy Technologies Research and Development”, Daud Universiti Kebangsaan Malaysia, 43600 Bangi Selangor, MALAYSIA, 2005.

[6] Barth, D., “Importance of methodology in the interpretation of factors affecting degradation of dung”, Merck Research Laboratories, Kathrinenhofl D-8201 Lauterbach, Germany, 2002.

[7] Shadduck, Gregg, Moore, James A., “A project of Volunteers in Asia, The Anaerobic Digestion of Wastes to Produce Methane with Abstracts”, University of Minnesota Agricultural Engineering Department, 1390 Eckles Avenue, St Paul, MN 55108 USA, 2010.

[8] Lindau, C.W., “Methane Emissions from Louisiana Rice Fields amended with Nitrogen Fertilizers”, Nuclear Science Center, Wetland Biogeochemistry Institute, Louisiana State University, Baton Rouge, LA 70803-7511, U.S.A., 2002.

[9] Yan, T., Mayne, C.S., Porter, M.G., “Effects of dietary and animal factors on methane production in dairy cows offered grass silage-based diets”, Agricultural Research Institute of Northern Ireland, Hillsborough, Co. Down BT26 6DR, UK, 2006.

[10] Jarvis, S.C., Lovell, R.D., Panayides, R., “Patterns of Methane Emission from Excreta of Grazing Animals”, Institute of Grassland and Environmental Research, North Wyke, Okehampton, Devon EX20 2SB, England, 1995.

SUMMARY

Despite the fact that world population is increasing continuously and the fossil fuels continue to pollute the environment, their utilization still continue dominantly even though they will become extişnct in a near future. On the other hand, environmental friendly renewable energy resources are not adequately utilized with insignificant rate of increase in their usage. In this study, itb is focused on biogas energy resources and in addition to general assessments bioenergy and bioproduct possibilities in North Cyprus are brought into the agenda.

Biogas is obtained from energy plants, waste water refining plants, dumpsites, organic wastes, cattle, sheep and poultry dung. Within the scope of the study, methane is obtained by mixing cattle, sheep and poultry dung with water, cattle, sheep and poultry dung and whey in fermentation tanks for an approximate period of 21 days. At the end of this period, the biogas formed consists of 50-80 % methane. Since fossil fuels are used in North Cyprus for energy production, not only the lack of necessary filter systems at the chimneys pollute the environment, but also the unused cattle, sheep and poultry dung and the whey transferred to the sewer system continue to pollute the environment.

In the pilot laboratory study, cattle, sheep and poultry dung and whey are utilized for the production of biogas. The fermentation tank was fed with 10 kg of cattle, sheep and poultry dung and 10 kg of whey was kept at 20-25 oC and regularly stirred, yielding an approximate amount of 4940 ml gas. According to the 2010 data supplied by TRNC Veterinary Department, there are 61,461 cattle, 308,162 sheep, 1,500,000 poultry and a daily production of 35 tons of whey. According to this, the amount of dung are calculated and laboratory results indicated the possible production amounts of bioenergy and bioproducts. In parallel, the greenhouse emission reductions to be rendered possible through the adoption of environmentally acceptable removal methods for bioenergy and dungs are calculated.

The agricultural activities and integrated animal farms to be enhanced significantly following the arrival of abundant water from Turkey in 2014 put forth the importance and necessity of the utilization of bioenergy and bioproducts. The results obtained dictate the necessity of commencing pilot scale studies for the production of bioenergy and bioproducts in North Cyprus. Keywords: Bioenergy, bioproduct, methane production


55

GÜN ÖNCESİ ELEKTRİK PİYASASINDA SAATLİK FİYAT TAHMİNİ

Fatih KÖLMEKEnerji Uzmanları Derneği

ÖZET

Elektrik sektöründe artan serbestleşme ve rekabet, piyasa yapılarını dramatik şekilde değiştirmiş ve serbest piyasa kurallarını sektöre hakim kılmıştır. Serbest elektrik piyasalarının çoğunlukla gün öncesi ve gerçek zamanlı olarak saatlik bazda işletildiği göz önüne alındığında, güvenilir fiyat tahmini yapmanın ne kadar önemli olduğu ortaya çıkmaktadır. Zira yatırım kararları, ikili anlaşmalar, teklif verme stratejileri, vb. piyasadaki fiyatlara doğrudan bağlı hale gelmiştir. Bu nedenle, elektrik piyasalarındaki fiyatları tahmin etmeye yönelik olarak birçok çalışma yapılmıştır. Bu bildiride, literatürde yapılmış olan çalışmalar ele alınacak, Türkiye gün öncesi elektrik piyasasında saatlik fiyat tahmini için yapay sinir ağı ile kurulan model anlatılacak ve modelin elde ettiği sonuçlar tartışılacaktır.

1. GİRİŞ

Ülkemizdeki elektrik piyasası, en yapısal dönüşümünü 2001 yılında çıkarılan 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ile geçirmiş olup temelde fiyatların taraflar arasında serbestçe belirlendiği ikili anlaşmalara dayalıdır. Ayrıca, ikili anlaşmalar piyasasını tamamlayan ve ticarete konu toplam hacmin % 25-30’una denk gelen bir havuz da işletilmektedir. Bu havuz kapsamındaki alt piyasalar (gün öncesi piyasası ve gerçek zamanlı dengeleme piyasası) fiyatların oluştuğu yerler olup, arz-talep dengesinin sağlandığı noktalarda uygulanan marjinal fiyatlandırma ilkesine dayalı olarak işlemektedir.

Gün öncesi ve gerçek zamanlı dengeleme piyasalarında oluşan fiyatlar, her ne kadar havuzda oluşan toplam hacimdeki nispeten küçük bir kısma ait olsalar da, hem ikili anlaşma fiyatlarının belirlenmesi için referans teşkil etmeleri ve tarife düzenlemelerinde baz alınıyor olmaları hem de yatırım kararlarında dikkate alınmaları bakımından büyük önem taşımaktadır. Bu noktadan hareketle, piyasada oluşan fiyatların öngörülebilir olmasının ve mümkün olan en iyi şekilde tahmin edilmesinin çok ilgi çeken bir konu olduğunu söyleyebiliriz. Nitekim literatürde farklı ülkelerin piyasaları için yapılmış birçok çalışma yer almaktadır.

2. LİTERATÜRDEKİ FİYAT TAHMİN ÇALIŞMALARI

Elektrik piyasasında oluşan fiyatların en belirgin özelliği aynı gün içerisinde dahi çok farklı fiyat düzeylerinin ortaya çıkabilmesidir. Nitekim, borsa için % 1-1,5, doğal gaz ve petrol gibi emtialar için % 1,5-4 civarında olan günlük değişkenlik oranı elektrik fiyatları için % 50 seviyelerine ulaşabilmektedir[1]. Bu durum fiyatların modellenmesi aşamasında önemli bir zorluk olarak karşımıza

çıkmaktadır. Fiyatların modellenmesi için yapılan çalışmalara bakıldığında, yapay sinir ağlarından denge modeli yaklaşımına kadar farklı araçların kullanıldığı göze çarpmaktadır. Modellenmesi düşünülen fiyatların, serbest bir elektrik piyasasında arz-talep dengesine göre oluştuğu, piyasadaki oyuncuların davranışları üzerinden kurulacak bir modelin saatlik kesin fiyat tahmini açısından istenen sonuçları veremeyecek olması ve üretim maliyetleri de dahil olmak üzere piyasaya ilişkin birçok yapısal dinamiğe ilişkin veriye ulaşımın sınırlı olması nedeniyle saatlik fiyat tahmini üzere yapılan çalışmaların zaman serisi analizlerine dayalı olanlardır.

Elektrik fiyatlarının tahminine yönelik zaman serisi analizlerine ilişkin ekonometrik çalışmalara bakıldığında AR, ARMA ve ARIMA modellerinin sıkça kullanıldığı göze çarpmaktadır. Örneğin, AR ve ARMA ile [2]de Almanya ve [3]te Kaliforniya; ARIMA ile [4] ve [5]te İspanya piyasaları için fiyat tahmini yapılmıştır. Bunun yanı sıra piyasa fiyatlarının zaman bağımlılıklarını ve diğer ilgili seriler ile ilişkisini ele almaya imkan tanıyan dalgacık dönüşümünden de transfer fonksiyonu veya ARIMA ile kurulan modellerde faydalanılmıştır. Bu kapsamda yapılan çalışmalardan, transfer fonksiyonu ile kurulan modele örnek olarak [6], ARIMA ile kurulan modele örnek olarak ise [3] ve [7] verilebilir. ARIMA ayrıca, Kaliforniya’daki elektrik fiyatlarını tahmin etmeye yönelik olan çalışmalarda fiyat serilerinin periyodik olmayan trend bileşeni ve periyodik olan bileşen şeklinde ayrıştırılarak durağan hale getirilmesi ve sonrasında tahmin edilmesi yöntemi ile mevsimsel modellerde (SARIMA) de kullanılmıştır[8,9]. Söz konusu çalışmaların bazılarında dikkat çeken önemli bir ayrıntı, fiyatlardaki ani yükseliş veya düşüşlerin modelde öğrenme sorunlarına yol açtığı için veri setinin model çalıştırılmadan bir ön işleme tabi tutulması ve böylelikle bazı aşırılıkların giderilmeye çalışılmasıdır. Örneğin [4], [1] ve [10]da yapılan çalışmalarda setin genelinden büyük farlılıklar gösteren fiyat değerleri çeşitli yöntemlerle trende uyumlu hale getirilmiştir.

Serbest bir piyasada fiyatların tamamen arz-talep dengesine bağlı olarak, sistemin dengelenmesi amacıyla ilgili saat için havuzda işlem gören elektrik enerjisi miktarı ile sunulan fiyat teklifleri tarafından belirlendiği göz önüne alındığında, sadece fiyat serilerine dayalı bir modelin çok iyi sonuçlar veremeyeceğini tahmin etmek güç değildir. Nitekim, [10] dışsal veri olarak sistem yükünün (talep tahmini) kullanıldığı durumlarda tahmin performansının daha iyi olduğu sonucuna ulaşmıştır. [4]te yapılan karşılaştırmalı model analizi neticesinde de, fiyatın yanı sıra talebin de dahil edildiği dinamik regresyonda ve fiyat ile talep arasında bir ilişki kuran transfer fonksiyonu modelinde daha başarılı sonuçlar elde edilmiştir. Dinamik regresyon ve transfer fonksiyonu içeren ver benzer bir ilişkiyi ortaya koyan diğer bir çalışma da [11]de yapılmıştır.


56

Dışsal bağımsız değişkenlerin kullanılmasıyla ilgili diğer çalışmalara bakıldığında, [12]de doğalgaz fiyatlarının, kullanılabilir nükleer kapasitenin, sıcaklığın ve yağışın; [13]te sıcaklık, yağış, barajlardaki su seviyesi ile vadeli işlem piyasasındaki fiyatın; [14]te ise doğalgaz fiyatlarının kurulan modellere dahil edildiği görülmektedir. Dışsal değişken kullanımı ile ilgili yapılan bu çalışmalardan, değişkenlerin çalışılan piyasadaki kurulu kapasitenin dağılımı ile ilgili yapısal özellikleri yansıtmaya yönelik olarak seçildiği söylenebilir. Zira, termik santrallerin çok olduğu bir piyasada yakıt fiyatlarının ve verimi önemli oranda etkileyen sıcaklığın veya hidroelektrik santrallerin çok olduğu bir piyasada yağış ve rezervuar seviyelerinin modele dahil edilmesi gayet anlamlıdır.

Bilindiği üzere, bahsedilen AR, ARMA, ARIMA gibi doğrusal ekonometrik modeller hata terimleri için değişmeyen varyans varsayımına dayanmaktadır. Ancak finansal zaman serilerinde olduğu gibi spot elektrik piyasası fiyatlarında da değişen varyans problemi ile sıkça karşılaşılmaktadır. Bu sorunu gidermek için ise [15]te geliştirilen ARCH ve onun genelleştirilmiş hali olan GARCH modellerinden faydalanılmaktadır. ARCH veya GARCH, tek başına elektrik fiyatı modellemelerinde iyi sonuç vermediğinden genellikle AR, ARMA veya ARIMA ile kurulan modellerle birlikte kullanılmaktadır[1]. Bu kapsamdaki çalışmalardan [16]da ARMA-GARCH kullanılarak İskandinav ülkeleri ve Almanya için[17]de ise ARMAX-GARCH kullanılarak Almanya fiyat tahmini yapılmış ve GARCH’ın sonuçları iyileştirdiği görülmüştür. [18]deki çalışmada ise ARIMA-GARCH modelinin sadece ARIMA’ya göre çok daha iyi sonuçlar verdiği ancak bunun sadece fiyatlarda yüksek değişkenlik ve aşırılıkların bulunduğu durumlarda geçerli olduğu sonucuna varılmıştır.

Elektrik fiyatlarındaki ani yükseliş ve düşüşlerin aşırı miktarlarda olabilmesi, fiyat tahminine yönelik çalışmaları birbirinden farklı özellikler gösteren normal ve yüksek fiyat rejimlerinin arasında geçiş sağlayan doğrusal olmayan mekanizmalarının araştırılmasına yönlendirmiştir. Bu türdeki geçiş mekanizmaları, hangi rejimin tercih edileceğine gözlenebilir bir değişken ile karar verilebilen (dolayısıyla geçmişte veya şimdiki zamanda hangi rejimin kesin bir şekilde bilinebildiği) veya gözlenemeyen gizli bir değişken ile karar verilebilen (diğer bir ifadeyle hangi rejimde bulunulduğunun sadece olasılıklı olarak söylenebildiği) şeklinde ikiye ayrılmaktadır [1]. Bu kapsamdaki çalışmalara örnek olarak, [10] ile [19]daki önceki dönem fiyatlarını baz alan bir eşik fonksiyonu (T) ile birlikte AR ve dışsal bir değişken olarak sistem yükünün de eklendiği ARX modelleri ve yine geçmiş dönem fiyatlarının analizine dayalı olarak rejimler arası değişimi Markov değişim modeli ile açıklayan [20,21]deki çalışmalar gösterilebilir.

Elektrik fiyatlarının tahmininde sıkça kullanılan diğer bir araç da yapay sinir ağlarıdır (YSA). YSA’lerin tercih edilme nedeni konvansiyonel yöntemler ile modellenmesi güç olan karmaşık ve doğrusal olmayan ilişkileri öğrenme kabiliyetine sahip olmalarıdır [22]. YSA’lar, her ne kadar ilgili sürecin altında yatan mekanizma ile ilgilenmeden girdi ile çıktı arasında bir ilişki kurmaya yönelik oldukları söylense de, verilen girdilerin çıktı üzerindeki ağırlığını göstermeleri bakımından yapısal ilişkilerin tespiti için de önemli birer araç olarak kullanılabilirler.

Sadece geçmiş dönem fiyatlarının girdi olarak kullanıldığı [4]te ABD’deki PJM piyasasına ilişkin YSA modelinin, içlerinde ARIMA da olan çalışılan diğer modellerden daha kötü sonuç verdiğini bulmuştur. [1]de YSA’ların diğer istatistiksel modellere göre

daha zayıf oldukları vurgulansa da, [23]te İspanya için yapılan ve talep tahminini hiç kullanmayan modelin iyi sonuçlar verdiği, bu nedenle iyi ayarlanmış gelişmiş bir YSA modelinin istatistiksel rakiplerini zorlayabileceği belirtilmiştir. Nitekim sonraları [24]te İspanya için yapılan çalışmada YSA’nın ARIMA’dan çok daha iyi sonuçlar verdiği gösterilmiştir. [25]de yapılan çalışmada da geçmiş dönem fiyatları ile yine bir YSA ile tahmin edilen güncel talep verisi kullanılarak oluşturulan model, fiyatların ani artış ve düşüş gösterdiği dönemlerde bile ortalama % 8 hata payı ile başarılı olmuştur. Daha güncel bir çalışma olan [26]da haftanın hangi gününde hangi saatin fiyatının tahmin edildiğini, talebi ve talepteki değişimi (birinci fark) ve toplam 9 adet geçmiş dönem fiyatını girdi olarak kullanan YSA modeli ile özellikle fiyatların normal derecede ani yükselmeler yaşadığı dönemlerde neredeyse gerçek değer birebir tahmin edilmiştir.

3. TÜRKİYE GÜN ÖNCESİ ELEKTRİK PİYASASINDA FİYAT TAHMİNİ

Görüldüğü üzere, fiyatların tahmini için yapılan çalışmalar genellikle geçmiş dönem fiyatlarına dayalıdır. Bu çalışmaların bazılarında geçmiş dönem fiyatlarına ek olarak ilgili saat için yapılan talep tahmininin de bir dışsal değişken olarak kullanıldığı ve genellikle sadece geçmiş dönem fiyatlarının kullanıldığı modellere göre daha başarılı olduğu göze çarpmaktadır. Diğer bir kısım çalışmada ise yakıt fiyatlarının, yağış miktarlarının veya kullanılabilir nükleer kapasitenin kurulan modellere dahil edildiği ve böylece ilgili elektrik piyasasındaki fiyat oluşum mekanizmasındaki yapısal özelliklerin yakalanmaya çalışıldığı dikkat çekmektedir. Bunun da ötesinde yapay sinir ağları kullanılarak yapılan çalışmalarda takvim bilgisinin (haftanın hangi gününe ait fiyatın tahmin edilmeye çalışıldığı) ve tahmin edilecek saatin de bir girdi olarak modele sağlandığı ve gayet başarılı sonuçlar elde edildiği gözlenmektedir.

Bu çerçevede genel bir değerlendirme yapmak gerekirse, kurulan modeller çeşitli dışsal değişkenler kullanıldığında daha iyi sonuç vermektedir. Yapılan çalışmalarda kullanılan dışsal değişkenler; genellikle talep tahmini, sıcaklık veya yağış gibi verileri içermekle birlikte fiyat oluşum mekanizmasının yapısal özelliklerini tam anlamıyla ele almamıştır. Dolayısıyla bu çalışmada daha yapısal özellikler üzerine kurulu bir YSA modeli sunulacaktır. Modelin girdilerini oluşturan veriler Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezi (PMUM) internet sayfasında günlük olarak yayınlanan veriler arasından seçilmiştir. Diğer bir ifadeyle model kamuya açık verileri kullanmaktadır. Bu noktada, veri kullanımındaki kısıtın modelin başarılı sonuçlar elde etmesinin önündeki önemli bir engel olduğunu belirtmek gerekir.

Modele geçmenden önce YSA’nın yapısına kısaca değinmek faydalı olacaktır. YSA, insan beyninin öğrenme şeklini taklit ederek sistem modellemesi ve gerektiğinde ileriye dönük kestirimler yapmak üzere kullanılan bir modelleme yöntemidir. Bu yöntemde beynin temel işlem birimleri olan nöronlardan kurulu bir ağ oluşturularak bu ağın küçük bir beyin gibi davranması ve öğrenmesi sağlanır. Tipik olarak bu ağ, bir eğitim seti ile öğrenmeye tabi tutulur ve sonrasında daha önce görmediği benzer bir şeyi tanıması beklenir. Genel olarak bir YSA modeli Şekil 1’deki gibidir.

Bu çalışma kapsamında kurulan model 5 nörondan oluşan tek katmanlı (nöron veya katman sayısını artırmak kayda değer bir iyileştirme sağlamamıştır) bir YSA’dan oluşmakta olup girdi olarak geçmiş dönem yük (tüketim) tahmin planını (YTP) ve saatlik gün


57

öncesi fiyatını (SGÖF) kullanmaktadır. Modelin çıktısı ise ertesi gün oluşması planlanan saatlik gün öncesi fiyatlarıdır (SGÖF). Bu kapsamda, bir sonraki günün belirli bir saatindeki SGÖF’ün tahmini, son 7 gün içerisindeki aynı saate ait YTM ve SGÖF verileri ile tahmin edilmeye çalışılmıştır. YSA’nın tahmin yapmak üzere eğitilmesinde kullanılan veriler 1 Aralık 2009 - 1 Aralık 2011 tarihleri arasındaki Gün Öncesi Planlama dönemine ait verilerdir. Modelin kurulmasından ve 1 Aralık 2009 - 31 Ekim 2011 tarihleri arasındaki veriler ile eğitilmesinden sonra Kasım 2011 ayı boyunca oluşan saatlik SGÖF’ler tahmin edilmiştir. Şekil 2’de de görüldüğü üzere veri setinde yer alan SGOF’ler aşırı değişkenliğe ve uç değerlere sahiptirler ki bu durum saatlik fiyat tahmini yapmanın ne kadar zor olduğunu teyit etmektedir.

Elde edilen sonuçlara göre model, Kasım ayındaki saatlik SGOF tahminlerinde ortalama olarak % 15,65 hata yapmıştır. Genel tahmin sonuçları ile en başarılı ve en başarısız tahminleri gösteren Şekil 3’e bakılacak olursa; fiyatın 129 TL/MWh olduğu saatte 31,29 Tl/MWh olarak tahmin edilmesi en kötü sonuç iken 120 TL/MWh olduğu saatte 120 Tl/MWh olarak tahmin edilmesi en iyi sonuçtur.

Diğer taraftan, daha somut bir değerlendirme açısından haftalık sonuçların gösterildiği Tablo 1’e bakıldığında, modelin başarısının haftalık % 5,84’e kadar inebildiği görülmektedir ki bu gayet iyi bir sonuçtur. Genel olarak, tahmin edilen değerlerin gerçek değerlere yakın seyrettiği, ancak yüksek ve düşük uç değerlerdeki sapmaların göze çarptığı söylenebilir. Bu noktada, modelin daha iyi sonuçlar vermesi için fiyat oluşumunun yapısını daha iyi açıklayacak girdilerin (örneğin saatlik emre amade kapasite bilgisi) kullanılmasının faydalı olacağı düşünülmektedir.

4. SONUÇ

Bu bildiride, elektrik piyasasında fiyat tahmini üzerine yapılan çalışmalar ele alınmış ve Türkiye gün öncesi elektrik piyasası için yapay sinir ağları kullanılarak örnek bir saatlik fiyat tahmin modeli geliştirilmiştir. Modelin tahmin sonuçları genel olarak başarılı olmakla birlikte yüksek ve uç değerlerin tahmininde önemli miktarda sapmalar olduğu gözlenmekte olup modelin girdilerinde sağlanacak iyileştirmeler ile daha iyi sonuçlar alınabileceği düşünülmektedir.

KAYNAKLAR

[1] Weron R. “Modeling and Forecasting Electricity Loads and Prices: A Statistical Approach” Wiley, Chichester, 2006.

[2] Cuaresma, J.C., Hlouskova, J., Kossmeier, S., Obersteiner, M. “Forecasting Electricity Spot-Prices Using Linear Univariate Time-Series Models” Applied Energy 77, pp.87-106, 2004.

[3] Weron, R., Misiorek, A. “Forecasting Spot Electricity Prices with Time Series Models” Proceedings of International Conference on the European Electricity Market EEM, Lodz, Polonya 10-12 May 2005.

[4] Conejo, A.J., Plazas, M.A., Espinola, R., Molina, A.B. “Day-ahead Electricity Price Forecasting Using the Wavelet Transform and ARIMA Models” IEEE Transactions on Power Systems 20 (2), pp. 1035-1042, 2005

[5] Contreras, J., Espinola, R., Nogales, F.J., Conejo, A.C. “ARIMA Models to Predict Next-Day Electricity Prices” IEEE Transactions on Power Systems 18 (3), 2005.

[6] Kim, Chang-il, In-Keun Yu, Song YH “Prediction of System Marginal Prices of Electricity Using Wavelet Transform Analysis” Energy Convers Manage 2002 (43), 1839-1851.

[7] Haiteng, X., Niimura, T. “Short-Term Electricity Price Modeling and Forecasting Using Wavelets and Multivariate Time Series” IEEE Power Systems Conference and Exposition PES, no 1, 10-13 October 2004.

[8] Zhou M, Yan Z, Ni Y, Li G. “An ARIMA approach to forecasting electricity price with accuracy improvement by predicted errors” Proceedings of IEEE Power Engineering Society General Meeting, Vol. 1; 6–10 June 2004. p. 233–8.

Tablo 1. Kasım 2011 İçin Haftalık SGÖF Tahmin Hataları

Hafta 1 2 3 4

Hata (%) 16,15 17,89 13,53 5,84

Şekil 1. Örnek bir yapay sinir ağı modeli.

Şekil 3. Kasım 2011 için SGÖF tahmin sonuçları.

Şekil 2. 1 Aralık 2009 – 1 Aralık 2011 tarihleri arasındaki SGÖF’ler.


58

[9] Zhou M, Yan Z, Ni YX, Li G, Nie Y. “Electricity price forecasting with confidence-interval estimation through an extended ARIMA approach”. IEE Proc Generation Trans Distribution 2006;153(2):187–95.

[10] Weron, R., Misiorek, A. “Forecasting Spot Electricity Prices: A Comparison of Parametric and Semiparametric Time Series Models” International Journal of Forecasting 24, 744-763, 2008.

[11] Nogales, F.J., Contreras, J., Conejo, A.J., Espinola, R. “Forecasting Next-Day Electricity Prices by Time Series Models” IEEE Transactions on Power Systems 17 (2), pp. 342-348, 2008.

[12] Schmutz, A. and Elkuch, P. “Electricity price forecasting: Application and experience in the European power markets” Proceedings of the 6th IAEE European Conference,Zurich, 2004.

[13] Torro, H. “Forecasting Weekly Electricity Prices at Nord Pool” Nota di Lavoro 88.2007.

[14] Guirguis, H.S. and Felder, F.A. “Further advances in forecasting day-ahead electricity prices using time series models” KIEE International Transactions on PE 4-A(3), pp. 159–166, 2004.

[15] Engle, R.F. “Autoregressive Conditional Heteroscedasticity with Estimates of the Variance of United Kingdom Inflation” Econometrica 50, pp. 987–1007, 1982.

[16] Mugele, Ch., Rachev, S.T. and Trück, S. “Stable Modeling of Different European Power Markets” Investment Management and Financial Innovations 2(3), pp. 65-85, 2005.

[17] Swider, D.J. and Weber, C. “Extended ARMA Models for Estimating Price Developments on Day-Ahead Electricity Market” Electric Power Systems Research 77(5/6), pp. 583-593, 2006.

[18] Garcia, R.C., Contreras, J., van Akkeren, M. and Garcia, J.B.C. “A GARCH Forecasting Model to Predict Day-ahead Electricity Prices” IEEE Transactions on Power Systems 20(2), pp. 867–874, 2006.

[19] Misiorek, A., Trück, S., Weron, R. “Point and Interval Forecasting of Spot Electricity Prices: Linear vs. Non-Linear Time Series Models” Stud. Nonlinear Dynamics & Econometrics, 10(3), Art. 2, 2006.

[20] Huisman, R., Mahieu, R. “Regime Jumps in Electricity Prices” Energy Economics 25, pp. 425–434, 2003.

[21] Huisman, R., de Jong, C. “Option Pricing for Power Prices with Spikes” Energy Power Risk Management 7.11, pp. 12–16, 2003.

[22] Aggarwal, S.K., Saini, L.M., Kumar, A. “Electricity Price Forecasting in Deregulated Markets: A Review and Evaluation” Electrical Power and Energy Systems 31, pp. 13-22, 2009.

[23] Amjady N, Hemmati M. “Energy price forecasting – problems and proposals for such predictions” IEEE Power Energy Mag 2006 (March–April), pp. 20–9.

[24] Pino, R., Parreno, J., Gomez, A., Priore, P. “Forecasting Next Day Price of Electricity in the Spanish Electricity Market Using Artificial Neural Networks” Engineering Applications of Artificial Intelligence 21, pp. 53-62, 2008.

[25] Chogumaira, E. ve Hiyama, T. “Estimation of Short-Term Wholesale Electricity Prices Using A Combination of Artificial Neural Networks and Fuzzy Logic” The International Conference on Electrical Engineering 2008, No. O-184.

[26] Singal, D. and Swarup, K. S. “Electricity Price Forecasting Using Artificial Neural Networks” Electrical Power and Energy Systems 33, pp. 550-555, 2011

SUMMARY

Increasing liberalization and competition in electricity sectors has changed the market structures dramatically and free market rules have become more and more effective in the market activities. In this regard, investment decisions, bilateral contracts, bidding strategies, etc. are based on spot market prices to a great extent. Therefore, making reliable forecasts for market prices are very crucial considering that liberalized electricity markets are mostly operating on a day-ahead and real-time basis. However, it is difficult to forecast the hourly electricity market prices as they are more volatile compared to other asset prices

There are many approaches on forecasting spot electricity prices including cost based studies, statistical analysis, equilibrium models, fuzzy logic, etc. Among these approaches, econometrics models like AR, ARMA and ARIMA are quite popular. These models are generally based on historical price information but exogenous variables like system load, fuel prices, temperature data, fuel mix of the system, hydro reservoir levels, etc. are also utilized. Considering that price formation has a mechanism affected by many factors like system load, reserve capacity, fuel mix, bids & offers, etc. forecasting the prices by an artificial neural network (ANN) seem attractive. Although in some studies like it is indicated that ANN’s are weaker than its statistical alternatives, fine tuned networks can be competitive as they are quite successful in learning nonlinear relationships. In this regard, recent studies based on ANNs present supporting results.

This study focuses on forecasting the day-ahead electricity prices (SGOF) in Turkish electricity market by an ANN model utilizing price data and system load of the past 7 days. Data set covers hourly day-ahead prices between 1 December 2009 and 1 December 2011. The ANN model was trained by the data set until 31 October 2011 and expected to forecast hourly prices in November 2011. Mean percentage error for the whole month was found as % 15,65. On the other hand, weekly mean percentage errors were % 16.15, 17.89, 13.53 and 5.84. In general forecasted prices were in parallel with the actual prices but large deviations were observed at high and low price spikes as expected. On the other hand, forecast deviations can be eliminated by improvements in the input configuration of the model such as utilizing hourly available generation capacity.


59

KÖMÜRÜN GAZLAŞTIRILMASI VE ÇOKLU ÜRETİM UYGULAMALARINDA KULLANIMI

Fehmi AKGÜNTÜBİTAK MAM, Enerji Enstitüsü

Yeliz ÇETİNTÜBİTAK MAM, Enerji Enstitüsü

Alper SARIOĞLAN TÜBİTAK MAM, Enerji Enstitüsü

Serhat GÜLTÜBİTAK MAM, Enerji Enstitüsü

Ömer Faruk GÜL TÜBİTAK MAM, Enerji Enstitüsü

Sinan ŞALTÜBİTAK MAM, Enerji Enstitüsü

ÖZET

Türkiye, enerji üretiminde hem enerji kaynağı, hem de kullanılan enerji teknolojileri açısından büyük ölçüde dışa bağımlı bir ülkedir. Büyüyen ekonomisi ve artan nüfusu ile ülkemiz her geçen yıl daha fazla dışa bağımlı hale gelmektedir. Dışa bağımlılığın azaltılması ve ülkemizin enerji güvenliğinin sağlanması için yerli kaynaklarımızın kullanımı ve yeni enerji teknolojilerinin geliştirilmesi büyük önem arz etmektedir. Bu kapsamda temiz kömür teknolojileri, enerji ve çevre açısından kabul edilebilir temiz yakıtların üretilebilmesi, ithal edilen petrole olan bağımlılığın azaltılabilmesi ve yakıt çeşitliliğinin sağlanması açısından ülkemiz için önemli bir alternatiftir. Bu çalışmada, TÜBİTAK 1007 programı kapsamında yürütülmekte olan “Biyokütle ve Kömür Karışımlarından Sıvı Yakıt Üretimi” isimli projenin ara sonuçları sunulmaktadır. Projede, ülkemizin ulusal kaynağı olan kömür ve biyokütle karışımlarından sıvı yakıt üretimi ile ilgili teknolojilerin geliştirilmesi ve sonuçların pilot ölçekte demonstrasyonu gerçekleştirilmektedir. Bu kapsamda, gazlaştırma teknolojileri, gaz temizleme teknolojileri, gaz ayırma ve şartlandırma teknolojileri, Fischer-Tropsch teknolojisi ile sentez gazının sıvı yakıtlara dönüştürülmesi ve sentez gazının güç üretim sistemlerinde kullanımı gibi çoklu üretim konularında teknoloji geliştirilmesine yönelik uygulamalı Ar-Ge çalışmaları yapılmaktadır. Projede esas olarak, öncü bir ticari tesisin yerli imkanlarla tasarım ve kurulumuna girdi sağlayacak verilerin elde edilmesi amaçlanmıştır.

1. GİRİŞ

Sürdürülebilir gelişim için enerjinin üç temel bileşeni, yeterli enerji kaynağı, teknolojilerin teknik ve ekonomik uygulanabilirliği ile çevre dostu olmasıdır. Dünyada, gerek çevre kirliliği kaygıları ve gerekse petrole dayalı enerji kaynaklarının giderek azalmaya yüz tutması ve fiyatlarının artması nedeniyle enerji teknolojileri alanında hissedilebilir bir değişim ve gelişim süreci yaşanmaktadır.

Bununla birlikte, 2010 yılı birincil enerji tüketimi dünyada 12.002,4 milyon TEP, Türkiye’de ise 110,9 milyon TEP olarak gerçekleşmiştir[1]. Diğer yandan, dünya toplam elektrik üretiminde kömür % 45,9, doğal gaz % 21,4, nükleer % 16,9, petrol % 7, hidrolik % 5,9, biyoenerji % 1,8 ve diğer yenilenebilir kaynaklar % 1,2 bir paya sahiptir. Toplam birincil enerji tüketiminin % 35,5’lik kısmı elektrik üretiminde kullanılmaktadır. Türkiye’de ise 2010 yılında elektrik enerjisi üretiminin % 45,9’u doğal gazdan; % 24,5’i hidrolik kaynaklardan; % 16,9’u linyitten, % 6,9’u ithal kömürden, % 2,4’ü fuel-oil’den, % 1,4’ü rüzgârdan ve kalan kısmı diğer kaynaklardan üretilmiştir. Buna göre, dünyada elektrik % 45,9 oranında kömürden üretilirken, Türkiye’de aynı oranda doğal

gazdan elektrik enerjisi üretilmiştir. TEİAŞ tarafından yapılan “Türkiye Elektrik Enerjisi 10 Yıllık Üretim Kapasite Projeksiyonu (2011 – 2020)” çalışması kapsamında[2,3], ülkemizin 10 yıllık elektrik enerjisi talep artışının düşük ve yüksek talebe göre yaklaşık % 75 ve % 91 oranında artacağı öngörülmektedir. Diğer yandan, ETKB’nın 2009 yılında kabul edilen “Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesi”ne göre ülkemizde elektrik enerjisi üretiminde yerli kaynakların payının artırılması öncelikli hedef olarak belirlenmiştir. Bu kapsamda, elektrik üretiminde doğal gazın payının % 30’un altına indirileceği, bilinen linyit ve taşkömürü kaynaklarının 2023 yılına kadar elektrik enerjisi üretimi amaçlı değerlendirilmiş olacağı, elektrik enerjisi ihtiyacının karşılanmasında yerli ve yenilenebilir kaynaklar öncelikli olmak üzere bu kaynakların kullanımı konusundaki gelişmeler ve arz güvenliği dikkate alınarak kaliteli ithal kömüre dayalı santrallerden de yararlanılacağı öngörülmektedir.

Buna göre, fosil kaynakların bugün olduğu gibi gelecekte de dünya ve ülkemizde enerji talebinin karşılanmasındaki önemini sürdürmeye devam edeceği görülmektedir. Örneğin kömür, yeryüzünde en yaygın olarak bulunan ve en büyük rezerve sahip olan (1000 milyar ton) fosil yakıttır. Petrol ve doğal gaza kıyasla dünyada eşit bir dağılıma ve çok daha fazla bir ömre sahiptir. Pek çok ülke için kömür, stratejik öneme sahip yerel bir kaynaktır. Dolayısıyla, kömürün tüm çevresel kısıtlara rağmen çok daha uzun yıllar enerji üretimindeki yerini koruyacağı ve hatta kullanılma oranını daha da artıracağı açıktır. Mevcut durumda kömürün elektrik üretimindeki kullanılma oranı Türkiye’de yaklaşık % 25, dünya ortalaması ise yaklaşık % 45 değerindedir. Bu oran, Güney Afrika (% 93), Polonya (% 92), Çin (%79), Hindistan (%69), ABD (% 49) gibi birçok ülkede çok daha yüksektir[4]. Ayrıca, gelişmekte olan ülkelerde artan enerji ihtiyaçları göz önüne alındığında kömür, iklim değişikliği politikalarına rağmen enerji üretiminin önemli bir bileşeni olmaya devam edecektir.

Son yıllarda, temiz kömür teknolojileri kapsamında kömür kaynaklarından ileri dönüşüm teknolojileri kullanılarak elektrik, sıvı yakıt ve çeşitli kimyasallar elde etmek ve bunların temiz ve verimli bir şekilde enerji üretimi, ulaşım ve diğer sektörlerde kullanımına yönelik yoğun Ar-Ge ve teknoloji uygulama çalışmaları devam etmektedir. Halen işletimde veya inşa halinde olmak üzere kömür ve biyokütleden gazlaştırma yolu ile elektrik, sıvı yakıt veya çeşitli kimyasalların üretildiği 104 ticari santral mevcuttur[5] ve bunların sayısı giderek artmaktadır. Türkiye, enerji üretiminde hem enerji kaynağı olarak hem de kullanılan enerji teknolojileri açısından büyük ölçüde dışa bağımlı olan bir ülkedir. Dolayısı ile giderek yaygınlaşarak ticarileşme süreci içerisine giren kömür ve biyokütlenin gazlaştırılması, elde edilen sentez gazından kombine gazlaştırma çevrim santrallerinde (IGCC) elektrik üretimi,


60

sentez gazının sıvı yakıt üretimi ve bu yakıtların enerji üretim ve ulaşım sektöründe kullanımına yönelik teknolojilerin dünyadaki gelişmelere paralel olarak ülkemizde de geliştirilmesi yönünde adımların atılması, ülkemizin gerek ulusal pazardan ve gerekse global pazardan pay alması açısından son derece önemli olduğu değerlendirilmektedir.

Bu çalışmada, TÜBİTAK 1007 programı kapsamında halen yürütülmekte olan “Kömür ve Biyokütle Karışımlarından Sıvı Yakıt Üretimi” isimli projenin ara sonuçları sunulmaktadır. Projede, kömür ve biyokütle karışımlarından sıvı yakıt üretimi; yüksek verimlilikte ayrıklaştırılmış ve merkezi santraller için uygulanabilir teknolojilerin geliştirilmesi ve sonuçların pilot ölçekte demonstrasyonu amaçlanmıştır. Temiz kömür teknolojileri, enerji ve çevre açısından kabul edilebilir temiz yakıtların üretilebilmesi, ithal edilen petrole olan bağımlılığın azaltılabilmesi ve yakıt çeşitliliğinin sağlanması açısından ülkemiz için önemli bir alternatiftir. Proje kapsamında; kömür ve biyokütle karışımlarından sentez gazı elde ederek sıvı yakıt üretilmesinin yanı sıra, elde edilecek sentez gazının gaz motorunda kullanılması ve sıvı yakıt üretim prosesinin verimini artırmaya yönelik olarak CO2 tutma konularında çalışmalar gerçekleştirilmektedir. Projede esas olarak, öncü bir ticari tesisin yerli imkanlarla tasarım ve kurulumuna girdi sağlayacak verilerin elde edilmesi amaçlanmıştır.

2. KÖMÜR GAZLAŞTIRMA VE ÇOKLU ÜRETİM KAVRAMI

Günümüzde kömürden enerji üretimi, geleneksel toz kömür yakma teknolojilerine dayanmaktadır. Bununla birlikte, Şekil 1’de görüldüğü üzere temiz kömür teknolojileri kapsamında gazlaştırma teknolojileri kullanılarak çoklu üretim kavramı yaygınlaşma süreci içerisine girmiş durumdadır. Çoklu üretim, enerji içeriğine sahip kaynaklardan yola çıkılarak üç veya daha fazla ürün elde edilen entegre bir prosestir. Gazlaştırma teknolojisine dayalı halen dünyada elektrik, sıvı yakıt ve kimyasal üretimine yönelik olarak 104 adet santral ticari olarak işletilmektedir veya inşa halindedir. Temiz kömür teknolojileri üzerine bir yandan verimliliği artırmaya yönelik çalışmalar sürdürülürken bir yandan orta ve uzun dönemde uygulamaya geçmesi öngörülen sıfır emisyonlu kömür santrallerinin geliştirilmesine yönelik çalışmalar yoğun bir hızla devam etmektedir. Gazlaştırma işlemi, özellikle sıfır emisyonlu santral teknolojilerinin temelini oluşturduğu için, önümüzdeki yıllarda bu teknolojinin çok daha hızla yaygınlaşacağı öngörülmektedir. Özellikle, CO2 tutma söz konusu olduğunda gerekli ilave maliyet, geleneksel yakma işlemine oranla çok daha düşük seviyelerde olmaktadır.

Gazlaştırma, karbon ve hidrojen içerikli maddelere sınırlı miktarda oksijen, hava, hava-su buharı karışımı veya zenginleştirilmiş oksijen içerikli hava verilerek yanabilen gaz bileşenlerin (CO, H2, CH4 vb.) oluşumunu sağlayan kimyasal bir süreçtir. Kullanılan yakıt cinsine, kullanım amacına ve sistem kapasitesine göre en çok tercih edilen gazlaştırıcı tipleri sürüklemeli ve akışkan yataklı gazlaştırıcılardır. Gazlaştırma teknolojisi, Entegre Gazlaştırma Kombine Çevrim (IGCC) uygulamaları ile birlikte, CO2 tutma olsun veya olmasın, çoklu üretim (elektrik, sıvı yakıt, kimyasallar vb.) söz konusu olduğunda tartışmasız seçeneksiz kalmaktadır.

Gazlaştırma sonucunda elde edilen sentez gazı, orijinal katı haldeki yakıta oranla daha temiz, daha kolay nakledilebilir, gaz motorlarında, türbinlerde ve kazanlarda daha verimli olarak yakılabilir, sıvı yakıt veya birçok kimyasal ürünlerin eldesinde

kullanılabilir. Ayrıca, sentez gazının yakılması sonucunda oluşan yanma ürünleri miktarı, normal olarak katı halde yakma sonucunda oluşan yanma ürünlerine göre daha azdır. Bu durum, gaz temizleme sistemlerinin işletim kolaylığını ve ekipmanların daha küçük boyutta olmasını mümkün kılmakta ve dolayısı ile belli oranda fiyat avantajı sağlamaktadır.

Kömür gazlaştırma ve çoklu üretim teknolojileri kapsamında yapılan Ar-Ge çalışmaları; santrallerin güvenlik ve emre amadeliğinin artırılması, düşük kaliteli kömürlere uygun gazlaştırıcı geliştirilmesi, yüksek nemli ve düşük kaliteli kömürler için besleme sistemleri geliştirilmesi, minimum enerji gereksinimi olan gaz temizleme sistemlerinin geliştirilmesi, on-line ölçüm/analiz (refrakter aşınması, gaz bileşimi, sıcaklık ve cüruf özellikleri) sistemlerin geliştirilmesi, sistem entegrasyonu ve basınçlı çalışma ile CO2 yakalama konularında yoğunlaşmaktadır.

Türk kömürleri genel olarak ısıl değerleri düşük, yüksek oranda kül, kükürt, nem ve alkali bileşikler içeren kömürlerdir. Bu kömürlerin özellikle pülverize olarak yakılması veya gazlaştırılmasında temel problemlerden biri kızdırıcı ünitelerinin ısı aktarım yüzeylerindeki kabuk oluşumudur (fouling). Bu nedenle, kömüre uygun teknoloji ve işletme şartlarının seçimi ve uygulanması önem arz etmektedir.

3. “BİYOKÜTLE VE KÖMÜR KARIŞIMLARINDAN SIVI YAKIT ÜRETİMİ-TRİJEN” PROJESİ

Projede, ülkemizin yaygın ve ulusal kaynağı olan kömür ve biyokütle karışımlarından temiz ve çevre dostu teknolojiler ile sıvı yakıt üretimi, yüksek verimlilikte, merkezi santraller için uygulanabilir teknolojilerin geliştirilmesi ve sonuçların pilot ölçekte demonstrasyonu amaçlanmıştır. Türkiye Kömür İşletmeleri ve Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü’nün müşteri kurumlar olduğu projede, TÜBİTAK Marmara Araştırma Merkezi, İstanbul Teknik Üniversitesi, Marmara Üniversitesi, HABAŞ ve UMDE Mühendislik firmaları yürütücü kurumlar olarak yer almaktadır. Projede laboratuvar ölçekli 150 kWth ve pilot ölçekli 1,1 MWth kapasiteli sistemler üzerinde çalışılmaktadır. Halen, Şekil 2’de fotoğrafı verilen 150 kWth kapasiteli sistem üzerinde deneysel çalışmalar tamamlanmış olup; 1,1 MWth kapasiteli sistemin imalat süreci devam etmektedir.

Gazlaştırıcılar, tasarım ve işletme özelliklerine göre sabit yataklı, akışkan yataklı ve sürüklemeli akış yataklı olmak üzere üç farklı gruba ayrılır. Türk linyitlerinin düşük kalitede olması (düşük ısıl değer), yüksek kül ve kükürt içeriği sebebi ile proje kapsamında akışkan yataklı gazlaştırıcı seçilmiştir.

Şekil 1. Gazlaştırma ve çoklu üretim kavramı.


61

Kömür veya biyokütle gibi katı yakıtlardan, sıvı yakıt üretim amaçlı olarak yapılan gazlaştırma işleminde, üretilen sentez gazının ısıl değerinin mümkün olduğu kadar yüksek, katran ve kirletici gaz içeriğinin ise mümkün olduğu kadar düşük olması istenmektedir. Bu kapsamda çok sayıda işletme parametreleri esas alınarak deneyler gerçekleştirilmiş ve uygun sonuçlar elde edilmiştir. Şekil 3’te görüleceği üzere, laboratuvar ölçekli sistem üzerinde Soma kömürü (LHV: 15.770 kJ/kg) ile hava ve su buharı ortamında yapılan gazlaştırma ile elde edilen sentez gazının ısıl değeri 5,2 MJ/Nm3 (LHV)’dür. Bu değer, %60 oksijen ortamında gerçekleştirilen gazlaştırma sonucunda (Gaz kompozisyonu: %16,7 CO, %9,5 CH4, %35,8 H2) 9,21 MJ/Nm3 (LHV)’e yükselmiştir. Buna göre, özellikle sıvı yakıt üretiminin amaçlandığı sistemlerde sentez gazı ısıl değerinin ve gazdaki hidrojen oranının yüksek olması arzu edildiğinden gazlaştırma işleminin oksijen ve su buharı ortamında yapılması önemlidir.

Kömür ve biyokütlenin yapısında bulunan kükürtlü, florlu, klorlu, azotlu, alkali bileşikler, ortam sıcaklıklarında yoğunlaşabilen organik bileşikler (>C6H6) ve is olarak bilinen grafitik karbon zerrecikleri sentez gazında kirletici olarak bulunmaktadır. Bu kirleticilerin sentez gazında bulunması, peşi sıra gelen katalitik üniteleri olumsuz yönde etkilemektedir. Katran, karbon zerrecikleri ve korozif asit gazlar (H2S gibi) hem gaz türbinleri hem de gaz motorları için istenmeyen kirleticilerdir. Katran, katalitik yüzeylerde de yoğuşarak birikim yapmakta ve katalizörün aktivitesini kaybetmesine yol açmaktadır. Katran ve alkali bileşikler aynı zamanda ısı değiştirici yüzeylerinde birikerek ısı değiştiricilerin etkinliğini azaltmaktadırlar.

Sentez gazında bulunan kirleticiler proses sıcaklığına göre iki farklı sıcaklıkta temizlenebilmektedir. Soğuk gaz temizleme, temelde alkali sıyırıcılar, su ile yıkama kuleleri, filtreler ve benzeri alt sistemlerden oluşan ve temizlenen gazın gaz temizleme ünitesini yaklaşık oda sıcaklığında terk ettiği bir yöntemdir. Sıcak gaz temizlemede ise, sentez gazının gazlaştırıcıdan çıktığı sıcaklıkta farklı kirleticiler için farklı adsorbent veya katalizör yataklarından geçirilmesiyle kirleticilerin giderimi sağlanmaktadır. Sıcak gaz temizleme yöntemi, halen bir kısım önemli teknik ve işletim zorluklarını içermesine ve ayrıca sistem ilk yatırım maliyetinin daha yüksek olmasına rağmen; sistem verimliliğinin daha yüksek olması istendiğinde tercih edilen bir yöntemdir. Projede sıcak ve soğuk gaz temizleme teknolojileri birlikte kullanılmaktadır. Bu kapsamda temel olarak partikül, H2S, COS, NH3, alkali ve katran giderimi konularında çalışılmaktadır. Gazlaştırma reaktörü çıkışına entegre edilen gaz temizleme ünitelerinin akım şeması Şekil 4’te verilmiştir.

Gaz temizleme sistemi partikül giderimi ile başlamaktadır. Sistemde bu amaçla 5 μm’den büyük tanecikleri % 90’ın üzerinde bir verimle uzaklaştırılabilen siklon filtreler kullanılmıştır[6]. İşletme koşullarına bağlı olarak yoğuşabilen katran ve alkali bileşikleri de kısmen siklon tavasında biriktirilerek ortamdan alınabilmektedir. Sentez gazı ile peşi sıra ünitelere sürüklenen 5 mikron ve altı partiküller (is ve uçucu kül) granüler yatak, seramik köpük ve torba filtre kullanılarak tutulmaktadır.

Şekil 2. 150 kWth kapasiteli sistemin fotoğrafı.

Şekil 3. Sentez gazı ısıl değerinin O2 oranı ile değişimi.

Sentez gazının içerdiği safsızlıkların en önemlilerinden bir tanesi H2S’dir. Kömürle elde edilen sentez gazlarında kütlece %0,1- 2,0 oranında H2S bulunabilmektedir[7]. Proje kapsamında gerçekleştirilen Fischer Tropsch (FT) prosesi için sentez gazındaki toplam kükürt içeriğinin (H2S, COS, CS2) 1 ppmv’i geçmemesi gerekmektedir. H2S giderimi için birçok metal oksit denenmiş olup, termodinamik açıdan ZnO adsorbentinin en uygun operasyon koşullarını sağladığı ve tekrar aktive edilebildiği görülmüştür[8–11]. Bu amaçla projede iki adet ZnO reaktörü kullanılmıştır. Birinci reaktörde gazlaştırıcıyı terk eden H2S’in yaklaşık olarak % 50’si giderilebilmekte olup, son ZnO reaktörde gaz yıkama kolonunu terk eden gaz akımı içindeki eser miktarda H2S giderimi gerçekleştirilmektedir. Her iki ZnO ünitesi arasında yer alan gaz yıkama kolonlarında ise, sentez gazı kostik çözeltisi ve su ile işlem görerek, H2S, NH3, alkali, HCl ve benzeri yoğuşabilir kirleticiler uzaklaştırılmaktadır. Isı değiştiriciler ile sıcak ve soğuk gaz temizleme sistemleri arasında geçiş sağlanmaktadır. Yapılan

Şekil 4. Entegre edilmiş sıcak ve soğuk gaz temizleme sisteminin akım şeması.


62

çalışmalarda ZnO üzerinde H2S gideriminin proses sıcaklığına bağlı olarak değiştiği görülmüş ve sıcaklık 150–200°C’ye düşürüldüğünde H2S tutma verimi önemli ölçüde artmıştır.

Dolomit üzerinde laboratuvarda gerçekleştirilen deneysel çalışmalar ise, dolomitin ZnO’ya göre çok daha yüksek sıcaklıklarda (750–800°C) H2S gideriminde kullanılabileceğini göstermiştir. Sentez gazında bulunan su buharı ve CO2, H2S’in dolomit üzerindeki kimyasal sorpsiyon termodinamiğini olumsuz yönde etkilemektedir. Bu nedenle gazlaştırma koşullarında oluşan H2S’in en fazla % 90-95’i ortamdan uzaklaştırılabilmektedir. Bu durumu test edebilmek için gazlaştırma reaktöründe yatak malzemesi olarak dolomit denenmiştir. Dolomitin H2S giderim verimini değerlendirmek amacıyla sonuçlar yatak malzemesi olarak silika veya olivin kullanılan deney sonuçlarıyla karşılaştırılmıştır. Kalsiyum bazlı bir adsorbent olan dolomit ile gazlaştırıcı çıkışındaki H2S oranının yaklaşık %70 oranında azaltılabileceği görülmüştür (Şekil 5). Gaz yıkama kolonlarında kullanılan doygun kostik çözeltisinin de H2S gideriminde önemli ölçüde etkin olduğu kolon çıkışında H2S miktarının 1 ppm’in altına inmesi ile tespit edilmiştir. Bu deneylerde gazlaştırıcı çıkışında ölçülen 500 ppmv’den yüksek NH3 konsantrasyonunun, sisteme entegre edilen gaz yıkama kolonları çıkışında 40 ppmv’e düştüğü görülmüştür. Çalışmalar kapsamında elde edilen sentez gazlarının içerdiği CO2, CO, CH4, C2H6 ve N2 gaz kompozisyonunun, gazlaştırma yatak malzemesi, çinko oksit ve gaz yıkama kolonlarında önemli bir değişikliğe uğramadığı görülmüştür.

FT prosesleri ürün dağılımlarına göre yüksek sıcaklık ve düşük sıcaklık FT prosesleri olarak iki ana grupta toplanmaktadır. Yüksek sıcaklık (300-350 °C) FT proseslerinde sentez gazından hafif sentetik ham ürün ve olefinler elde edilmektedir. Elde edilen ürünler rafine edilerek ağırlıklı olarak benzin ve olefinlere dönüştürülebilmektedir. Düşük sıcaklık FT proseslerinde ise sentez gazı düşük sıcaklıklarda (180–250 °C) büyük oranda ağır vaks hidrokarbonları içeren bir sıvı ürüne dönüşür. Bu sıvı ürün daha sonra hidrojenli kırma veya izomerizasyon ile dizele, yağlama yağlarına ve naftaya dönüştürülebilmektedir. Düşük sıcaklık proseslerinin çalışma basıncı 1–4,5 MPa arasında değişmektedir[12,14].

FT teknolojileri istenilen son ürün özelliklerine göre de tasarlanabilmektedir. FT sıvı ürünün setan sayısı yüksek olup kükürt içermemektedir. Isıl değeri, normal dizelin biraz üstündedir (10.500 kcal/kg). FT ürünü bazı işlemlerle jet yakıtına da dönüştürülebilmektedir. FT ile üretilen dizelin ve petrol dizelinin temel yakıt özellikleri Tablo 1’de verilmiştir.

Sonuç olarak kömür gazlaştırma tesisleri için kullanılabilecek H2S giderim teknolojileri üzerine önemli bir bilgi birikimi ve tecrübe kazanılmıştır. Çalışmalarda hem ülkemizde doğal olarak bulunan dolomit hem de ZnO adsorbentleri başarıyla H2S gideriminde kullanılmıştır. Buna paralel olarak yerli tasarım ve imalat çalışmaları ile sıcak gaz temizleme ünitelerine entegre edilen gaz yıkama kolonları hem H2S hem de NH3 gideriminde beklenen performansı göstermiştir.

H2 ile CO içeren sentez gazından, FT sentezi ile katalizör varlığında değişik hidrokarbon zincirleri (CH4, C2H6, C3H8 vb.) üretilebilmektedir. Bilinen yakıtlara göre FT ile sentezlenen yakıtların avantajlarından biri kükürt ve hafif aromatik hidrokarbonları içermemesidir. Diğer yandan, elde edilen sıvı yakıt yüksek setan sayısına sahiptir. Yapılan testler, araçlarda FT yakıtı kullanıldığında açığa çıkan HC, CO, NOx ve partikül salımlarının azaldığını göstermiştir. Ayrıca, FT sentez ürünlerinin azotlu bileşikler içermemesinden dolayı yakıttan dolayı NOx oluşumu söz konusu olmamaktadır. FT sentezi, ekzotermik bir tepkime olup, yüksek miktarda ısı açığa çıkmaktadır ve reaktör tasarımlarında ısının sistemden alınması önemli bir parametredir. FT sentezi sırasında açığa çıkan ısının değerlendirilmesi ile prosesin verimliliği arttırılmaktadır[12–14].

Şekil 5. Soma kömürü ile yapılan deneylerde açığa çıkan H2S miktarı.

Tablo 1. FT İle Üretilen Dizel ve Petrol Dizelinin Yakıt Özellikleri

Özellik FT Dizel Euro IV Dizel

Yoğunluk (kg/m3) 750-780 820–845

Setan sayısı 65-90 > 51

Sülfür miktarı (ppm) <5 <50

Isıl değer, LHV (kcal/kg) 10.500 10.200

FT sentezini etkileyen en önemli faktörlerden bir tanesi katalizörün seçimidir. FT sentezinde, Fe, Co, Ni, Ru gibi çeşitli katalizörler kullanılabilmektedir. FT senteziyle dizel yakıt üretimine yönelik katalizör seçiminde maliyet, aktivite, üründe seçicilik ve çalışılan sentez gazı oranı aralığı gibi özellikler göz önüne alındığında, çöktürülmüş demir bazlı katalizörlerin en uygun olduğu görülmüştür. FT sentezi için önem taşıyan konulardan bir diğeri ise reaktör seçimidir. Sıvı yakıt üretimi sisteminde yer alan FT reaktörünün çoklu tüplü sabit yatak reaktör olmasına karar verilmiştir. Sıvı yakıt üretim sisteminin ana komponentlerinin tasarımları yapılarak imalat çalışmaları başlatılmıştır.

Katalizör optimum bileşiminin belirlenmesi ve operasyon şartlarının (basınç, giriş gaz bileşimi, besleme gazındaki CO2 miktarı vb.) katalizör performansına etkileri konusunda çalışmalar gerçekleştirilmiştir. Prosesin sıvı ve vaks ürünleri 200 saatlik test süresi sonucunda toplanarak gaz kromatografi cihazında analiz edilerek ürün bileşimi belirlenmiştir. Geliştirilen katalizörlerin resimleri ve elde edilen ürünler Şekil 6’da görülmektedir.

Şekil 6. FT katalizörleri ve ürünler.


63

Geliştirilen farklı karışımlardaki katalizörler, değişik açılardan testlere tabi tutulmuştur. Bu katalizörlere ait CO dönüşümü değerleri Şekil 7’de verilmiştir. Buradan görüleceği üzere 100 Fe/7Cu/3K katalizörünün iyi bir performans gösterdiği belirlenmiştir. Bu katalizör kullanılarak elde edilen sıvı ürünün hidrokarbon dağılımı Şekil 7 (b)’de verilmiş olup; karbon dağılımı FT dizelin karbon dağılımı ile uyum içerisindedir.

yoğun Ar-Ge ve teknoloji uygulama çalışmaları devam etmektedir. Kömürün çoklu üretimde kullanımına yönelik dünyada halen işletimde veya inşa halinde olan çok sayıda ticari tesis mevcut olup; bunların sayısı giderek artmakta ve önemli bir sektör oluşmaktadır.

Kömüre uygun gazlaştırma teknolojilerinin seçimi ve uygulanması sistem verimliliği ve işletim kolaylığı açısından son derece önemlidir. Türk kömürlerinin yüksek oranda kül, kükürt, nem ve alkali bileşikler içermelerinden dolayı akışkan yatak gazlaştırma sistemlerinin daha uygun olacağı değerlendirilmektedir.

Projede, biyokütle ve kömür karışımlarından sıvı yakıt üretimi ile ilgili teknolojilerin geliştirilmesi ve sonuçların pilot ölçekte demonstrasyonu hedeflenmiş ve ara sonuçlar burada özetlenmiştir. Projenin nihai hedefi, ülkemizde kurulacak öncü bir ticari tesisin yerli imkânlarla tasarım ve kurulumuna girdi sağlayacak verilerin elde edilmesidir. Diğer yandan Türk kömürleri, özellikle Afganistan, Pakistan ve Hindistan kömürleri ile yakın özellikler göstermektedir. Dünyadaki toplam kömür rezervlerinin yaklaşık yarısının linyit olduğu dikkate alınırsa, Türk kömürleri ile ilgili geliştirilebilecek teknolojilerin, küçük modifikasyonlar ile, yurtdışı pazarlarda da uygulanabileceği öngörülmektedir.

KAYNAKLAR

[1] BP Statistical Review of World Energy, http://www.bp.com/statisticalreview, 2011.

[2] Türkiye Elektrik Enerjisi (TEİAŞ) 10 Yıllık Üretim Kapasite Projeksiyonu (2011 – 2020), Kasım 2011.

[3] Elektrik Piyasası Raporu (EPDK), 2010.[4] Burnard K., Bhattacharya S., “Poper Generation from Coal:

Ongoing Developments and Outlook 2011”, IEA , Paris.[5] http://www.gasification.org/[6] Gimbun J., Chuah T.G., Fakhru’l-Razi A., Choong S.Y.,

“The Influence of Temperature and Inlet Velocity on Cyclone Pressure Drop: A CFD Study”, Chemical Engineering and Processing, Vol.44, pp.7-12, 2005.

[7] Syed, M., Soreanu, G., Falletta, P., Béland, M., “Removal of hydrogen sulfide from gas streams using biological processes - A review”, Canadian Biosystem Engineering, Vol.48, pp. 2.1-2.14, 2006.

[8] Lew, S., Jothimurugesan, K. K., Flytzani-Stephanopoulos, M., “High-Temperature H2S Removal from Fuel Gases by Regenerable Zinc Oxide-Titanium Dioxide Sorbents”, Ind. Eng. Chem. Res., Vol.28, pp.353–541, 1989.

[9] Westmoreland, P.R., Harrison, D.P., “Evaluation of Candidate Solids for High-Temperature Desulfurization of Low-Btu Gases”, Environmental Science & Technology, Vol.10, pp.659-661, 1976.

[10] Swisher, J. H., Schwerdtfeger, “Review of Metals and Binary Oxides as Sorbents for Removing Sulfur from Coal- Derived Gases”, Journal of Materials Engineering and Performance, Vol.1, pp.399- 408, 1992a.

[11] Swisher, J. H., Schwerdtfeger, “Thermodynamic Analysis of Sorption Reactions for the Removal of Sulfur from Hot Gases”, Journal of Materials Engineering and Performance, Vol.1, pp.565-571, 1992b.

[12] Spath, P. L., Dayton, D. C., “Preliminary Screening – Technical and Economic Assessment of Synthesis Gas to Fuels and Chemicals with Emphasis on the Potential for Biomass-Derived Syngas”, National Renewable Energy Laboratory, Technical Report, NREL/TP-510-34929:2003.

Şekil 7. (a) FT katalizörlerinin performans testleri (b) FT ürününün hidrokarbon dağılımı.

(a)

(b)

4. SONUÇ

Günümüzde çevresel kısıtlar ve ekonomik nedenlerden dolayı enerji tasarrufu ve enerjinin verimli kullanımı ile yenilenebilir enerji kaynaklarının maksimum düzeyde kullanımı büyük önem arz etmektedir. Bununla birlikte kömür, görünür gelecekte enerji sektörü için en yaygın kullanılan enerji kaynağı olarak kalacaktır. Ancak, çevresel kısıtlar kömürün temiz ve daha verimli kullanımı için yeni teknolojileri gerektirmektedir. Bu kapsamda gazlaştırma teknolojileri ve çoklu üretim uygulamaları öne çıkmaktadır.

Son yıllarda, temiz kömür teknolojileri kapsamında kömür kaynaklarından ileri dönüşüm teknolojileri kullanılarak elektrik, sıvı yakıt ve çeşitli kimyasallar elde etmek ve bunların temiz ve verimli bir şekilde enerji üretimi, ulaşım ve diğer sektörlerde kullanımına yönelik


64

[13] Dry, M. E., “Fischer-Tropsch Reactions and The Environment”, Appl. Catal. A.: Gen., Vol.189, pp.185-190, 1999.

[14] Collot A.G., “Clean Fuels from Coal”, IEA Clean Coal Centre, London, pp.27-31, 2004.

SUMMARY

Turkiye is highly dependent on both imported energy resources and energy producing technologies. Turkiye with growing economy and increasing population is getting more dependent of abroad year after year. Using domestic resources and developing new energy technologies are great importance for decreasing the dependence and satisfying the energy security. Clean coal technologies and polygeneration applications are important alternatives in terms of producing clean fuels acceptable for energy and environment, decreasing the dependence of imported oil and providing fuel diversity. In this article, intermediate results of an ongoing project, supported by TUBITAK under the frame of 1007 Programme “Liquid Fuel Production from Biomass and Coal Blends” are presented. In the project, technology development on liquid fuel production from domestic resources coal and biomass blends and demonstration of results on pilot scale are aimed. In this frame, applied R&D activities on polygeneration applications such as converting syngas into liquid fuels by gasification technologies, gas cleaning technologies, gas separation and conditioning technologies and Fischer-Tropsch synthesis and also using syngas on power generation are carried out. The main aim of the project is to obtain the input data for a flagship project to be designed and constructed in the later stage.


65

BİYOGAZ PROJELERİ İÇİN FİZİBİLİTE HAZIRLANMASI VE DEĞERLENDİRME KRİTERLERİ

Ferit IŞIKBIOTEK Endüstri Sanayi Tesisleri Danışmanlık Taahhüt ve Tic. Ltd. Şti.

Evren DÖNMEZBIOTEK Endüstri Sanayi Tesisleri Danışmanlık Taahhüt ve Tic. Ltd. Şti.

ÖZET

Enerji; sosyal, ekonomik ve çevresel gelişimi doğrudan etkileyen bir faktör olup, ülkelerin büyüme, kalkınma ve gelişme stratejilerinin belirlenmesinde vazgeçilmez bir ihtiyaçtır. Dünyadaki temel enerji ihtiyaçlarının büyük kısmını karşılayan fosil yakıtlar (kömür, doğal gaz ve petrol türevleri) gerek sera gazı etkisi ile küresel ısınma gerekse sürdürülebilir enerji ihtiyacını karşılama noktalarında gün geçtikçe önemli bir sorun haline gelmektedir. Bu durum, temiz ve sürdürülebilir enerji kaynakları arayışı noktasında Yenilenebilir Enerji Kaynakları (YEK) kullanımı ve değerlendirilmesi alternatifini ortaya çıkarmaktadır. YEK doğal süreçlerde var olan ya da ortaya çıkan ve oluşum kaynağı tükenme hızından daha çabuk şekilde yenilenen çevre dostu kaynaklar olarak tanımlanabilir. Doğrudan veya enerjinin bir başka formuna dönüştürülerek kullanılabilen bu kaynaklar güneş ışığı, rüzgâr, su gücü, biyolojik kökenli atıklar (biyoenerji) ve jeotermal olarak örneklendirilebilir.

Kullanımı insanlık tarihinde çok eskilere dayanan, geniş bir üretim potansiyeli ve çeşitliliğe sahip olan biyoenerji, organik içerikli katı ve sıvı kaynakların canlı organizmalar ya da bunların metabolik yan ürünlerinden elde edilmesi sonucunda oluşan bir yenilenebilir enerji türüdür. Biyogaz, biyodizel, biyoetanol ve biyokütle olarak değerlendirilme alternatifi bulunan biyoenerji artan enerji ihtiyacı ve bu ihtiyacı karşılama noktasında hızla ilerleyen teknolojik gelişmeler ışığında önemini her geçen gün artırmaktadır. Bu bildiri kapsamında, mevcut biyogaz teknolojileri üzerine doğru bir yaklaşım sergilemek için ön görülen fizibilite analizi uygulamalarında dikkat edilmesi gereken önemli hususlara değinilecektir. Bir biyogaz fizibilite çalışması örneği (1) tesis ziyareti ve örnek numune alma; (2) atık karakterizasyonu analizi; (3) tesis yeri değerlendirme analizi; (4) teknoloji değerlendirme analizi; (5) ekonomik analiz; (6) Ekonomi-Çevre-Sosyal (EÇS) uygunluk analizi (7) öneriler ve (8) raporlama kapsamı ve çerçevesinde geniş olarak analiz edilecektir.

Anahtar Kelimeler: Yenilenebilir Enerji Kaynakları, Biyoenerji, Biyogaz, Fizibilite Analizi, EÇS Analizi

1. GİRİŞ

Enerji; sosyal, ekonomik ve çevresel gelişimi doğrudan etkileyen bir faktör olup, ülkelerin büyüme, kalkınma ve gelişme stratejilerinin belirlenmesinde vazgeçilmez bir ihtiyaçtır. Dünyadaki temel enerji ihtiyaçlarının büyük kısmını karşılayan fosil yakıtlar (kömür, doğal gaz ve petrol türevleri) gerek sera gazı etkisi ile küresel ısınma gerekse sürdürülebilir enerji ihtiyacını karşılama noktalarında gün geçtikçe önemli bir sorun haline gelmektedir. Bu durum, temiz ve

sürdürülebilir enerji kaynakları arayışı noktasında Yenilenebilir Enerji Kaynakları (YEK) kullanımı ve değerlendirilmesi alternatifini ortaya çıkarmaktadır. YEK doğal süreçlerde var olan ya da ortaya çıkan ve oluşum kaynağı tükenme hızından daha çabuk şekilde yenilenen çevre dostu kaynaklar olarak tanımlanabilir. Doğrudan veya enerjinin bir başka formuna dönüştürülerek kullanılabilen bu kaynaklar güneş ışığı, rüzgâr, su gücü, biyolojik kökenli atıklar (biyoenerji) ve jeotermal olarak örneklendirilebilir.

Kullanımı insanlık tarihinde çok eskilere dayanan, geniş bir üretim potansiyeli ve çeşitliliğe sahip olan biyoenerji, organik içerikli katı ve sıvı kaynakların canlı organizmalar ya da bunların metabolik yan ürünlerinden elde edilmesi sonucunda oluşan bir yenilenebilir enerji türüdür. Biyogaz, biyodizel, biyoetanol ve biyokütle olarak değerlendirilme alternatifi bulunan biyoenerji artan enerji ihtiyacı ve bu ihtiyacı karşılama noktasında hızla ilerleyen teknolojik gelişmeler ışığında önemini her geçen gün artırmaktadır.

Biyoenerji üretiminde önemli bir potansiyele sahip olan biyogaz teknolojisi organik kökenli atıkların (kentsel katı atık, hayvan gübreleri, bitki atıkları, arıtma çamuru vs.) oksijensiz ortamda ve kapalı bir sistem içerisinde fermantasyonu sonucu, bileşiminde metan ve karbondioksit bulunan ve biyogaz olarak adlandırılan bir gaz karışımı oluşturma prosesidir. Biyogaz, elektrik enerjisine dönüştürülebilme olanağı yanında ısı enerjisi olarak doğrudan kullanılabilir. Sistemden çıkan çamur karbon miktarı açısından düşük, azot ve fosfor bakımından zengin bir gübre ürünü olarak tarım alanında kullanılabilir. Temel olarak bir biyogaz tesisinin yararları aşağıdaki şekilde özetlenebilir:• İşletmede açığa çıkan atıkların geri kazanımı ve enerji

dönüşümünü sağlama,• Elektrik ve ısı enerjisi üretme,• Organik gübre üretme,• Üretilen elektrik enerjisi (kW) başına karbon ve/veya yenilenebilir

enerji kredisi sağlama.

Tipik bir biyogaz tesisi akım şeması Şekil 1’deki ünitelerden oluşmaktadır.

2. BİYOGAZ PROJELERİ İÇİN FİZİBİLİTE ÇALIŞMASI VE DEĞERLENDİRME KRİTERLERİ

Atık karakterizasyonuna bağlı olarak uygulanabilir bir biyogaz teknoloji seçimi hususunda doğru bir yaklaşım sergilemek, yapılabilecek bir fizibilite analizi çalışması neticesinde son derece mümkündür. Analiz çalışmasında performans değerlendirme kriterleri projeden projeye farklılık gösterebilir. Bu bağlamda, tarımsal, hayvansal veya gıda kökenli organik atıklar için uygulanabilecek örnek bir çalışma aşağıdaki kapsam ve içerik


66

Şekil 1. Biyogaz tesisi akım şeması.

doğrultusunda gerçekleştirilebilir:a) İşletme / tesis ziyareti ve örnek numune almab) Atık karakterizasyonu analizic) Tesis yeri değerlendirme analizid) Teknoloji değerlendirme analizie) Ekonomik analizf) EÇS (Ekonomi-Çevre-Sosyal) uygunluk analizig) Öneriler h) Raporlama

2.1. İşletme – Tesis Ziyareti ve Örnek Numune AlmaBiyogaz projesi kapsamında yer alan fizibilite analizinin temel amaçlarından biri işletmede açığa çıkan atık sorunun çözümünü çevre yönetimine uyumlu ve sürdürülebilir bir çizgide sağlamaktır. Bu amaç doğrultusunda, fizibilite analiz çalışmasında ilk adım tesis ziyareti yapılarak işletme ve/veya üretim prosesinin detaylı olarak incelenmesi, açığa çıkan atık kaynaklarının tespiti, miktar ve kalitelerinin özellikli olarak belirlenmesi olacaktır. Atık karakterizasyonu analizi için ihtiyaç duyulacak örnek numuneler Katı Atıkların Kontrolü Yönetmeliğinde yer alan numune alma ve analiz yöntemleri kapsamı doğrultusunda toplanmalıdır.

Atık numune örneklerinin toplanması ve analiz edilmesi çalışma bütününün önemli bir parçasıdır. Bu yüzden, analizlerin doğru yapılabilmesi ve yorumlanabilmesi açısından özel sektör-üniversite veya özel sektör-akredite laboratuvar iş birliği yapılmalıdır. 2.2. Atık Karakterizasyonu AnaliziFizibilite analizi çalışması olarak bu aşamada toplanan atık numune örneklerinin mevcut fiziksel ve kimyasal özellikleri yanında biyogaz üretim potansiyel analizi değerlendirilecektir. Atık karakterizasyonu analizi aşağıdaki parametreler çerçevesinde uygulanabilir:• Fiziksel Analiz: Atık miktarı (ton/gün) ve debisi (m3/gün)• Kimyasal Analiz:

- Toplam Katı Madde (TKM)- Toplam Uçucu Katı Madde (TUKM)- Toplam Askıda Katı Madde (TAKM)- Toplam Uçucu Askıda Katı Madde (TUAKM)- Kimyasal Oksijen İhtiyacı (KOI)- Toplam Azot (TN)- Amonyak Azotu (NH3-N)- Toplam Fosfor (TP)- pH

• Biyogaz Verimi Testi: Biyokimyasal Metan Potansiyel (BMP) analizi

2.3. Tesis Yeri Değerlendirme AnaliziBiyogaz tesisi kurmak için gerekli olan alan ihtiyacı, atık profili, uygulanacak teknoloji ve proses tasarımına bağlı olarak değişmektedir. Bu yüzden, fizibilite analizi çerçevesinde proje kapsamında kullanılacak atık kaynaklarının nitelik ve miktar içerikleri yanında transfer, nakliye ve depo şartları belirlenmeli, kurulum için düşünülen saha analizinin arazi yapısı, teknik fizibilitesi (mevcut altyapı uygunluğu, şebeke yakınlığı) ve ekonomik uygunluğu çerçevesinde değerlendirilip incelenmelidir.

2.4. Teknoloji Değerlendirme AnaliziAtık karakterizasyonuna uygun çok çeşitli biyogaz teknoloji alternatifleri bulunmakla birlikte, bu teknolojiler aşağıda gösterilen proses ve işletme özelliklerine göre farklılık gösterebilirler: Atık kuru madde (KM) içeriği : Islak sistem (< %15 KM) – Kuru sistem (> %20 KM) İşletme sıcaklığı : Mezofilik sistem (~35 oC) – Termofilik sistem (~55 oC) Proses kademe sayısı : Tek kademe – İki kademeİşletme sistemi : Sürekli besleme – Kesikli besleme

Proje kapsamı çerçevesinde yukarıda belirtilen teknoloji alternatifleri atık karakterizasyonu analiz sonuçları doğrultusunda değerlendirilmelidir. Teknoloji değerlendirme analizi çalışmasında yapılabilecek temel işlemler aşağıdaki şekilde özetlenebilir: • Temel proses özelliklerini belirleme,• Proses tasarımı,• Kütle ve enerji denge analizi,• Proses akım şeması (blok şema) tasarımı,• Diğer fonksiyonel tanımlamalar (proses işletme performansı,

kimyasal kullanım ihtiyacı, çevresel faktörler, vb.).

2.5. Ekonomik AnalizÇalışmanın bu kısmında fizibilite analizi kapsamında değerlendirilen atık yönetimi ve/veya atıktan enerji üretim teknoloji alternatifinin ekonomik analizi gelir ve gider dengesi açısından yapılmalıdır. Her bir teknoloji alternatifi aşağıdaki performans göstergeleri ve ekonomik kriterler çerçevesinde değerlendirilebilir:• Kurulum (ilk yatırım) maliyet analizi,• Yıllık işletim ve bakım/onarım maliyet analizi,• Potansiyel enerji kullanım ve üretim maliyet analizi,• İkincil atık (gübre) değerlendirme fayda ve maliyet analizi ve • Karbon ve/veya yenilenebilir enerji kredi fayda ve maliyet analizi.

Teknoloji değerlendirme ve ekonomik fizibilite analizi yukarıda belirtilen gösterge ve kriterlerin SWOT (Strengths–Weaknesses–Opportunuties-Threats) analizi ışığında çalışılmalıdır. Teknolojilerin sahip olduğu üstün ve zayıf noktalar, uygulanabilirliği noktasında dikkate alınması gereken risk ve olanaklar detaylı olarak değerlendirilmelidir. Performans göstergelerini etkileyen değişkenler için ayrıca duyarlılık analizi (sensitivity analysis) yöntemi uygulanabilir.

2.6. EÇS (Ekonomi – Çevre – Sosyal) Uygunluk AnaliziBiyogaz projesinin fizibilitesi ve uygulanabilirliği teknoloji seçimi ve ekonomik analizi yanında sürdürülebilirliği ile de doğrudan ilişkili olacaktır. Bu çerçevede sürdürülebilirlik tanımı projelerin ekonomi, çevre ve sosyal değerler açısından buluştuğu ortak nokta ile ifade edilebilir. Ekonomi - Çevre - Sosyal Uygunluk Analizi (Triple Bottom Line) olarak bilinen bu kavram grafiksel olarak Şekil 2’de gösterilmektedir.


67

Tablo 1. EÇS Analiz Öğeleri

Ekonomi - Maliyet Sosyal Etkinlik Çevre Öğeleri

Planlama Kamuoyu algısı Hava kalitesi

Tasarım Estetik Gürültü kirliliği

Yatırım Koku ve gürültü Toprak kalitesi

İşletme Trafik Enerji kullanımı

Bakım ve onarım Kamu sağlığı ve güvenliğiSera gazı emisyonu

İşletme ve ürün gelirleri İstihdam

Şekil 2. EÇS analiz kavramı.

Fizibilite analizi çalışmasında uygulanabilecek teknoloji alterna-tiflerinin EÇS analizine uygunluğu bu kısımda detaylı olarak araş-tırılmalıdır. Bu uygunluk genel anlamda:• Maliyet ve gelirler açısından ekonomi,• Kamu ve toplumu yakından ilgilendiren sosyal uygunluk ve• İklimsel değişim ve sera gazı emisyonları azalımı etkilerini içeren

çevre bileşenleri doğrultusunda olacaktır. Tablo 1 bu kısımda incelenecek EÇS analiz öğelerini performans kriterleri çerçevesinde tanımlamaktadır.

ve sonuç değerlendirme konularında karşılıklı müzakere göz önünde tutulmalıdır.

3. SONUÇ

Dünya genelinde enerji talebinin gittikçe artması, konvansiyonel temel enerji kaynağı olan fosil yakıtlarının tükenmekte olması ve kullanımının çevre sorunlarını üst düzeye çıkarması enerji üretiminde yenilenebilir ve temiz enerji kaynaklarına rağbeti gün geçtikçe artırmaktadır. Yenilenebilir enerji kaynakları arasında önemli bir yeri olan biyogaz teknolojisi gelişmiş ülkelerde tarımsal ve endüstriyel bakımdan uygulanmakta olup, Türkiye’de halen gelişme sürecindedir. Buna karşılık, yenilenebilir enerji yasası ile belirlenen 10 yıl alım garantisi ve yeni fiyat destekleri ülkemizde biyogaz teknolojisine yatırım yapmaya olan ilgiyi artırmaktadır. Türkiye’de biyogaz teknolojisine olan ilginin artmasına bağlı olarak tasarımı planlanan tesislerin uygun doğrultuda yapılması çok önemlidir. Bu çerçevede yatırımcının bu tür tesislere neden yatırım yaptığını ve buna karşılık dikkate alması gereken temel performans kriterlerini anlaması gerekmektedir. Yatırım kararı almadan önce, sahip olunan atık kaynağı ve miktarına bağlı olarak atık – enerji – gübre denge analizi ve tesisin fayda - maliyet analizini içeren bir ön fizibilite çalışması gerekliliğine önem verilmelidir. Bu kapsam ve çerçevede böyle bir çalışma biyogaz teknolojisine hâkim, tecrübesi üst düzeyde olan, ilgili düzenlemeler ve yönetmelikleri iyi bilen uzman bir kuruluş desteğinde yapılmalıdır.

SUMMARY

Energy, a factor directly affecting social, economic, and environmental development, is an essential need in determining growth, progress, and development strategies of countries. Meeting basic energy demands of most part of the world, fossil fuels in the form of coal, natural gas, and petroleum derivatives are increasingly becoming a significant problem on both global warming by the effect of greenhouse gases and sustainable energy needs. Seeking through clean and sustainable energy sources has revealed the alternative use and evaluation of renewable energy sources. Renewable energy sources, which exist or emerge through natural processes and have a high regeneration rate than that of depletion rate, can be described as environmentally friendly sources. These sources of energy can directly be used or converted to another form of energy, and exemplified as solar, wind, hydro-power, bioenergy (biological waste), and geothermal. Based on the diversity of production potential and use a wide range of ancient roots in human history, bioenergy is a type of renewable energy whose energy is obtained from sources that are organic content of solid and liquid, living organisms, or their metabolic by-products. Meeting the world’s growing energy needs in the light of rapidly advancing technological developments, bioenergy in the form of biogas, biodiesel, bioethanol, and biomass is receiving increasing attention each passing day. Within the scope of this paper, important issues to be considered in the feasibility analysis proposed will be addressed to exhibit an accurate approach on the existing biogas technologies. An example of a biogas feasibility study will largely be analyzed within the scope of (1) plant visit and sampling; (2) waste characterization analysis; (3) site evaluation analysis; (4) technology evaluation analysis; (5) economic analysis; (6) triple bottom line (TBL) analysis (7) recommendations; and (8) reporting.

Keywords: Renewable Energy Sources, Bioenergy, Biogas, Feasibility Analysis, Triple Bottom Line Analysis

EÇS veri analizi bulguları, SWOT analizi ile aynı paralelde değerlendirilip optimum teknoloji seçimine katkı sağlayacaktır.

2.7. ÖnerilerPerformans kriterleri çerçevesinde yapılan, analiz çalışması sırasında ortaya çıkan ve dikkate alınması gereken hususların önem dereceleri öneriler doğrultusunda değerlendirilmelidir.

2.8. RaporlamaÇalışma sonucu elde edilen bilgi ve veriler ışığında ortaya çıkan sonuçlar final raporu olarak sunulmalıdır. Final raporu biyogaz proses ve tesis tasarım çalışmasına ışık tutacak dokümanları içeren proses ve performans verileri, giriş - çıkış kütle ve enerji denge analizi, maliyet tahminleri, ekonomik hesaplamalar, proses akım şemaları ve fonksiyonel tanımlamaları gibi çalışma sonuçlarını kapsamalıdır. Ayrıca, final raporuna ilave olarak analiz sonuçlarını özetleyen ilgili bir sunum çalışması yapılmalı, gerekli değişiklikler

ÇEVRE DOSTU

ETKİN MALİIYET

SOSYAL UYGUNLUK

Sürdürülebilirlik


68

UZAKTAN OKUMA TEKNOLOJİLERİ

Gökhan YANMAZSiemens San. ve Tic. A.Ş.

ÖZET

Özelleştirmeler Türkiye’nin ekonomik yapısında ciddi değişikliklere neden olmakta ve enerji dünyasına yeni sermaye gruplarını kazandırmaktadır. Yatırımların geriye dönüşü ise aynı hızda olamamaktadır. Enerji üretiminden son kullanıcıya ulaşmasına kadar oluşan döngüde ölçümleme önemli bir kriterdir. Ölçümleme için uzaktan okuma anahtar kelime haline geliyor. Ucuz ve hızlı uygulaması nedeniyle mobil teknolojiler GSM/GPRS büyük bir avantaj sağlamaktadır. Uzaktan okuma yapan birimlerin artması, mobil şebekelerin fiziksel sınırlarına kadar zorlamakta ve yeni uygulamalar ve ölçümlemelerin önü kapatılmaktadır.

Yalnızca okuma değil, okunmuş olan bilgilerin analizi, değerlendirilmesi, anlaşılır veri haline getirilmesi ayrı bir IT uzmanlığı doğurmaktadır. Değişik idarelerin özel sistem tasarımı ise milli kaynakların boşuna harcaması ve karmaşıklaşmasına neden olması kaçınılmazdır. Tek altyapı kullanarak birden fazla sistem okunabilmekte, kontrol edilebilmekte ve anlamlı veri haline sokabilmektedir. Sadece sayaç değil, sensörler (ısı, kontakt vb.) bütün olarak bir araya gelerek uzaktan okunur.

Bu bildirinin amacı, enerji sektörünün IT ile tam anlamıyla kaynaştığını göstermek ve değişik iletişim teknolojilerinin enerji sektörü için ürettiği çözümleri tanıtmaktır.

DEĞİŞEN ENERJİ TRENDLERİ

Enerji altyapısı son yıllarda ciddi değişiklikler yaşamaktadır. Üretim çeşitliliği artarken, yapısı da değişmektedir. İletim teknolojileri daha yüksek değerlerde taşınırken, “Yüksek Gerilimli Doğru Akım” (HVDC) en önemli trendlerden biri iken, uzaktan “akıllı” okuma dağıtım alanında diğer önemli bir trend olmaktadır. Dağıtım şebekelerinde tek yönlü enerji dağıtımı çift yönde işleyen ve tüketirken üreten son kullanıcıları bize tanıştırdı.

Teknolojilerin yanı sıra toplumsal mega trendler de enerji dünyasını zorlamaktadır.

Birleşmiş Milletler’de yapılan projeksiyonlarda 2020 yılında dünya nüfusunun 7.5 milyar olacağı ve bunun % 60’ından fazlasının şehirlerde yaşayacağı, 2025’e kadar ise 27 tane mega kent (nüfusu 10 milyondan fazla olan) oluşacağı öngörülmektedir. Bu artışlar şehirlerdeki tüketimi artırmakla beraber, dağıtım şebekelerinde ciddi sıkıntıları da beraberinde getirecektir.

Artan enerji gereksinimi, giderek azalan doğal kaynaklardan sağlanmaktadır. Geçen yüzyılda sınırsız olarak görünen akaryakıt,

kömür vb. fosil yakıtlardan sağlanıyordu. Bugün için akaryakıt ve gaz kaynaklarının % 70’i toplam sayısı 5’i geçmeyen ülkelerde bulunmaktadır. Toplum medenileştikçe, modern yaşama alıştıkça daha çok enerji kaynağı kullanmakta ve bu ülkelerde oluşabilecek en ufak değişiklik fosil yakıtlarda ani fiyat değişimlerine ve paralelinde de toplumda ciddi etkilere neden olmaktadır (artan fiyatlar, kaynak erişim sıkıntıları, kesintiler vb.).

Doğa da kendisini beklentileri bitip tükenmeyen insandan korumaya çalışıyor. Artan sera gazları, iklim değişiklikleri vb. çevre faktörleri geçen yıllarda enerji sağlama tarzımızı değiştirmemiz gerektiğini anlattı. Artık “Yeşil” ve “Temiz” enerji arayışı her geçen gün artmaktadır.

Yukarıda anlatılan tüm bu değişimler enerji şebeke yapısını, üretimden tüketimine kadar ciddi değişikliklere neden olmaktadır.

ELEKTRİĞİN “YENİ ÇAĞI”

19. yüzyılda tanıştık “elektrik”le ve bugüne kadar ciddi değişimler yaşandı. Elektriğin ilk çağında toplumlar elektrik enerji kaynağına yakın yerleşmekteyken, büyüyen şehirler ve yetmeyen kaynaklar nedeniyle üretim ve iletim tarzı farklılaştı.

Elektriğin “Yeni Çağı” tüketicilerin aslında birer üretici olabileceği savı ile ortaya çıkmıştır. Güneş panelleri, yakıt hücreleri, ısı kaynaklarından buhar türbinleriyle elde edilen enerji yeni bir tanımı ortaya atmıştır: “Prosumer” yani “Üreten Tüketici”. Eskiden tek yönlü olan dağıtım şebekeleri çift yönlü, tek yönlü olan sayaçların çift yönlü olma zorunluluğunu getirdi. Yenilenebilen enerji kaynakları, çift yönlü enerji akışı, yükü önceden tahmin etme ve üretim planlamaları “Yeni Çağı” anlatmaktadır. Kaynakların sınırsız olmadığı bilinci, planlı, tüketici alışkanlıklarını değiştirmeye yönelik cazibe merkezleri tasarlanması hep bu dönemin ürünleridir.


69

AKILLI ŞEBEKE VE BİLİŞİMİN KAYNAŞMASI

Son yıllarda “akıllı” şebeke enerji ile anılmaktadır. Birçok ortamda farklı tanımlansa da, uzaktan şebekeyi yönetebilme, analiz edebilme ve raporlayabilme ortak yararlar görünmektedir.

Akıllı şebekelere ilk adım olarak uzaktan sayaç okuma görünmektedir. Sadece elektrik değil, gaz, su, atık su hizmetleri, kısaca sayaçla okunabilen tüm hizmetler tek platform üzerinden okunabilir, tasnif edilebilir ve bir sonraki aşamaya (faturalandırma, rapor, analiz vb.) taşınabilir.

Şebekelerin yönetiminde bilişim teknolojileri her geçen gün daha çok kullanılmasıyla beraber sayaç okuma sistemi, enerji kuruluşlarının bilişim sistemine (SCADA, abone yönetimi, talep yönetim sistemleri, faturalandırma, varlık yönetimi) entegre edilmiştir.

Bilgilerin eskisinden daha hızlı ve hatasız olarak okunması tüketiciye güven aşılar, enerji üreten ve dağıtan kurumlar daha verimli çalışma fırsatını elde etmektedir.

BUGÜNÜN UZAKTAN OKUMA ÇÖZÜMLERİ

Daha önce tek idarenin bilgileri okunurken, yeni nesil uzaktan okuma sistemleri çok sayıda idarenin bilgilerini okuyabilmekte ve daha az kaynakla daha fazla bilgi toplama olanağını sağlamaktadır.

Basit bir örnek üzerinde fikir yürütelim: Bir hanede elektrik, su ve gaz tüketimini ölçen üç farklı idarenin sayaçları bulunsun. Her sayaç sayısal olması durumunda ortak haberleşme bağlantısından, örneğin elektrik sayacı hem kendi sayaç bilgilerini hem de diğer sayaçların bilgilerini bağlı bulunduğu merkeze iletebilir. Bazı durumlarda veri yoğunluğunu azaltmak amacıyla “Konsantratör”ler kullanılmaktadır.

Bilgileri alan merkez, veri paketinin içinden her idareye isteği üzerine “Ham Veri” olarak bilgileri aktarmaktadır. İdareler kendi aralarında anlaştıkları bir bedel üzerinden muhasebeleşmektedir. Bu sayede gereksiz yere ayrı şebekeler, modemler, kartlar, bağlantıları bina için kablajlar vb. ile ilgilenmek durumda kalmazlar. Telekom operatörü ise daha az kritik kaynağını (hat kapasiteleri vb.) kullanır.

Merkezdeki veriler ise faturalandırma, envanter/demirbaş, Coğrafi Bilgi Sistemi, SCADA, Saha Ekip Yönetim Programı vb. bilişim sistemleriyle bilgi paylaşımına girer.

Son kullanıcı ise hem evinde bulunan bir panel üzerinden evindeki tüketimleri izleyebilir, analiz ettirebilir ve önlem almasında yardımcı olabilir, hem de herhangi bir bilgisayar ve tabletten de bu bilgilerini internet ortamında izleyebilmektedir.

Tüm bu çözümde bilişim teknolojileri ortaya çıkmaktadır ve eski alışkanlıkların değişmesine yol açmaktadır.

Günümüzde uygulanabilen sayaç okuma ve yönetim sistem yapı taşlarını aşağıdaki şekilde görülebilir.

Müşterilerden daha fazla bilgi alabilmek için sahada daha fazla bilgi alınmalıdır. Gelen bilgi miktarı ise saha hakimiyetini sağlayacağından eskiden kullanılan birkaç kbps (kilo bit per second) yeterli gelmemektedir.

İLETİŞİM TEKNOLOJİLERİ

Akıllı şebeke yapısında değişik iletişim teknolojileri kullanılmaktadır. Ortam koşullarında bağlı olarak çoğu zaman tek çözüm yeterli olmamakta ve karma iletişim altyapıları kullanma zorunluluğu ortaya çıkmaktadır.

Sahadan toplanacak bilgiler enerji kalite sistemlerinde, kontrol merkezinde, sayaç yönetimi, varlık süpervizörlüğü gibi yapı taşlarında veriler değerlendirilir.

Tüm bu teknolojiler sahada bulunma miktarına ve performansına bağlı olarak yeniden değerlendirilmelidir.

Kullanım amacına bağlı olarak bant genişliğinin ne kadar kritik olduğu belli olmaktadır.

Ev Otomasyon ağı sayesinde tüketiciyeseçme olanağı sağlanır / Tercihler

Gaz , Elektrik ve Su

Haberleşme

Internet Enerji Bilgi Hizmetleri

Akıllı Sayaç Sistem Arka Ofisi

Kuruma Sayaç Veri

Yönetimi (MDM)

için arayüzler sağlanır

Ev içi Enerji Kontrolü

KULLANIM GEREKSİNİMLERİ

Uygulamalara göre gereksinimler değişiklik göstermektedir. Bunların arasında güvenlik, bant genişliği güvenirliği, gecikme ve kesintisiz güç kaynağı gibi gereksinimler sayılabilir. Uygulamalar gerilim seviyesine göre de farklılık göstermektedir. Alçak gerilim ve orta gerilim akıllı şebekeler için öncelikli olmaktadır.

Sahada bulunan ‘Alçak Gerilim’ uygulamalar özet olarak:• Uzaktan Sayaç Okuma • Doğrudan Yük Kontrolü• Gerçek Zamanlı Fiyatlandırma• E-Araç Şarj Altyapısı• Uzaktan Sayaç Okuma Şebeke Yönetimi • Uzaktan Hizmete Bağlanma ve Kesme• Talep Karşılama

Sahada bulunan ‘Orta Gerilim’ uygulamalar özet olarak:• Otomatik Fider Anahtarlanması• Hata Akım Endikasyonu

Uygulamalar Gereksinimler (kaynakça: UTC den NBT RFI ye yanıtlar, Temmuz 2010) Güvenlik Bant Genişliği Güvenlik Gecikme Kesintisiz GK Otomatik Sayaç Okuma (OSOS - AMR) Yüksek 14 -100 kBps / Nokta 99.0 - 99.99 % 2000ms 4 saatte kadar

Doğrudan Yük Kontrolü (DLC) Yüksek 14 -100 kBps / Nokta 99.0 - 99.99 % 2000ms 4 saatte kadar

Gerçek Zamanlı Fiyatlandırma Yüksek 14 -100 kBps / Nokta 99.0 - 99.99 % 2000ms 4 saatte kadar

Dağınık Üretim Yüksek 9.6-56 kBps 99.0 - 99.99 % 300-2000ms 1 saatte kadar

Kişisel Elektrikli Araçları Şarj etme (evlerde / İstasyonlarda)

Orta 9.6-56 kBps 99.0 - 99.90 % 2000ms - 5 minutes 1 saatte kadar

AMI Şebeke Yönetimi Yüksek 56 - 100 kbps 99.00% 1000-2000ms 4 saatte kadar

Uzaktan abone bağla / kes Yüksek 56 - 100 kBps 99.00 % 500-5000ms 0 saat

Talep Yönetimi Yüksek 56 kbps 99.00% 2000 ms 0 saat

ÖZET YÜKSEK Birkaç 100kBps 99% – 99,99% 300ms 4 saate kadar

Bant genişlik beklentileri düşük, güvenlik ve gecikme beklentileri orta derecede


70

• Gerilim ve Akım Kontrolü• Kesinti ve Arıza Yönetimi• Transformatör Yönetimi• Dağıtım Sistemleri Varlık Yönetimi • Acil Duruma Yanıt (ses ve veri)• İş Gücü Otomasyonu

Alçak gerilim konu başlıklarında dikkat çeken nokta, güvenlik beklentisi yüksek, iletişim ortamı birkaç 100 kbps, güvenilirlik % 99.99’a kadar bekleniyor; gecikme en fazla 300 ms ve kesintisiz güç kaynağının 4 saatte kadar olması gibi gereksinimler ortaya çıkmaktadır.

Orta gerilim konu başlıklarında ise dikkat çeken nokta, güvenlik beklentisi aynı alçak gerilimdeki gibi yüksek, iletişim ortamı mega bit seviyesine yükselmektedir. Güvenirlik % 99.999’a çıkmakta, gecikme en fazla 300 ms ve kesintisiz güç kaynağının 72 saatte kadar olması gibi gereksinimler ortaya çıkmaktadır.

GEREKSİNİMLERE CEVAP VERMEK

Uzaktan okuma sistemlerinde (ör. sayaç okuma) beklentilere cevap verebilmek bugün için yaygın olarak kullanılan GPRS (maks. 4 x 14,4 kbps) veya düşük hızlı kiralık hatlarla yol almak uzun vadede olanaksız. En az bir kaç 100 kbps (alçak gerilim) ve birkaç Mbps (Orta Gerilim) sağlayabilecek teknolojiler kablo bakır için en az DSL, AG enerji iletim hatları, fiber optik hatlar (Metro Ethernet hatları), kablosuz ortamda ise 3G (UMTS), WiMAX dikkate alınmalıdır.

Veri yoğunluğuna bakıldığında saha bilgileri belirli bir noktaya konsolide edilerek, büyük veri paketleri bir üst düzey iletişim ortamına; örneğin metro ethernet üzerinde kontrol merkezine bağlanması daha uygun olacaktır.

Tek idare yerine birden fazla idarenin sayaç bilgileri sahadan alınacaksa, mevcut yaygın kullanılan sistemler yetersiz kalacaktır. Ayrıca son kullanıcı tarafında ortak haberleşme sistemi oluşturulmalıdır.

SAYAÇTAN FAZLASI

Uzaktan okumanın hep sayaçlar için yapılacağı varsayılıyor. Bunun dışında başka okuma gereksinimleri oluşturulmuyor mu?

Net bir ifade ile çok daha büyük bir dünya var. Sayacı okuyan kurum, doğru iletişim altyapısı olması halinde okuma alanındaki tüm verileri izleyebilir, okuyabilir, algılayabilir, iletilebilir ve kontrol merkezlerinde değerlendirebilir; kısaca komple bir telemetri sistemi oluşturabilir.

Sayaç yanında alan içindeki ısı, kontak, aydınlatma vb. çevre konuları aynı hattın üzerinde okunabilir. İletişim altyapısı tam performans sağlamak için yeterli bant genişliği gerekecektir.

Diğer bir konu başlığı ise profiller. Son kullanıcı profilleri zamanında görebilmek için ya küçük data paketleri çok sık, ya da büyük data paketleri daha az miktarda iletilir. Her türlü durumda hızlı ve bant genişliği yeterli sistemler gereksinimi doğacaktır.

HEDEF AKILLI ŞEBEKE İSE…

Uzaktan okuma için iletişim yatırımları planlarken akıllı şebekeye gidişatı da düşünerek amaca uygun altyapı tasarlanmalıdır.

En doğru yaklaşım, olabildiğince, neredeyse sınırsız kapasitesiyle fiber optik altyapıdan yararlanmak olacaktır.

Hatalı yatırımın geriye dönüşü ciddi gelir kayıplarına neden olacağı unutulmamalıdır.

SUMMARY

The Liberalization process in Turkey, causes very quickly different opportunities for economy and also electricity environment. Nevertheless the return of investment (ROI) isn’t that quick. The chain from production to the end customer must be monitored with care.

Remote reading is the key for monitoring. The cheapest and fastest way to get to the reading point with mobile technologies is assumed as GSM/GPRS infrastructure. With increasing number of applications through the mobile infrastructure, limits of the system will be forced and new opportunities can’t accelerate as expected even stopped.

Not only the acquiring of data, also the analyze and the understanding of already acquired data, born a new IT profession. To get to those data a lots of governmental and private organization uses multiple infrastructures and causes a heavy loss of capital. The more the system amounts increases, the more complex they get.

Using one single infrastructure to acquire all the data, control the data and analyze these data is the key for future. Not only metering also different type of censors (heat, contact etc.) may also be remotely monitored.

Aim of this bulletin is to show that IT and Energy migrate together and the usage of different communication technologies will offer new opportunities.


71

SUBSTRATE FEED OPTIMIZATION AND CONTROL OF AGRICULTURAL BIOGAS PLANTS

Daniel GAIDACologne University of Applied Sciences, Department of Automation & Industrial IT

Peter KERNCologne University of Applied Sciences, Department of Automation & Industrial IT

Christian WOLFCologne University of Applied Sciences, Department of Automation & Industrial IT

Michael BONGARDS*Cologne University of Applied Sciences, Department of Automation & Industrial IT*Corresponding author, university professor

Gül YILDIRIMCologne University of Applied Sciences, Department of Automation & Industrial IT

ABSTRACT

In Germany energy production from biogas plays a major role in renewable gross energy production. Therefore, optimization of biogas plant operation is crucial so that this technology becomes economically and ecologically beneficial. In this paper we present how biogas plant operation can be optimized using innovative online-measurement systems as well as model-based substrate feed optimization and control methodologies. Fostering the research in both areas, an online closed-loop substrate feed control becomes possible and therefore contributes to the optimization of biogas plant operation.

INTRODUCTION

Anaerobic digestion is a process by which biomass is converted to biogas, which mainly consists of methane (CH4), carbon dioxide (CO2) and hydrogen (H2). In biogas plants this process is used to produce energy by either burning the biogas in cogeneration units and supplying the electrical energy to the national grid or by the processing of biogas to natural gas quality for supply to the local gas distribution system [1, 2].

In spite of the steadily increasing number of biogas plants in Germany (see Figure 1), it becomes more and more difficult to assure sustained efficient plant operation. Rising prices for available biomass, which are caused by an increasing demand,

force operating companies to improve process efficiency in terms of higher biogas production and quality.

Taking into consideration current developments in the biogas sector, intelligent, efficient control and optimization systems are needed more than ever to improve plant operation and thus plant efficiency. Figure 2 clearly indicates that larger biogas plants (with an energy production above 300 kW), in particular, suffer from inefficient plant operation. More than 30% of the plants true potential remains unused[3].

In Germany the different versions of the Renewable Energy Sources Act (EEG) clearly have influenced the biogas market in Germany over the years. Until now electrical energy produced from biogas was only dedicated to meet the base load of electrical energy consumption. But the current version 2012 of the EEG introduces the possibility to produce electrical energy on demand, by connecting biogas plants together to create large virtual power plants[6]. To efficiently manage power production of such a plant network two things are necessary: continuous knowledge about stability and process conditions of each plant and a joint network control using advanced control algorithms.

As control actions can be merely as good as the information, on which they are based, good online-measurement systems for close process monitoring are necessary. This implies the installation of measurement devices and the use of complex models of the anaerobic digestion process to observe important variables of biogas plants.

Figure 1. Development of the number of biogas plants and the total installed electric output in megawatt [MW] (as of 11/2011) in Germany[4].

Figure 2. Comparison of the degree of capacity utilization of 70 biogas plants[5].


72

INNOVATIVE ONLINE-MEASUREMENT SYSTEMS & DATA ANALYSIS

The use of powerful computational intelligence and data analysis methods in conjunction with new and existing online-measurement and advanced control systems allows the development of highly sophisticated and robust systems for efficient process monitoring and optimization.

In various national projects advanced measurement devices such as UV/vis spectroscopy, TS, pH and redox potential sensors were applied to observe key variables inside biogas digesters[7, 8].

UV/vis spectroscopyThe monitoring of organic acid concentrations is one of the key parameters for process stability in biogas plants as high concentrations lead to acidification of the anaerobic biology and consequently a collapse of biogas production. The availability of UV/vis spectroscopy, which uses ultraviolet light (200nm - 750nm), offers a new approach to measuring organic acid concentrations indirectly and online[9]. By employing powerful feature extraction and classification methods, organic acid concentrations can be predicted from the absorption spectra measurements taken from diluted fermentation sludge. As the use of UV/vis spectroscopic probes is well established in the wastewater sector for the online-measurement of the Chemical Oxygen Demand (COD) in sewage systems and wastewater treatment plants, these probes have proven to be extremely robust, requiring less maintenance than alternative technologies[10]. The main problem for the application on biogas plants is the high concentration of organic acids in the substrate and also the relatively high concentration of solids. Due to the fact, that total solids (TS) concentration in biogas digesters can be up to 20 % FM, a direct measurement of the absorption of the substrate at different wavelengths is not feasible, as the

1 mm gap width of the UV/vis probe (S::CAN spectro::lyser) is easily soiled. For this reason, it is necessary to build up a special dilution system for the fermentation sludge. Thus, an automated sample preparation and dilution system has been developed (see Figure 3) that addresses these issues and which is installed on an industrial biogas plant near Gummersbach, Germany. In this case, water from fermentation sludge dewatering is used for online-measurements, as organic acids are mainly present in the liquid phase of the sludge.

Using classification methods, such as Support Vector Machines (SVM), a pattern between spectroscopic fingerprints of the liquid and its organic acid concentration was found. Results showed that an accurate prediction of organic acid concentration ranges can be obtained with SVM-based classifiers, with classification rates in excess of 87 % achieved on independent test data[7]. This online-measurement is an enormous improvement over the common methodology to measure organic acid concentration, which is analyzing probes in the lab.

TS, pH and redox potentialFigure 4 shows pH, redox and total solids sensors installed on an agricultural biogas plant in Germany. They are installed in the central pumping station of the biogas plant, which has the advantage that this area is not subject to explosion hazards. Due to their location these sensors can measure these three important process values of liquid substrate feeds such as manure as well as fermentation sludge recirculating between the fermenters. A test over several years of these sensors revealed that they are robust enough to measure those important process values quite accurately, when they are recalibrated regularly[11]. The improvement of using such online-measurement systems over the conventional laboratory

Figure 3(a). UV/vis-probe with 1mm gap width.

Figure 3(b). Complete layout of the measurement system.

Figure 3(c). Online-measurement in progress.

Figure 4. (c) Redox sensor, slightly used.

Figure 4. (a) pH and redox sensor installed in a bypass of the central pumping station of a biogas plant.

Figure 4. (b) TS sensor installed in a bypass of the central pumping station of a biogas plant.


73

analysis is that these values are monitored continuously and that there is no time lag between taking probes and getting results. As a change in the two process variables pH value and redox potential immediately visualize a problem in the digestion process, now the plant operator has the opportunity to counteract immediately on the biogas plant operation scheme[12].

The measurements of organic acid, TS and pH are not only important to monitor, but are also useful to calibrate complex anaerobic digestion models, which can then be used to predict the future behaviour of the biogas plant.

MODELLING & SIMULATION

Biogas plant simulation models are valuable as tools for learning about and understanding the complex behavior of anaerobic digestion processes and also as platforms for developing and testing new optimization and control strategies. To be of value for the latter, models have to adequately capture the different fermentation phases and inhibition factors as well as the fermentation process dependencies on internal and external influences that are responsible for non-linear plant behavior. In 2002, the Anaerobic Digestion Model No. 1 (ADM1)[13], developed by the IWA (International Water Association) for anaerobic digestion, was introduced. The ADM1 is a very popular and the most complex mathematical model to simulate the anaerobic digestion process (for a review see[14]). It is a structured model incorporating disintegration and hydrolysis, acidogenesis, acetogenesis and methanogenenesis steps. Therefore it offers the features mentioned above through its detailed representation of the various biochemical mechanisms involved. Recent work has shown that using this model full-scale agricultural biogas plants can be reliably modeled[15–17].

The availability of a validated simulation model allows powerful Computational Intelligence (CI) methods such as Particle Swarm Optimization (PSO)[18] and Genetic Algorithms (GA)[19] to be used to estimate optimal operating parameters for the biogas plant. The application of these powerful population based optimization procedures is only feasible with a simulation model because testing many different operating parameters at full-scale biogas plants is difficult and often not practical. For example, varying substrate feed parameters can affect process stability and cause extreme situations that are difficult to recover from.

SUBSTRATE FEED OPTIMIZATION

The optimization of the substrate feed with regard to its flow rate (throughput) and composition is a highly non-linear and complex optimization problem which cannot easily be tackled using conventional optimization techniques. CI methods such as Genetic Algorithms and Particle Swarm Optimization, however, are perfectly suited to this task. GAs and PSO are both methods, designed to search among a collection of possible solutions for a designated solution. The most distinguishing characteristic of these CI methods, compared to analytic optimization methods, is that they have been developed to emulate natural highly non-linear phenomenons. In the case of GAs the inspiring natural example is genetic evolution while in the case of PSO it is the emergent complex patterns observed in the collective movement of many species (e. g. bird flocking, animal herding and fish schooling).

A major strength of these methods is their global search capability. This allows a large search space to be explored and can lead to novel solutions that would normally not be considered.

The criteria to be optimized are defined in a so-called ‘fitness function’. Here, this fitness function is defined to be a weighted sum of the net income (income from selling electrical and thermal energy minus the operating energy and substrate costs) and a number of operating stability constraints. The constraints considered include a limit on the pH value inside the digesters, a maximum dry matter content of the substrate mixture, a maximum FOS/TAC value and a minimum methane fraction of 50 % inside the produced biogas.

In Figure 5 a result of a substrate feed optimization scenario with respect to the fitness function is visualized. In this scenario the substrate feed of a full-scale agricultural biogas plant of 750 kW was optimized. The standard substrate feed of this plant is a mixture of maize silage and manure. Optimization showed that using grass silage as additional substrate the same amount of methane can be produced but with less substrate costs.

Figure 5. Substrate feed optimization results for a full-scale agricultural biogas plant.

The results showed that it is possible to find the optimal substrate feed for long-term operation of biogas plants and therefore to optimize biogas plant operation. This method is an optimal open-loop substrate feed control, because the substrate feed is not corrected automatically in case a mismatch between predicted and real plant behavior occurs. Thus, a consequent continuation of this method is to implement a closed-loop substrate feed control as is presented in the following section.

CLOSED-LOOP SUBSTRATE FEED CONTROL

Using standard closed-loop control methods, such as PID control, the optimization of a complex fitness function, such as the one defined above, is very difficult because the anaerobic digestion process is very complex and nonlinear. Therefore we use Model Predictive Control (MPC) techniques for a closed-loop control of the substrate feed, which uses the model of the process to predict the optimal sequence of substrate feeds[20]. As the anaerobic digestion process is nonlinear Nonlinear MPC (NMPC) is used to exploit the full knowledge available of the process to forecast optimal substrate feeds. In Figure 6 a standard NMPC control loop is sketched, which visualizes the developed optimal substrate feed control. In comparison to MPC the analytical optimization method used in MPC is replaced by a CI method, such as PSO or GA,


74

because the optimization problem at hand is much more complex as in MPC due to the nonlinearity of the developed model of the biogas plant. The state estimator in Figure 6 is needed to estimate the current state of the biogas plant ˆ kx out of the current substrate feed

opt,ku and the measurements ky available. In this case this is done using a supervised learning algorithm which learns a pattern between measurements and the corresponding state of the biogas plant[21].

Figure 7 shows the evolution of the fitness for an algorithm test of the NMPC over a simulated period of 100 days. Here the controlled biogas plant is the same model as is used by the NMPC for prediction. The individual points (squares) plotted in Figure 7 represent the simulations performed in the constrained optimization problem over the prediction horizon.

The simulations are started at a substrate feed composed out of 30 m³/day maize silage, 15 m³/day manure and 3 m³/day manure solids, the latter is not visualized. It can be seen that the plant’s operating state was poor in the beginning (warm colors) but improved as the controller drove the plant towards an optimal solution (cold colors). In practical terms the improvement from ‘bad’ to ‘excellent’ achieved by the NMPC represents an additional gain of about 650 €/day for the biogas plant operator[22].

CONCLUSION

In this paper it was shown that combining sophisticated Computer Science algorithms, namely Computational Intelligence methods, with innovative measurement devices, it becomes possible to face the challenges of energy production from biogas in the near and distant future.

The next steps of the research group will be the further improvement of the anaerobic digestion model[23, 24] and the application of the NMPC control system on a real biogas plant.

REFERENCES

[1] L. Appels, J. Baeyens, J. Degrève, and R. Dewil, “Principles and potential of the anaerobic digestion of waste-activated sludge,” Progress in Energy and Combustion Science, vol. 34, no. 6, pp. 755-781, 2008.

[2] J. B. Holm-Nielsen, T. Al Seadi, and P. Oleskowicz-Popiel, “The future of anaerobic digestion and biogas utilization,” Bioresource Technology, vol. 100, no. 22, pp. 5478–5484, 2009.

[3] C. Wolf, S. McLoone, and M. Bongards, “Biogas Plant Control and Optimization Using Computational Intelligence Methods,” at - Automatisierungstechnik, vol. 57, no. 12, pp. 638–649, 2009.

Figure 6. NMPC feedback control system for optimal substrate feed control of biogas plants.

Figure 7. Overall fitness of the evaluated substrate optimal control estimation process using NMPC.

[4] Fachverband Biogas e.V, Biogas Segment Statistics 2011. Development of the number of biogas plants and the total installed electric output in megawatt [MW] (as of 11/2011). Available: http://www.biogas.org/edcom/webfvb.nsf/id/DE_Branchenzahlen (2012, Mar. 12).

[5] Schmitz, Landwirtschaftskammer NRW (Chamber of Agriculture for North Rhine Westphalia) (2004).

[6] “Gesetz zur Neuregelung des Rechtsrahmens für die Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (Act revising the legal framework to promote electricity from renewable energy sources),” in Bundesgesetzblatt, 2011, pp. 1634–1678.

[7] C. Wolf, D. Gaida, A. Stuhlsatz, T. Ludwig, S. McLoone, and M. Bongards, “Predicting organic acid concentration from UV/vis spectrometry measurements - A comparison of machine learning techniques,” Transactions of the Institute of Measurement and Control, 2011.

[8] C. Wolf, M. Bongards, and A. Sander, “Online-Messtechnik optimiert Biogasanlagen und Faultürme (Online measuring technology optimises biogas plants and digestion towers),” WWT-Wasserwirtschaft Wassertechnik, no. 4, pp. 8–16, 2011.

[9] C. Wolf, D. Gaida, A. Stuhlsatz, S. McLoone, and M. Bongards, “Organic Acid Prediction in Biogas Plants Using UV/vis Spectroscopic Online-Measurements,” in LSMS / ICSEE 2010: CCIS 97, Berlin Heidelberg: Springer-Verlag, 2010, pp. 200–206.

[10] M. Bongards, T. Hilmer, and P. Kern, “Online-Konzentrationsmessung in Kanalnetzen - Technik und Betriebsergebnisse,” Forschungsbericht der Fachhochschule Köln (research report Cologne University of Applied Sciences), 2007.

[11] C. Wolf and M. Bongards, “Modellbasierte Prozessoptimierung von Biogasanlagen (MOBIO) (Model-based process optimisation of biogas plants),” final report, Cologne University of Applied Sciences & PlanET GmbH, 2010.

[12] C. Zimmermann, M. Baalmann, and K. Wulfert, Prozesskontrolle und Anlagenführung landwirtschaftlicher Biogasanlagen durch dynamische Betriebsweise (Process control and operation of agricultural biogas plants by dynamic mode of operation). Bremen, 2003.

[13] D. J. Batstone, J. Keller, I. Angelidaki, S. V. Kalyuzhnyi, S. G. Pavlostathis, A. Rozzi, W. T. M. Sanders, H. Siegrist, and V. A. Vavilin, Anaerobic Digestion Model No.1 (ADM1). London: IWA Task Group for Mathematical Modelling of Anaerobic Digestion Processes, IWA Publishing, 2002.


75

[14] D. J. Batstone, J. Keller, and J. P. Steyer, “A review of ADM1 extensions, applications, and analysis: 2002 - 2005,” Water Science and Technology, vol. 54, no. 4, pp. 1-10, 2006.

[15] M. Lübken, M. Wichern, M. Schlattmann, A. Gronauer, and H. Horn, “Modelling the energy balance of an anaerobic digester fed with cattle manure and renewable energy crops,” Water Research, vol. 41, no. 18, pp. 4085-4096, 2007.

[16] D. I. Page, K. L. Hickey, R. Narula, A. L. Main, and S. J. Grimberg, “Modeling anaerobic digestion of dairy manure using the IWA Anaerobic Digestion Model No. 1 (ADM1),” Water Science and Technology, vol. 58, no. 3, pp. 689-695, 2008.

[17] K. Koch, M. Lübken, T. Gehring, M. Wichern, and H. Horn, “Biogas from grass silage-Measurements and modeling with ADM1,” Bioresource Technology, vol. 101, no. 21, pp. 8158-8165, 2010.

[18] M. Clerc, Particle swarm optimization. London: ISTE, 2006.[19] M. Mitchell, An introduction to genetic algorithms, 1st ed.

Cambridge, Mass: MIT Press, 1998, c1996.[20] R. Findeisen and F. Allgöwer, “An introduction to nonlinear

model predictive control,” in 21st Benelux Meeting on Systems and Control, 2002.

[21] D. Gaida, C. Wolf, C. Meyer, A. Stuhlsatz, J. Lippel, T. Bäck, M. Bongards, and S. McLoone, “State Estimation for Anaerobic Digesters using the ADM1,” in International IWA-Symposium on Anaerobic Digestion of Solid Waste and Energy Crops, 2011.

[22] D. Gaida, A. L. Sousa Brito, C. Wolf, T. Bäck, M. Bongards, and S. McLoone, “Optimal Control Of Biogas Plants Using Nonlinear MPC,” in ISSC 2011, 2011.

[23] M. Schlattmann, “Weiterentwicklung des Anaerobic Digestion Model (ADM1) zur Anwendung auf landwirtschaftliche Substrate (Further development of Anaerobic Digestion Model (ADM1) for application on agricultural substrates),” Dissertation, Lehrstuhl für Agrarsystemtechnik, TU München, München, 2011.

[24] U. Zaher, R. Li, U. Jeppsson, J.-P. Steyer, and S. Chen, “GISCOD: General Integrated Solid Waste Co-Digestion model,” Water Research, vol. 43, no. 10, pp. 2717–2727, 2009.

[25] C. Wetter, “Ökologische und ökonomische Optimierung von bestehenden und zukünftigen Biogasanlagen (Ecological and economical optimisation of existing and future biogas plants),” Apr. 2011.

[26] Christian Wolf, “Entwicklung und experimentelle Überprüfung eines Simulationsmodells zur regelungstechnischen Optimierung landwirtschaftlicher Biogasanlagen (Development and experimental verification of a simulation model for regulatory optimisation of agricultural biogas plants),” Diploma thesis, AIT, Cologne University of Applied Sciences (Campus Gummersbach), Gummersbach, Germany, 2005.

SUMMARY

In Germany the overall goal for eco-friendly energy production from renewables defined in the new Renewable Energy Sources Act (EEG 2012) requires that at least 35 % of the electrical energy demand should come from renewables in 2020 [6]. According to these numbers eco-friendly energy production from biogas will and has to play a major role to achieve this ambitious target for renewable gross energy production. Therefore, optimization of

biogas plant operation is crucial to make energy production from biogas a sustainable and competitive technology in the long run [25]. Furthermore, high fluctuations in the energy market require high flexibility in energy production from biogas plants, so that additional energy can be delivered on demand whenever it is needed. Such flexibility in plant operation can only be achieved through use of advanced control algorithms. As control actions can be merely as good as the information, on which they are based, good online-measurement systems for close process monitoring are necessary. This implies installing measurement devices and to use complex models of the anaerobic digestion process to observe important variables of biogas plants. In various national projects we applied advanced measurement devices such as UV/vis spectroscopy, TS, pH and redox potential sensors to observe key variables inside the digester [7, 8]. Using UV/vis spectroscopy the organic acid concentration in the outlet of an industrial biogas plant could be measured reliably [7]. Measuring the TS, pH and redox potential in the bypass of digesters on agricultural biogas plants was also successful [8]. The online measurement of these important process values is very important to be able to detect atypical states immediately and to react according to them. The measurements of organic acid, TS and pH are not only important to observe, but are also useful to calibrate complex anaerobic digestion models, such as the Anaerobic Digestion Model No. 1 (ADM1) [13, 17]. Using modern optimization algorithms and a detailed model of the biogas plant to optimize the substrate feed of biogas plants is an innovative approach to optimize biogas plant operation in general [3]. In two national projects it was possible to improve the substrate feed composition significantly using the stated methods [11, 26]. Additionally, using model-based control algorithms it could be shown that an optimal substrate feed control of biogas plants is possible (Fig. 1) [22]. Combining sophisticated Computer Science algorithms, namely Computational Intelligence (CI) methods, with innovative measurement devices, it becomes possible to face the challenges of energy production from biogas in the near and distant future.

Figure 1. Overall fitness of the evaluated substrate mixes during the optimal control estimation process using NMPC.


76

FIRE FIGHTING SOLUTIONS IN WIND ENERGY SYSTEMS

Hande Topal BIYIKLINorm Teknik Malzeme Ticaret İnşaat San. Ltd. Şti.

ABSTRACT

Increased usage of renewable energy all over the world, fire fighting becomes a requirement for the energy plants. This study includes solutions and recommendations about fire fighting systems in wind energy systems. In wind turbines, the fire occurs in nacelle mostly. The nacelle, recognized as the heart of a wind turbine, contains essential elements such as the generator, gearbox, brakes, control panels, transformer and converter. Total Flooding Gaseous Systems, Total Flooding Water Mist Systems and Compressed Air Foam Systems are the fire fighting systems for wind turbines. Clean agent extinguishing systems are the ideal solution for wind turbines. In case of a fire, the agent reduces the oxygen in the air, as necessary for each combustion process, and extinguishes the fire quickly without leaving any residue behind.

1. RENEWABLE ENERGY

Today, 16,2 % of global final energy consumption comes from renewable energy which comes from natural resources such as sunlight, wind, rain, tides, and geothermal heat.

About 10% of 16%, coming from traditional biomass, which is mainly used for heating, and 3.4% from hydroelectricity. New renewables (small hydro, modern biomass, wind, solar, geothermal, and biofuels) accounted for another 3% and are growing very rapidly. The share of renewables in electricity generation is around 19%, with 16% of global electricity coming from hydroelectricity and 3% from new renewables.

Wind power, hydropower, solar energy, biomass, biofuel and geothermal energy are the main stream forms of renewable energy.

Biomass, as a renewable energy source, is biological material from living, or recently living organisms. Also biomass, is a boiler fuel manufactured by means of a process that includes storing, shredding, classifying and conveying of forest and agricultural byproducts (e.g., wood chips, rice hulls, sugar cane).

As an energy source, biomass can either be used directly, or converted into other energy products such as biofuel which is a type of fuel whose energy is derived from biological carbon fixation.

Geothermal energy is thermal energy generated and stored in the Earth. Thermal energy is the energy that determines the temperature of matter. Earth’s geothermal energy originates from the original formation of the planet (20%) and from radioactive decay of minerals (80%).

Hydropower, hydrokinetic power or water power is power that is derived from the force or potential energy of water, which may be harnessed for useful purposes.

Solar energy can be harnessed in different levels around the world. Depending on a geographical location the closer to the equator the more “potential” solar energy is available. Solar power is the conversion of sunlight into electricity, either directly using photovoltaics (PV), or indirectly using concentrated solar power (CSP). CSP systems use lenses or mirrors and tracking systems to focus a large area of sunlight into a small beam. PV converts light into electric current using the photoelectric effect.

2. WIND TURBINES

2.1. Definition

Wind energy is the kinetic energy of air in motion. Wind power is the conversion of wind energy into a useful form of energy, such as using wind turbines to make electricity, windmills for mechanical power, wind pumps for water pumping or drainage, or sails to propel ships.

A wind turbine is a device that converts kinetic energy of the wind into mechanical energy. If a further conversion into electricity occurs, the machine may be called a wind generator or wind charger.

If the mechanical energy is used directly to do work , as in the case of grinding grain or pumping water, the machine is either a windmill or a wind pump. Developed for over a millennium, today’s wind turbines are manufactured in a range of vertical and horizontal axis types.

Figure 1. Share of renewable energy consumption.


77

2.2. Wind Turbine FiresFire is the second most common cause of accident found in wind turbine systems. Several cases occurred where the housings of wind turbines caught fire.

durch Sicherheit (VdS), and Germanischer Lloyd have developed recommendations, standards or codes of practice for fire fighting systems for wind energy plants. Fire fighting system recommedations and standards takes place in NFPA 850, Reccommended Practice for Fire Protection for Electric Generating Plants and High Voltage Direct Current Converter Station.

3.1. Prevention of Fires in Wind Turbine Generating FacilitiesIn general, the principles outlined in Flammable and Combustible Liquids Codes, should be applied to gearboxes and lubricating oil sumps, pumps, coolers, filters, and associated piping. As a minimum, piping systems supplying flammable and combustible liquids should be designed to minimize hydraulic and lubricating oil piping failures as follows:

(1) If rigid metal piping is used, it should be designed with freedom to deflect with the gearbox, in any direction, at the interface with the gearbox. This recommendation also should apply to hydraulic lines that are connected to accessory gearboxes or actuators mounted directly in the nacelle. Properly designed metallic hose is an alternative for hydraulic and lube oil lines in high vibration areas to allow relative motion between rigid pipe supply lines and manifolds, and at the points of entry at the gearbox and generator interfaces.

(2) Rigid piping connected directly to the gearbox should be sup-ported such that failures will not occur due to the natural fre-quency of the piping coinciding with the rotational speed of the gearbox, drive shaft and hub, and generator. Care should be taken in the design of pipe supports to avoid vibrations induced by other equipment that can excite its natural frequency.

(3) Welded pipe joints are preferred. Threaded couplings and flange bolts in oil piping should be assembled using a torque wrench and torqued to the manufacturer’s requirements. Threaded fittings should have a positive locking device to pre-vent unscrewing.

(4) Instrumentation tubing, piping, and gauges should be protect-ed from accidental mechanical damage. Sight glasses should be listed.

(5) Lubricating oil lines should use “guarded” pipe construction with the pressure feed line located inside the return line. Where guarded pipe construction is not used, piping sleeves should be used to reduce the possibility of oil atomization. All mechan-ical connections should be guarded.

(6) Containment and drainage should be provided so as to mini-mize the spread of oil within the nacelle or externally, which poses a risk to equipment or personnel below.

(7) Fluid piping should be routed below all electrical equipment to preclude leaked fluid dripping on the equipment.

For wind turbine generators, the following monitors and/or trip functions should be provided to safely monitör the operation of wind turbine generators and initiate a safe shutdown of abnormal operating conditions or parameters:(1) Grid disturbance(2) Yaw errors or limits(3) Braking issues(4) Abnormal vibration(5) Overspeed (including wind conditions)(6) Temperature faults(7) Oil condition (gearbox/lubrication and hydraulic)(8) Motor protection(9) Loss of communication between modules or with control center

Since housings are normally out of reach of conventional fire fighting equipments, it is nearly impossible to extinguish such fires without automatic fire suppression systems. In several cases one or more blades were damaged or torn away.

Figure 2a-b. Wind turbine accident.

Table 1. Fire Accidents Occured in Wind Turbines in 2000-2011

Year

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Number 3 2 24 17 15 14 12 21 17 16 9 12

In recent years, increasing of the number of turbines, more accidents occur. Numbers of recorded accidents reflect this, with an average of 6 accidents per year from 1992-06 inclusive; 22 accidents per year from 1997-2001 inclusive; 70 accidents per year from 2002-06 inclusive, and 128 accidents per year from 2007-11 inclusive.

Table 2. Wind Turbine Fire Accidents Compilation in 2011

Date Place

11.01.2011 Villas, New Jersey, USA

31.01.2011 Millsville, Nova Scotia, Canada

10.07.2011 Scurry County, Texas, USA

26.07.2011 Little Rock, Arkansas, USA

03.08.2011 McBain, Missaukee County, Michigan, USA

13.08.2011 Rochdate, Lancashire, England

26.08.2011 Abiline, Texas, USA

21.09.2011 Tomelilla, Southern Sweden

02.10.2011 Wakkanai, Hokkaido, Japan

02.10.2011 Abilene, Texas, USA

09.12.2011 Ardrossan, Ayrshire, Scotland

As shown in Table 2, the wind turbine fires have increased in last years and causes too many economical costs.

3. IDENTIFICATION AND PROTECTION OF HAZARDS FOR WIND TURBINE GENERATING FACILITIES

With increased usage of renewable energy, fire protection becomes a requirement for the energy plants. The United States’ National Fire Protection Association(NFPA), Germany’s Vertrauen


78

(10) Blade angles and battery status

For gearbox lubrication, a listed fire-resistant fluid should be considered. System designs should reflect a design objective to minimize the amount of oil needed and the amount of piping and associated components outside of the gearbox.

Hydraulic control systems should use a listed fireresistive hydraulic fluid. System designs should reflect a design objective to minimize the amount of hydraulic fluid needed and the amount of piping and associated components required.

Electrical power delivery and control systems as well as communications systems, including cabling, wiring, insulation, fans/motors, and cabinetry, should meet the applicable industry design standards for the use intended and duty cycle specified. Such standards should be applied to systems within the nacelle and tower as well as those associated with moving power from the wind turbine units to the grid. As such, this includes power cables and lines, transformers, and power conditioning systems and/or components. Electrical equipment faults are the most likely source of ignition for combustible materials. Electrical equipment should consist of listed arc resistant switchgear.

Transformers are used to step-up the electrical power generated by the generator in the nacelle. These transformers can be located in the nacelle, in the tower, or on pads near the base of the tower. The plant design should include features that address the exposures posed by such transformers and, if the transformers are not dry type or filled with a listed less flammable fluid insulating oil, should take into account transformer location, containment of oil, spacing from other objects, including the tower, and the use of barriers and fixed protection. The same principles should be applied to the step-up transformers used to connect a wind farm to the grid.

The step-up transformer installations should reflect a proper evaluation of the exposure created with respect to other transformers as well as wind farm support structures. Appropriate physical separation should be observed, or barrier walls should be erected, where necessary to control such exposures.

Batteries are frequently employed to provide back-up power in the nacelle and hub of a wind turbine proper, and other support structures (e.g., control rooms). Batteries should be provided adequate ventilation and should be kept clean.

Special-purpose electrical heaters can be used in wind turbine nacelles to provide for oil sump and space heating. These heaters should be listed for the type of use in which they are employed.

Lightning protection for blades, nacelles, towers, power lines, transformers, and support structures should be provided in accordance with International Electrotechnical Commission (IEC).

Materials of construction should be noncombustible or less-flammable materials whenever possible. Such principles should be applied to nacelles, towers, O&M/ control buildings, and other support structures such as relay houses, switchyard control buildings, and power conditioning buildings.High speed brakes (if used) can create a large quantity of sparks.

The use of shield(s) should be considered to isolate these sparks from combustible equipment components and locations where leaked combustible fluids can accumulate.

3.2. Fire Protection For Wind Generating FacilitiesDetermination of the need for fire detection/suppression and associated wind turbine safe shutdown sequencefor wind generating facilities should be based on the facility design and layout, including specific equipment and components used in producing power within the facility. This should be addressed in the Fire Protection Design Basis with regard to the wind turbine and tower as well as power delivery and control circuits. In addition, consideration should be given to the consequences of loss of a wind turbine unit or multiple units as well as the vulnerability of adjacent structures and equipment to damage.

Should the fire protection design basis determines a need for fire detection system(s), the system(s) should be arranged to activate alarms at a constantly attended location or via the provision of remote operator circuits. This applies to nacelles, towers, electrical equipment enclosures, and buildings.

Due to the remote location of the majority of onshore wind generating facilities and the lack of abundant water supplies, the use of water-based fire protection systems is unlikely. For off-shore facilities, the same is true because the construction of pumping and fire water distribution systems would be cost prohibitive. If the design of a particular facility does, however, permit the use of water suppression systems, these systems should follow the general recommendations.

3.2.1. Total flooding gaseous systemsWhere total flooding gaseous systems are used, electrical enclosures, cabinets, or buildings should be arranged for minimum leakage by automatic closing of ventilation dampers and doors, as applicable, and automatic shutdown of fans.

Maintenance and inspection of total flooding gaseous agent systems and interlocked equipment are critical.

For electrical enclosures or cabinetry located in buildings or other such structures, provisions should be addressed for safely removing the gas and potential toxic combustion by-products from these structures following system actuation.

3.2.2. Total flooding water mist systemsWhere total flooding water mist systems are used, the system should be installed in accordance with Standard on Water Mist Fire Protection Systems, and should be listed for the application. The system should be installed in accordance with the manufacturer’s installation procedures.

Electrical enclosures, cabinets, and buildings should be arranged for reduced leakage by automatic closing of doors, ventilation dampers, and automatic shutdown of fans.

The water (and agent) supply should be sized to be capable of providing protection for as long as the hazards above the autoignition temperature exist. The system should be listed and sized for the application.

3.2.3. Compressed air foam systems


79

Where compressed air foam systems are used, the system should be installed in accordance with Standard for Low-, Medium-, and High-Expansion Foam, and should be listed for the application. The system should be installed in accordance with the manufacturer’s installation procedures.

The water (and agent) supply should be sized to be capable of providing protection for as long as the hazards above the autoignition temperature exist. The system should be listed and sized for the application.

3.2.4. Nacelle fire protectionThe need for automatic fixed fire protection within the nacelle of a wind turbine generator should be based on the Fire Protection Design Basis and associated Fire Risk Evaluation. Fire suppression wihtin sealed electrical enclosures and cabinets. A local application system is more appropriate for unseal electrical enclosures and cabinets within the nacelle and tower. Likewise, a local application extinguishing system might be appropriate fort he gearbox lubrication system or hydraulic control system. If used, fire supression capability should be provided for oil piping or any area where oil can flow, accumulate, or spray. Fire extinguishing systems, where provided for hydraulic control equipment, should include protection of reservoirs, pumps, accumulators, piping and actuating systems. Discharge rates and duration should be such that cooling and shutdown occur to prevent re-ignition of the fire. System operation should be arranged to coincide with automatic hutdown of the wind turbine. The positioning of local application nozzles should be such that maintenance access to the wind turbine components within the nacelle is maintained.

4. FIRE FIGHTING SYSTEMS IN WIND TURBINES

The nacelle, recognized as the heart of a wind turbine, contains essential elements such as the generator, gearbox, brakes, control panels, transformer and converter. If a fire breaks out as a result of overheated components, due to failure of electrical components or lightning strikes, the fire can spread easily because the nacelle contains combustible materials, including mineral oils, lubricants, plastics and electrical components. Due to the remote location of most wind turbines, effective intervention can be hampered by long emergency response times. In addition, extreme hub heights often prevent fire fighters from gaining access to the fire. The result is often total loss of the unit and considerable economic consequences

for operators, manufacturers and insurance carriers.

Automatic gas, smoke or heat detectors installed at the relevant critical locations detect a fire at a very early stage. As soon as a detector is triggered, the control panel immediately shuts down the wind turbine and initiates a sequence of pre-programmed procedures. Plus, a number of manual call points are located in the wind turbine. Clean agent extinguishing systems are the ideal solution for wind turbines. In the event of a fire, nitrogen reduces the oxygen in the air, necessary for each combustion process, and extinguishes the fire quickly without leaving any residue behind.

REFERENCES

[1] Natioal Fire Protection Association, NFPA 850, Reccommended Practice for Fire Protection for Electric Generating Plants and High Voltage Direct Current Converter Station, 2010.

[2] Starr.S, “Turbine Fire Protection”,August 2010.[3] Rüegg H. And Arvisson T. Wind turbines fire protection

guideline CFPA-E (Confederation of Fire Protection Associations in Europe), April 2010.

[4] American Wind Energy Association ,”Wind Energy Basics”, 2009.

Figure 3a- 3b. Fire fighting system in wind turbines.


80

CONTINUOUS PROCESS QUALITY MONITORING AND EARLY DETECTION OF FAULTS BY MEANS OF KEY PERFORMANCE INDICATORS IN

POWER PLANT OPERATION

Harald SPLIESSGARDT STEAG Energy Services GmbH

ABSTRACT

Power plants and their components are subject to continuous changes in their operational behaviours. These changes regularly lead to undetected deteriorations of the degree of efficiency of the plant or to seemingly sudden failures of components with economic consequences. In order to avoid such additional costs, the use of statistical methods lends itself to obtain reliable evidence of imminent failures as early as possible through the continuous evaluation of existing performance values.

1. SR::SPC FOR PROACTIVE REPORTING OF CHANGES IN PLANT STATUS

The SR::SPC system has successfully been in practical use in the Lünen power plant of STEAG GmbH over the last two years, and has already alerted to certain changes in plant status that would have been extremely difficult to detect by other means. The system picked up, for example, a change in condenser efficiency rating that had been masked by overlying effects. Additionally, a slow increase in vibration values in a forced draft fan was detected more than three months before the first warning threshold in the control system was exceeded. This early warning allowed the necessary repairs to be slotted into a planned maintenance period.

As additional support for managers, SR::SPC automatically reports current findings by e-mail. This eliminates the need for continuous monitoring of the system while ensuring that important events do not go undetected. This facilitates scheduling of repairs and maintenance, so that SR::SPC contributes significantly to improvement of plant availability.

1.1. Improving The Degree Of EfficiencyIn an economically difficult environment, it is necessary for the power industry to continuously optimize the entire value chain in the power plant. A comprehensive approach to this task has to account for a range of topics as diverse as improving the degree of efficiency, decreasing the maintenance costs, and efficiently deploying the available human resources in equal measure.A prerequisite for improving the degree of efficiency is to promptly know the current heat consumption of the power plant unit and to assess the sources of possible losses quantitatively. On the basis of such an analysis, deviations from a reference mode of operation are detected in a timely manner and suitable measures are evaluated regarding their economic efficiency. In daily business, however, the implementation of such an analysis using only the operational data provided in the DCS is complicated by the vast amount of

data in the DCS. Without the support of suitable IT systems, it is not continuously possible to deduce the essential characteristics for the process and the main components out of typically 5,000 measured values in the DCS displayed across perhaps 100 views. Only by means of an automated data analysis (Figure 1) can the data flood be condensed into information about the condition of the process and the plant, and the power plant staffs are supported in performing their tasks.

1.2. Reducing The Maintenance CostsMaintenance is another effective lever to optimize the value chain. However, an optimization at that point has to factor in the attainable plant availability and the costs of unplanned shutdowns. Thus an intelligent combination of reactive, preventive, and state-oriented maintenance in order to minimize the life cycle costs will become an increasingly important task in the time to come. At the same time, the relevance of state-oriented maintenance will rise in the future. This requires that changes in the condition of a component are detected early on and reliably. Then a quantitative analysis of the trends is the basis for choosing the appropriate action and determining the cost-optimal point in time for its implementation. This task, too, cannot be fulfilled on a continuous basis in day-to-day operations without the support of suitable IT tools. Without such IT tools, not all main components can be evaluated promptly and based only on the data flood of the DCS; even more so, as with increasingly varying load demands, the change of an individual measured value does not necessarily indicate changes in the plant condition. It can also result from differing operating conditions. So mostly, the actual state of the component can only be deduced from the interaction of various measured values.

1.3. Utilizing Resources EfficientlyTo some extent, staff members experienced over many years have developed a “procedural feeling” for such complex coherences. Based on their jobs, they know which combinations of measured values are normal and which ones are exceptional. However, these skills are not equally distributed across all shifts. Also, in times of demographic change and at the same time scarce human resources, there is the risk that when such high performing staff members leave the company, the valuable know-how gets lost and can only be rebuilt in the medium term. Here, too, the knowledge from experience can be quantified through the use of IT tools for data analysis. Thus the “Best Practice” becomes secured in an IT system independently of individual experience and can then be developed further in a continuous improvement process not just site-specifically, but company-wide.

Irrespectively whether the necessity for optimizing the value chain in the power plant is regarded from the point of view of


81

improving the efficiency, of state-oriented maintenance, or of the efficient deployment of human resources, the use of IT systems for continuous data analysis is indispensable for condensing information out of the variety of data. On the basis of this information, a more efficient work is possible.

is the measure for the status of the component and can be used as KPI. A similar situation exists for nearly all key quantities of power plant operation, from the power consumption of a fan via vibrations up to the net heat rate.

2.1. Determining The Reference ValueHence an IT system for the continuous analysis of operational data has to contain a tool for the balancing and simulation of the process by means of which the reference value for important process variables can be established depending on the mode of operation. Here the first choice for those variables accessible for thermodynamic description is a modelling on the basis of physical base equations. Such models “know” the physics of the plant, so they can be adjusted to the condition of the plant with a comparatively limited data pool. This way, they are able to extrapolate with a good degree of accuracy and thus will also yield reliable results if rare or “new” operating conditions arise.

However, numerous measurands defy the modelling with physical base equations. Typical examples are the classical indicators for the status of large equipment units like vibrations or bearing temperatures. Therefore a system for quality monitoring in the power plant would not be complete if it didn’t offer the possibility to determine reference values for those in-service measurements, too. Here, data-based models based on e.g. neural networks or similar techniques can be applied. These methods allow to reconstruct (“to learn”) the reference value from historical data (from spaces of time when the component to be monitored was in a good condition) depending on the mode of operation, the load, the ambient conditions etc. The procedure has long been tried and tested but will only yield reliable results as long as no operating conditions arise that did not occur during the learning phase.

2.2. Key Performance IndicatorsFor the quality monitoring in power plants, physical models or (if not feasible in any other way) data-based models on the basis of neural networks provide the reference values of key quantities that can be compared to the current value. As KPI, the deviation is then suitable for evaluating the process or a component. Because the KPIs have to be deduced from operational data in a continuous (online) monitoring of the power plant, they are subject to a certain degree of fluctuation due to measurement inaccuracy. Nevertheless it is essential to detect automatically significant changes in the condition as early as possible in order to relieve the power plant staff from the regular manual analysis of the KPIs. On the other hand, the acceptance of the system will be seriously affected if changes are signalled due to such fluctuations while no actual cause can be detected in the component or in the process.

2.3. Statistical Data AnalysisThus the third component of an advanced system for continuous process quality monitoring and early detection of damages from in-service measurements is a set of statistical methods that analyze the course of conditions online and in an automated way. This tool imitates the engineer’s work of analyzing time series and – just like the experienced engineer who looks at a recording strip or history of measured values, but automatically – detects significant trends and patterns or sudden leaps in the monitored characteristic (Figure 2). By applying various procedures and suitable rules for evaluating the results, the reliability of the statements can be further enhanced.

Figure 1. Data are condensed into information by means of expert

analysis.

2. METHODS OF DATA ANALYSIS FOR PROCESS QUALITY MONITORING AND EARLY DETECTION OF DAMAGES

The analysis of the requirements for optimizing the value chain shows that the data analysis of in-service measurements has to cover various ranges of tasks. On the one hand, the point is to determine the current status of the process or the main components. To do so, key performance indicators (KPIs) have to be defined that only depend on the status but not on the current operating conditions and ambient conditions.

A particularly prominent example for this is the condenser pressure. This important measurand is not directly suitable as a characteristic for the status of the condenser, because it is raised not only by fouling and ingress of air, but also e.g. by the cooling water temperature, load, and, if applicable, a district heat extraction (Figure 2). So assessing the status of the condenser is not readily possible from the current value of the condenser pressure alone but only in comparison with an operation-related reference value. This reference value must not be a constant but has to depend on the said influencing variables. It has to represent the condenser pressure that would have to be expected under the current conditions of load, district heat, and cooling water as well as “good” status of the condenser. Then the discrepancy between the current value and the reference value depending on the mode of operation

Figure 2.Detecting critical changes in the process by evaluating

available performance data.


82

3. THE BENEFIT OF DATA ANALYSIS IN THE POWER PLANT

The operational benefit of such systems is manifold:Data from the DCS are condensed online into uniform characteristics. The mode of operation and the condition of components are assessed quantitatively and objectively. This leads to a gain in transparency that facilitates a continuous improvement process and allows learning from the best within an organization.

Reliable anticipation data for maintenance are provided and thus a cost- and availability-oriented maintenance strategy is supported. In addition, experiences of the shift personnel are sampled and mapped when implementing the systems. This way, valuable know-how is saved and the mode of operation of the plant becomes independent of the individual experience of the shifts.

With the SR::EPOS / SR::SPC System of STEAG Energy Services, STEAG has introduced such a system for continuous process quality monitoring and early detection of damages from in-service measurements comprehensively. Three examples shall illustrate the benefit.

3.1. Process Quality Monitoring – Example: CondenserFigure 3 shows the successful application of SR::EPOS and SR::SPC using the example of a condenser. Here, ingresses of air and thus a performance decline had occurred over a longer period of time due to smaller leakages and a fault within the vacuum system. These ingresses/declines cannot be detected in the measured data concerning condenser pressure (Figure 3, top left), because they occurred only in longer off-design operation and, in addition, were superimposed by other influences like cooling water temperature and district heat extraction. They become visible only by conversion of the measurand into a KPI (Figure 3, top right), which took place by means of SR::EPOS based on a physical model. The SR::SPC online monitoring detected and signalled the ingresses/declines without major delay directly at the beginning of the increased off-design phases with a high degree of district heat extraction (see arrow).

illustrated cases, already the changes in the raw measured value are quite significant. Nevertheless, in both cases a fictive threshold value (yellow green) would have been transgressed several times for no reason before the occurrence of a fault. In the case of the ID fan, it would also have been undercut several times after the fault occurred. In both cases, even with an optimal definition of threshold values no reliable notification could have been effected semi-automatically, or several false alarms would have been generated – a monitoring system with such a rate of false alarms would not have been accepted by the operating crew for understandable reasons.

By combining the KPI determination and the statistical analysis of the KPI behaviour, however, it was possible to achieve an unambiguous analysis result and the operator could be informed about the changes online and thus in a timely manner in both cases. In the case of the boiler feed pump, the cause of the changes in the vibration characteristic was an incipient crack of the shaft, and in the case of the ID fan probably fouling on the blades.

Figure 3. Decline of process quality: condenser in off-design operation.

Figure 4. Incipient crack of the shaft of a boiler feed pump →increased

vibrations.

Figure 5. Fouling on the blade of a ID fan → increased vibrations.

4. CONDITION MONITORING – EXAMPLE: BOILER FEED PUMP AND ID FAN

The two following examples (Figure 4 and Figure 5) show the application of data-based models – neural networks were utilized here for KPI determination – that are used for assessing the condition of a boiler feed pump and an ID fan. In both of the


83

NÜKLEER GÜÇ SANTRALLERİNİN KURULMASININ VE İŞLETİLMESİNİN HUKUKİ ALTYAPISININ DEĞERLENDİRİLMESİ

Dr. iur. Harun KILIÇ*¹ KILIÇ & Partners Hukuk Bürosu

ÖZET

Yaşanan ekonomik gelişme ve artan refah seviyesinin sonucu olarak Türkiye’de enerjide hızlı bir talep artışı olması nedeniyle, gerek enerji arz güvenliğinin sağlanması gerekse kaynak çeşit-liliğinin artırılması ve dışa bağımlılığın azaltılması bakımından nükleer güç santralinin kurulması ve işletilmesi için son dönemde yoğun ve somut çalışmalar yapılmaktadır. Rusya ile yapılan anlaş-ma uyarınca Mersin-Akkuyu’da nükleer santral kurulması için ça-lışmalar başlatılmıştır. Bu kapsamda, bildiride sivil amaçlı nükleer güç santralinin kurulması ve işletilmesinin hukuki dayanakları genel olarak değerlendirilecek. Bunun için, önce uluslararası düzenleme-ler üzerinde durulacak, ardından nükleer güç santralinin kurulması ve işletilmesinin hukuki altyapısı genel olarak ele alınacaktır.

1. GİRİŞ

Yaşanan ekonomik gelişme ve artan refah seviyesinin sonucu olarak Türkiye’de enerji alanında hızlı bir talep artışı olduğu göz-lemlenmektedir. Yapılan tahminlerde, Türkiye’nin 2023 hedefleri ile birlikte kurulu gücünün 110.000-130.000 MW arasında olması, elektrik tüketiminin 500 milyar kWh olması öngörülmektedir. Bilin-diği üzere, Türkiye’de elektrik ihtiyacının karşılanmasında kullanı-lan kaynakların büyük bir bölümünü oluşturan doğal gaz ve sıvı yakıtların neredeyse tamamına yakın kısmı, kömür yakıtlarının ise yaklaşık % 30’luk kısmı ithaldir. Ayrıca elektrik üretiminde kullanı-lan hidroelektrik potansiyeline ek olarak rüzgar, güneş, jeotermal, biyokütle gibi yenilenebilir enerji potansiyelinin tamamı kullanılsa bile, 2023 yılına kadar ulaşacağımız 500 milyar kWh enerji tüketimi-mizin ancak yarısına yakınının karşılanabileceği öngörülmektedir.²

Bu nedenle nükleer güç santralinin kurulması, gerek enerji arz gü-venliğinin sağlanması gerekse kaynak çeşitliliğinin artırılması ve dışa bağımlılığın azaltılması bakımından önem taşımaktadır. Bu nedenle, Türkiye’de nükleer güç santralinin kurulması için uzun yıllar boyunca birçok girişimde bulunulmuş, 1977, 1983 ve 1997 ve 2008 tarihlerinde 4 ihale açılmışsa da çeşitli sebeplerle bu girişim-ler başarısızlıkla sonuçlanmıştır.

18 Mayıs 2009 tarihinde Yüksek Planlama Kurulu tarafından kabul edilmiş olan, Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesi³ ile ”…Nükleer güç santrallerinin, elektrik enerjisi üretimi içerisindeki payının 2020 yılına kadar en az % 5 seviyesine ulaş-ması ve uzun dönemde daha da artırılması hedeflenmektedir.” Bu kapsamda, öncelikle Akkuyu ve Sinop Nükleer Santrallerinin ku-rulması ve işletmeye alınması kararlaştırılmıştır. Rusya ile yapılan anlaşma uyarınca Mersin-Akkuyu’da nükleer santralin kurulması tekrar gündeme gelmiştir. Bu kapsamda, bildiride sivil amaçlı nük-leer güç santralinin kurulması ve işletilmesinin, uluslararası dü-zenlemeler ışığında, ulusal mevzuattaki hukuki dayanakları genel olarak değerlendirilecektir.4

2. ALTYAPI SİVİL AMACLI NÜKLEER GÜÇ SANTRALİNİN KURULMASI VE İŞLETİLMESİNİN ULUSLARARASI HUKUKİ DAYANAKLARI

Nükleer alanında, Türkiye Cumhuriyeti’nin de taraf olduğu5, çok sa-yıda ikili ve çok taraflı çeşitli uluslararası sözleşmeler bulunmakta olup, nükleer silahların yayılmasının önlenmesi, nükleer malzeme-lerin fiziksel olarak korunması, nükleer kaza durumunda iş birliği ve karşılıklı yardım, nükleer güvenlik ve radyoaktif atık yönetimi ve tesislerin sökülmesi ile işletenen hukuki sorumluluğu gibi hususları

*¹ KILIÇ & Partners Hukuk Bürosu Kurucu Ortak ve Çeşitli Üniversitelerde Li-sans ve Yüksek Lisans Öğretim Görevlisi

² Bkz. Enerji ve Tabi Kaynaklar Bakanlığı, Nükleer Santraller ve Ülkemizde Ku-rulacak Nükleer Santrale İlişkin Bilgiler, s. 5 vd. http://www.enerji.gov.tr/yayin-lar_raporlar/Nukleer_Santraller_ve_Ulkemizde_Kurulacak_Nukleer_Santra-le_Iliskin_Bilgiler.pdf

³ Bkz. Belge Metni için: http://www.enerji.gov.tr/yayinlar_raporlar/Arz_Guvenli-gi_Strateji_Belgesi.pdf

4 Ancak nükleer güç santrallerin işletilmesinden doğan hukuki sorumluluk konu-su, bildiri kapsamını aşaması nedeniyle, değerlendirilmeyecektir.

5 Bkz örn. Kuzey Atlantik Anlaşmasına Taraf Olan Devletler Arasında Atom Ener-jisi Alanında İşbirliğine Dair Anlaşma ve Bu Anlaşmanın Değişikliği (Conventi-on on the Cooperation in the Atomic Energy Field between the NATO Members and its Amendment) (AİT. 22.06.1955, Kanun No : 6847, KT. 01.09.1956, RG. T. 10.09.1956 ve s. 9403); Atom Enerji Alanında Bir Güvenlik Denetimi Ku-rulması Hakkında Sözleşme ile Kurulan Mahkeme ile ilgili Protokol ve Rad-yoaktif Yakıtlar Kimyevi Ayırma Avrupa Şirketi Sözleşmesi (Convention on the Establishment of a Security Control in the Field of Nuclear Energy, Protocol on the Establishment of a Court and Convention on the European Company

for the Chemical Separation of Radioactive Fuel) (AİT. 20.12.1957, Kanun No: 7300, KT. 25.05.1959); Türkiye Cumhuriyeti Hükümeti ve Uluslararası Atom Enerji Ajansı Arasında Nükleer Silahların Yayılmasının Önlenmesi Andlaşması-na İlişkin Olarak Güvenlik Denetimi Uygulamasına Dair Anlaşma (Agreement between the Government of Turkey and The IAEA for the Application of Safe-guard in Connection with the Treaty on the NPT) (Karar sayısı: 8/3527, RG. T. 20.10.1981 ve s. 17490); Nükleer Silahların Yayılmasının Önlenmesi Andlaşma-sına İlişkin Olarak Güvenlik Denetiminin Uygulanmasına Dair Türkiye Cum-huriyeti Hükümeti İle Uluslararası Atom Enerjisi Ajansı Arasındaki Anlaşmaya Ek Protokol (Protocol Additional To The Agreement Between The Government Of The Republic Of Turkey And The International Atomic Energy Agency For The Application Of Safeguards In Connection With The Treaty On The Non-Proliferation Of Nuclear Weapons) (AİT. 06.07.2000, Karar Sayısı: 2001/2643, RG. T. 12.07.2001 ve s. 24460 ;YT. 17.07.2001); Amerika Birleşik Devletleri ile Nükleer Enerjinin Barışcıl Amaçlar ile Kullanılması Anlaşması (Agreement for cooperation concerning peaceful uses of nuclear energy) (YT. 02.6.2008);Tür-kiye Cumhuriyeti Hükümeti ile Romanya Hükümeti Arasında Nükleer Kazala-rın Erken Bildirimine Dair Anlaşma; (Bakanlar Kurulu Kararı, Karar Tarihi: 25/4/2008, Karar Sayısı: 2008/13592 R.G T. 16/5/2008 ve s. 26878).


84

içermektedir6. Bu kapsamda, nükleer enerjiye yönelik düzenleme-ler özellikle şu amaçlar etrafında toplanmakta olup bu konulara iliş-kin en temel sözleşmeler7 ise şunlardır:

a. Nükleer Enerjinin Sivil Amaçlı Kullanılmasının Temin Edilmesi:

i. 1 Temmuz 1968 tarihli Nükleer Silahların Yayılmasının Önlenmesi Antlaşması: Bu antlaşma ile nükleer silahların ve nükleer silah teknolojilerinin yayılmasının önlenmesini ve nükleer enerjinin barışcıl amaçlar için kullanılmasının sağ-lanması hedeflenmektedir.

ii. 26 Ekim 1979 tarihli Nükleer Maddelerin Fiziksel Korun-ması Sözleşmesi: Bu sözleşme ile taraf ülkelerin nükleer maddelerin kendi sınırları içinde veya uluslararası nakliyesi sırasında fiziksel korunma önlemlerini almaya yönelik yap-tırımlar getirilmektedir. Bu sözleşmenin nükleer maddelerin sadece taşınma sırasında fiziksel korunması değil aynı za-manda yerli kullanım, saklama ve transit taşınma ve sabota-ja karşı korunmayı da kapsayacak şekilde genişletilmesine ilişkin çalışmalar yapılmaktadır.

b. Nükleer Güvenlik ve Radyasyon Güvenliği: 17 Haziran 1994 tarihli Nükleer Güvenlik Sözleşmesi ile işletme halindeki nükle-er santrallerde yüksek seviyede nükleer güvenliğin sağlanması amaçlanmaktadır. Bunun içinde nükleer güvenlik uygulamaları ve düzenlenmesine yönelik uluslararsı referanslar belirlenmiştir.

c. Nükleer Felaketlere İlişkin Hazırlık ve Nükleer Afet Yönetimi:

i. 26 Eylül 1986 tarihli Nükleer Kazaların Erken Bildirimine İlişkin Sözleşme: Bu sözleşme ile sınır ötesi etkileri ola-bilecek nükleer kaza durumunda Uluslararası Atom Enerji Ajansı’nın ve komşu ülkelerin zamanında bilgilendirilmesi sisteminin oluşturulması hedeflenmektedir. Ayrıca bu kap-samda 6 Ağustos 2009 tarihli Türkiye Cumhuriyeti Hükümeti ile Rusya Federasyonu Hükümeti arasında Nükleer Bir Ka-zanın Erken Bildirimine ve Nükleer Tesisler Hakkında Bilgi Değişimine İlişkin Anlaşma da bulunmaktadır.

ii. 26 Eylül 1986 Nükleer Bir Kaza veya Radyolojik Acil Du-rum Söz Konusu Olduğunda Yardım Sağlanmasına İlişkin Sözleşme: Bu sözleşme ile bir nükleer kaza veya radyolojik acil durumun ortaya çıkması durumunda, hızlı yardım ve iş birliği sağlanabilmesi için gerekli atyapının oluşturulması he-deflenmektedir.

d. Atıkların Depolanması ve Tesislerin sökümü: 5 Eylül 1997 tarihli Kullanılmış Yakıt İdaresinin ve Radyoaktif Atık İdaresinin Güvenligi Üzerine Birleşik Sözleşmesi ile uluslararası iş birliği ve ulusal önlemlerin geliştirilmesi vasıtalarıyla yüksek seviyeli güvenlik sağlamak ve sağlanan güvenliği sürdürmek amaçlan-maktadır. Ayrıca birçok ülke nükleer enerji tesislerinin sökümü konusunda önceden düzenleme yapmıştır. Bu kapsamda örne-

ğin İsveç Nükleer Enerjinin Devreden Çıkarılması Yasası’na da-yanarak 1999 ve 2005’te iki reaktör sökümü yaparken, Belçika ise nükleer tesislerin sökümü için ayrı yasa çıkararak reaktör ömrünü 40 sene ile sınırlandırmıştır.

e. Nükleer Santral İşletenin ve Nükleer Madde Taşıyanın Hu-kuki Sorumluluğu: Özellikle bugüne kadar yaşanan Three Mile Island (1979, ABD), Chernobyl (1986, Ukrayna-SSCB) ve Fukushima (2011, Japonya) üç önemli kaza ile ortaya çıka tecrübeler gerek nükleer santral işletilmesi sırasında ve taşıma sırasında meydana gelebilecek nükleer kazalar nedeniyle so-rumlulukların belirlenmesi de önem arz etmektedir. Bu nedenle, nükleer tesislerin işletilmesinden dolayı zarar görebilecek üçün-cü kişilerin zararlarının tazmini için tüm dünyada ortak bir hukuki altyapı için imzalanan uluslararası sözleşmeler bulunmaktadır.8 Bu kapsamda en temel sözleşmeler9 ise şunlardır:i. 29 Temmuz 1960 Tarihli Nükleer Enerji Alanında Üçün-

cü Taraf Sorumluluğuna İlişkin Paris Sözleşmesi, Nükleer Alanda Üçüncü Şahıslara Karşı Hukuki Sorumluluğa İlişkin Paris Sözleşmesi’ne Ek Olarak Hazırlanan 1963 Brüksel Sözleşmesi, 12 Şubat 2004 Tarihli Paris ve Brüksel Ek Pro-tokolünü Değiştiren Protokoller10 ,

ii. 21 Mayıs 1963 tarihli Nükleer Zararlar için Sivil Sorumlulu-ğa İlişkin Viyana Sözleşmesi, Viyana Sözleşmesi’nde Deği-şiklik Getiren 1997 Viyana Değişiklik Protokolü,

iii. 17 Aralık 1971 Nükleer Maddelerin Deniz Yoluyla Taşınma-sında Hukuki Sorumluluğa İlişkin Brüksel Sözleşmesi,

iv. 21 Eylül 1988 Tarihli Viyana Sözleşmesi ve Paris Sözleşmesi’nin Uygulanmasına İlişkin Ortak Protokol,

v. 12 Eylül 1997 Tarihli Nükleer Zararın Ek Tazminine Yönelik Konvansiyon.

3. TÜRKİYE’DE SİVİL AMAÇLI NÜKLEER SANTRAL KURULMASININ VE İŞLETİLMESİNİN HUKUKİ ALTYAPISI

Nükleer güç santrallerinin, elektrik enerjisi üretimi içerisindeki pa-yının artrılması amacıyla 5710 sayılı Nükleer Güç Santrallerinin Kurulması ve İşletilmesi ile Enerji Satışına İlişkin Kanun 2007 yılı içerisinde çıkartılmıştır. Türkiye ile Rusya Federasyonu 12 Mayıs 2010 tarihinde Mersin-Akkuyu’da nükleer santral yapımına ilişkin hükümetler arasında Akkuyu Sahasında Bir Nükleer Güç Santra-linin Tesisine ve İşletimine Dair İş Birliğine İlişkin Anlaşması imza-lanmıştır. Aşağıda, öncelikle 5710 sayılı kanun üzerinde durulacak ardından Rusya ile yapılan sözleşme değerlendirildikten sonra ya-pım ve işletime ilişkin lisanslamanın hukuki dayanakları üzerinde durulacaktır.

I. 5710 sayılı Nükleer Güç Santrallerinin Kullanılmasına ve İşletilmesi ile Enerji Satımına İlişkin Kanun5710 sayılı Nükleer Güç Santrallerinin Kullanılmasına ve İşletilme-si ile Enerji Satımına İlişkin Kanun11 ile enerji plan ve politikalarına uygun biçimde, elektrik enerjisi üretimi gerçekleştirecek nükleer güç santrallerinin kurulması, işletilmesi ve enerji satışına ilişkin usul ve

6 Daha detaylı bilgi için bkz. Başoğlu, Benan, Uluslar arası Nükleer Hukuk, www.nukleer.web.tr; Kocaoğlu, Necip Kağan, Nükleer Tesis İşletenin Hukuki Sorum-luluğu: Karşılaştırmalı ve Uluslararası Özel Hukuk Analizi Ankara Barosu Der-gisi 2010/2 Sayısı, s.33 vd.

7 Bkz. tüm sözleşme metinleri için http://www.iaea.org/Publications/Documents/Conventions/index.html

8 Daha detaylı bilgi için bkz. Aydoğdu, Murat, Sivil Amaçlı Nükleer Santral İşlete-nin ve Nükleer Madde Taşıyanın Hukuki Sorumluluğu, Ankara 2009; Güneysu, Gülin, Nükleer Reaktörlerin Yolaçtığı Zararlardan Doğan Hukukî Sorumluluk, s. 207 vd. http://auhf.ankara.edu.tr/dergiler/auhfd-arsiv/AUHF-1989-1990-41-

01-04/AUHF-1989-1990-41-01-04-Guneysu.pdf ; Başoğlu, Benan, Uluslar ara-sı Nükleer Hukuk, www.nukleer.web.tr; Kocaoğlu, Necip Kağan, Nükleer Tesis İşletenin Hukuki Sorumluluğu: Karşılaştırmalı ve Uluslararası Özel Hukuk Analizi Ankara Barosu Dergisi 2010/2 Sayısı, s.33 vd.

9 Bkz. tüm sözleşme metinleri için http://www.iaea.org/Publications/Documents/Conventions/index.html

10 Taraf ülkelerce imzalanmış, ancak yeterli sayıda devletin onayı olmadığı için son protokol yürürlüğe girmemiştir. Ayrıca, TBMM tarafından onaylanmadığın-dan Türkiye bakımından da henüz geçerlilik kazanamamıştır.

11 21.11.2007 tarihili ve 26707 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanmıştır.


85

esasları düzenlenmiştir. Ayrıca nükleer faaliyetlerin düzenlenmesi ve denetlenmesi görevini yerine getirecek yeni bir kurum kurula-na kadar, geçici madde 1 ile, 2690 sayılı Türkiye Atom Enerjisi Kurumu Kanunu gereği Türkiye Atom Enerjisi Kurumu bu konuda yetkili olarak kabul edilmiştir. 5710 sayılı kanun kapsamında çıka-rılan “Nükleer Güç Santrallerinin Kurulması ve İşletilmesi ile Enerji Satışına İlişkin Kanun Kapsamında Yapılacak Yarışma ve Sözleş-meye İlişkin Usul ve Esaslar ile Teşvikler Hakkında Yönetmelik”12 ile, 5710 sayılı Kanuna göre yapılacak nükleer güç santralleri için yarışmaya katılacaklarda aranacak şartlar, şirketin seçimi, yer tah-sisi, lisans bedeli, altyapıya yönelik teşvikler, seçim süreci, yakıt temini, üretim kapasitesi, alınacak enerjinin miktarı, süresi, enerji birim fiyatı oluşturma ve yapılacak yarışma ile sözleşmeye ilişkin usul ve esasları belirlenmektedir.

5710 sayılı kanun ve yönetmelik kapsamında Türkiye Elektrik Ti-caret ve Taahhüt AŞ (TETAŞ) 24 Mart 2008 tarihinde nükleer güç santrali kurulması için yarış süreci başlatılmıştı. Ancak, Türk Mimar ve Mühendis Odaları Birliği’nin açtığı davada, 16.09.2008’de Da-nıştay İdari Dava Daireleri Kurulu, nükleer santral ihalesi yönetme-liğinin 3 maddesiyle ilgili yürütmeyi durdurma kararı vermiştir. Bu nedenle, Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt AŞ (TETAŞ) 24 Mart 2008 tarihinde çıkdığı nükleer enerji ihalesini 20 Kasım 2009’da ip-tal etmiştir. Ardından hükümet, projenin yapılması amacıyla Rusya ile görüşmelere başlamış ve projenin yapımı, 12 Mayıs 2010’da imzalanan ikili anlaşma ile Rusya’ya verilmiştir. Diğer taraftan Sinop’ta da nükleer santral tesisine yönelik olarak görüşmeler ise halen sürmektedir.

II. Akkuyu Sahasında Bir Nükleer Güç Santralinin Tesisine ve İşletimine Dair İş Birliğine İlişkin AnlaşmaTürkiye Cumhuriyeti ile Rusya Federasyonu arasında Akkuyu Sa-hasında Bir Nükleer Güç Santralinin Tesisine ve İşletimine Dair İşbirliğine İlişkin Anlaşma’sı, gerek hükümetler arasındaki ikili söz-leşmelerin13 gerekse taraf oldukları uluslararası sözleşmelerin14 temelinde, 12 Mayıs 2010 tarihinde imzalanmıştır. Söz konusu An-laşma, 15 Temmuz 2010 tarihinde TBMM Genel Kurulu tarafından kabul edilmiş, 6 Ekim 2010 tarihli ve 27721 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanmıştır. 24 Kasım 2010 tarihinde de Rusya Fedarasyonu Konseyi tarafından onaylanmıştır.

Akkuyu nükleer güç santralinin kurulması ve işletilmesine ilişkin bu sözleşmeye göre, iki ülke, Türk tarafına mali yük getirmeden, nük-leer güç santralinin tasarımı ve altyapı dahil olmak üzere inşası, santralin güvenilir şekilde işletilmesi, santralde üretilen elektriğin alım-satımı, kullanılmış nükleer yakıtın taşınması, santralin sökümü, personelinin eğitimi, Türkiye’deki yakıt üretim tesislerinin kurulması ve işletimi de dahil, nükleer yakıt döngüsü gibi konularda iş birliği yapacaktır. Nükleer güç santralinin toplam kurulu gücü 4 bin 800

megavatlık 4 üniteden oluşacaktır. Proje şirketi, nükleer güç sant-rali tarafından üretilen elektrik de dahil olmak üzere, Akkuyu nükleer güç santralinin işleticisi ve sahibi olacaktır. Proje şirketi, Türk mev-zuatlarına uygun bir şekilde anonim şirketin kurulması sözleşmenin 5. maddesinde öngörülmektedir. Ayrıca bu şirketin Rus Tarafı’nca yetkilendirilen şirketlerin doğrudan veya dolaylı olarak baslangıçta %100 hisse payına sahip olacağı, Rus Yetkili Kuruluşları’nın Proje Şirketi’ndeki toplam paylarının hiçbir zaman % 51’den az olamaya-cağı ve Proje Şirketi’nin geride kalan azınlık hisselerinin dağıtımı, her zaman, ulusal güvenlik ve ekonomi konularında ulusal çıkarların korunması amacıyla tarafların rızasına tabi olduğu da belirtilmiştir. Bunun dışında hisselerin dağıtımı, yöneticilerin atanması, paydaş-ların yatırım biçimi, hisselerin transferine ilişkin kısıtlamalar, Proje Şirketi ve Proje’ye uygulanabilir finansman mekanizmaları da dahil; ancak, bunlarla sınırlı kalmamakla birlikte, Proje Şirketi’nin şirket yönetimine ilişkin konular, ulusal güvenlik ve ekonomi konularında ulusal çıkarların korunması amacıyla Türk Tarafı’nın her zaman rı-zasına tabi olacağı da düzenlenmiştir. (md. 5) Bu kapsamda Proje Şirket olarak Akkuyu NGS Elektrik Üretim A.Ş. kurulmuştur.15 Ayrı-ca Rus Atomstroyexport şirketi, Akkuyu nükleer güç santralini genel yüklenici olarak inşa edecektir (md. 6).

Anlaşmanın 10. maddesinde nükleer güç santralinde üretilecek elektrik satın alma hususları düzenlenerek alım garantisi verilmiş-tir. Buna göre de, TETAS, Proje Şirketi’nden, üretilmesi planlanan elektriğin Ünite 1 ve Ünite 2 için % 70’ine ve Ünite 3 ve Ünite 4 için % 30’una tekabül eden sabit miktarlarını her bir güç ünitesinin ticari işletmeye alınma tarihinden itibaren 15 yıl boyunca KDV hariç 12.35 Amerika Birleşik Devletleri senti/kWh ağırlıklı ortalama fiyattan satın almayı garanti etmektedir. Anlaşmanın 16. maddesi uyarınca, nükle-er hukuki sorumluluk ise “Türkiye’nin taraf olduğu veya olacağı ulus-lararası anlaşmalara, belgelere ve Türk Tarafı’nın ulusal kanunları ve düzenlemelerine göre düzenlenecektir.” Ayrıca taraflar arasında bu anlaşmadan doğan uyuşmazlıklar altı ay içerisinde çözülemez ise, taraflar tahkime gidebileceklerdir. Ancak, tahkim kurulu kendi usulünü bağımsızca belirleyecektir. (md. 17) Ayrıca, nükleer güç santralinin nükleer güvenlik ve radyasyon koruması kapsamında lisanslanması ve denetlenmesi ile elektrik iletim sistem bağlantısı, sistem işletmesi ve elektrik piyasa işletmesine ilişkin tüm lisanslar yürürlükteki Türk mevuzatına tabi olacaktır. (md.8)

III. Nükleer Güç Santralinin Kurulması ve İşletilmesinin Li-sanslanmasının Hukuki DayanağıTürkiye Nükleer Denetleme Kurumu kurulana kadar, 5710 sayılı Kanun, Geçici Madde 1 ve 2690 sayılı Türkiye Atom Enerjisi Ku-rumu Kanunu ile Türkiye Atom Enerjisi Kurumu, Kanunun 4/e maddesi uyarınca, nükleer güç ve araştırma reaktörleri ve yakıt çevrimi tesislerinin yer seçimi, inşaat, işletme ve çevre güvenliğiy-le ilgili her türlü onay, izin ve lisansı vermek; gerekli inceleme ve

12 19.03.2008 tarihili ve 26707 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanmıştır.13 Söz konusu sözleşmede atıfta bulunulan Türkiye Cumhuriyeti Hükümeti ile Rus-

ya Federasyonu Hükümeti arasındaki anlaşmalar şunlardır: 15 Aralık 1997 tarihli Yatırımların Karşılıklı Teşviki ve Korunmasına İlişkin Anlaşma, Türki-ye Cumhuriyeti Hükümeti ve Rusya Federasyonu Hükümeti arasında 15 Ara-lık 1997 tarihli Enerji Alanında İşbirligi Anlaşmaşı ve 6 Agustos 2009 tarihli Nükleer Enerjinin Barışçıl Amaçlarla Kullanımına Dair İşbirligi Anlaşması, 6 Agustos 2009 tarihli Nükleer Bir Kazanın Erken Bildirimine ve Nükleer Tesis-ler Hakkında Bilgi Değişimine İlişkin Anlaşma, Türkiye Cumhuriyeti Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ile Rusya Federasyonu Enerji Bakanlığı arasında 6 Agustos 2009 tarihli Nükleer Güç Mühendisligi Alanında İşbirliğine İlişkin Protokol ile Türkiye Cumhuriyeti’nde Bir Nükleer Güç Santrali İnşasında İşbir-liğine İlişkin 13 Ocak 2010 tarihli Ortak Bildiri.

14 Söz konusu sözleşmede atıfta bulunulan uluslararası anlaşmalar şunlardır: 1

Temmuz 1968 tarihli Nükleer Silahların Yayılmasının Önlenmesi Antlaşması, 26 Eylül 1986 tarihli Nükleer Kazaların Erken Bildirimine İlişkin Sözleşme, 17 Haziran 1994 tarihli Nükleer Güvenlik Sözleşmesi, 26 Ekim 1979 tarihli Nükle-er Maddelerin Fiziksel Korunması Sözleşmesi, 5 Eylül 1997 tarihli Kullanılmıs Yakıt İdaresinin ve Radyoaktif Atık İdaresinin Güvenligi Üzerine Birleşik Söz-leşmesi. Ayrıca Türkiye Cumhuriyeti’nin Nükleer Enerji Alanında Üçüncü Ta-raf Sorumluluğuna İlişkin 29 Temmuz 1960 tarihli Paris Sözleşmesi ile Viyana Sözleşmesi ve Paris Sözleşmesi’nin Uygulanmasına İlişkin 21 Eylül 1988 tarihli Ortak Protokol’e taraf olduğunu ve Rusya Federasyonu’nun 21 Mayıs 1963 ta-rihli Nükleer Zararlar için Sivil Sorumluluga İlişkin Viyana Sözleşmesi’ne taraf oldugunu tanıdıklarını vurgulamışlardır.

15 Bkz. TAEK açıklaması http://www.taek.gov.tr/bilgi-kosesi/nukleer-enerji-ve-reaktorler/212-akkuyu-nukleer-guc-santrali/926-akkuyu-nukleer-guc-santrali.html


86

denetimi yapmak, izin ve lisansa uyulmayan hallerde işletme yet-kilerini sınırlamak; verilen izin veya lisansı geçici veya sürekli ola-rak iptal etmek ve bu tesislerin kapatılması için Başbakana öneride bulunmak konusunda yetkilendirilmiştir. Ayrıca, bu amaçlarla gerekli teknik mevzuat, tüzük ve yönetmelikleri hazırlamak yetkisi bulun-maktadır. Bu kapsamda, Nükleer Tesislere Lisans Verilmesine İlişkin Tüzük16 çıkarılmıştır. Bu Tüzüğe göre, Türkiye’de nükleer güç santralinin tesisi için, kurucu olarak kabulden sonra, yer lisansı (md.9 vd), inşaat lisansı (md.13 vd.) ve işletme lisansı (md. 22 vd.) gerekmektedir. Yer lisansının verilmesi yer lisansı ve proje paramet-relerinin onayından, inşaat lisansının verilmesi ise sınırlı çalışma izni ve inşaat lisansından oluşurken; işletme lisansı hizmete sokma izni, yakıt yükleme ve deneme işletmelerine başlama izni ile tam güçte çalışma izni ve işletme lisansı üç adımla tamamlanır. Bu kapsamda, Türkiye Atom Enerjisi Kurumu, Akkuyu NGS Elektrik Üretim A.Ş.’yi, Nükleer Tesislere Lisans Verilmesine İlişkin Tüzük’ün 6. maddesi uyarınca “Kurucu” sıfatıyla tanıdığını 28 Şubat 2011 tarihinde bil-dirmiştir. Ardından da, Nükleer Tesislere Lisans Verilmesine İlişkin Tüzük ile tanımlanmış bulunan ulusal lisanslama usul ve esaslarımız uyarınca saha özelliklerini ve parametrelerini güncellemek üzere Ak-kuyu sahasında yer etütlerine başlamıştır.17

Nükleer güç santralinden üretilecek elektrik enerjisinin peraken-de ve/veya toptan satış faaliyetleri için, 5710 sayılı Kanun 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu18 uyarınca EPDK’dan lisansları alınması gerekecektir. Ayrıca, 2872 sayılı Çevre Kanununun 10. maddesine dayanılarak çıkarılan Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği19’nin Geçici 3. maddesinde 14 Nisan 2011 tarihinde yapılan değişiklik ile, Akkuyu Nükleer Santral Projesi’ne yeniden ÇED sürecinden muafiyet getirilmiştir.

4. SONUÇ

Gerek enerji arz güvenliğinin sağlanması gerekse kaynak çeşitliliği-nin artırılması ve dışa bağımlılığın azaltılması bakımından nükleer güç santralinin kurulması Türkiye açısından önem arz etmektedir. Bu nedenle 5710 sayılı Nükleer Güç Santrallerinin Kullanılması-na ve İşletilmesi ile Enerji Satımına İlişkin Kanun ve Nükleer Güç Santralllerinın Kurulması ve İşletilmesi ile Enerji Satışına İlişkin Kanun Kapsamında Yapılacak Yarışma ve Sözleşmeye İlişkin Usul ve Esaslar ile Teşvikler Hakkında Yönetmelik ile nükleer güç santrallerinin kurulması ve işletilmesi için önemli adımlar atılmak istenirken, Danıştay’ın yönetmelikteki bazı maddelerin yürütme durdurma kararı vermesi nedeniyle başarısızlıkla sonuçlanmış-tır. Buna karşın, 2009 Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesi’nde nükleer enerji yatırmının artırılması ve bu kap-samda öncelikle Akkuyu ve Sinop Nükleer Santrallerinin kurulması ve işletmeye alınması kararlaştırılmıştır. Rusya ile yapılan anlaş-ma ile Mersin-Akkuyu’da nükleer santral kurulması gündeme gel-miştir. Yapılan bu anlaşma ile enerji alım garantisi de verilmiştir. Türkiye Nükleer Denetleme Kurumu kurulana kadar, 5710 sayılı Kanun, Geçici Madde 1 ve 2690 sayılı Türkiye Atom Enerjisi Kuru-mu Kanunu ile Türkiye Atom Enerjisi Kurumu nükleer faaliyetlerin düzenlenmesi ve denetlenmesi görevini yerine getirmektedir. Nük-leer Tesislere Lisans Verilmesine İlişkin Tüzük ile de lisansa ilişkin düzenleme yapılmıştır. Ancak gerek uluslararası sözleşmeler ve güncel gelişmeleri göz önüne alarak gerekse nükleer güvenlik ve nükleer santrallerin kurulması, işletilmesi, sorumluluk, çevre konu-

larının özellik arz etmesi nedeniyle tek elden nükleer faaliyetlerin düzenlenmesi ve denetlenmesi görevini Türkiye Nükleer Denetle-me Kurumu’nun kurulması ve nükleere ilişkin mevzuatın bir bütün haline getirilmesi gerekmektedir.

KAYNAKLAR

[1] Aydoğdu, Murat, Sivil Amaçlı Nükleer Santral İşletenin ve Nük-leer Madde Taşıyanın Hukuki Sorumluluğu, Ankara 2009.

[2] Başoğlu, Benan, Uluslar arası Nükleer Hukuk, www.nukleer.web.tr

[3] Enerji ve Tabi Kaynaklar Bakanlığı, Nükleer Santraller ve Ülkemizde Kurulacak Nükleer Santrale İlişkin Bilgiler, http://www.enerji.gov.tr/yayinlar_raporlar/Nukleer_Santraller_ve_Ulkemizde_Kurulacak_Nukleer_Santrale_Iliskin_Bilgiler.pdf

[4] Enerji ve Tabi Kaynaklar Bakanlığı, 2010 Yıllık Raporu[5] Güneysu, Gülin, Nükleer Reaktörlerin Yolaçtığı Zararlardan

Doğan Hukukî Sorumluluk, s. 207 vd. http://auhf.ankara.edu.tr/dergiler/auhfd-arsiv/AUHF-1989-1990-41-01-04/AUHF-1989-1990-41-01-04-Guneysu.pdf

[6] Kocaoğlu, Necip Kağan, Nükleer Tesis İşletenin Hukuki So-rumluluğu: Karşılaştırmalı ve Uluslararası Özel Hukuk Analizi Ankara Barosu Dergisi 2010/2 Sayısı, s.33 vd.

[7] TAEK, 2010 Yıllık Raporu.

SUMMARY

As a result of economic development in Turkey there is a rapid inc-rease in demand for energy. Due to this increasing Turkey need for energy supply security and diversification of energy resources and reducing external dependency. The establishment and operation of nuclear power plant (NPP) in Turkey could be solution. Turkey has been a party to the Treaty on the Non-Proliferation of Nuclear Wea-pons (NPT) since 1980 and a member state of the International Ato-mic Energy Agency (IAEA) since 1957. The establishment of NPP has been on the agenda of the Government since the mid 1950s. Currently there are no NPPs in Turkey. In order to promote private sector investments in nuclear power, the Law on the Construction and Operation of Nuclear Power Plants and Energy Sale, numbered 5710 and dated 9 November 2007 (“Nuclear Law”), the first nuclear power law of Turkey, was enacted. The current regulatory frame-work for nuclear power consists of two laws, namely the Nuclear Law and the Law on TAEK, numbered 2690 and dated 9 July 1982; and over fifty-five implementing regulations. The authority respon-sible for the enforcement of nuclear safety and security is TAEK. TAEK is entitled to draft and issue regulations, guidelines and dec-rees and it undertakes regulatory activities including licensing and performing on-site inspections of nuclear facilities, nuclear materials and other radioactive materials. Accordingly, the licensing of nuclear facilities is composed of three main stages; the Site License, the Construction License and the Operation License. Furthermore, the agreement on cooperation in relation to the construction and operati-on of four WER1200 units nuclear power plant at Akkuyu, consisting of 4800 MWe total capacity was signed on 12 May 2010 between the Russian Federation and the Republic of Turkey. This agreement was approved by Turkish Parliament in July 2010 and published in the Official Gazette on 6 October 2010, numbered 27721.

16 19/12/1983 tarihili ve 18256 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanmıştır.17 Bkz. TAEK açıklaması http://www.taek.gov.tr/bilgi-kosesi/nukleer-enerji-ve-

reaktorler/212-akkuyu-nukleer-guc-santrali/926-akkuyu-nukleer-guc-santrali.html

18 3.3.2001 tarihinli ve 24335 sayılı Resmi Gazete’de yayınlanmıştır.19 17 Temmuz 2008 tarihili ve 26939 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanmıştır.


87

ENERJİ YATIRIMLARINDA UYUŞMAZLIKLARIN ÇÖZÜMÜNDE TAHKİM-HUKUKİ DAYANAĞI, GÜNCEL TAHKİM KARARLARININ ANALİZİ VE

SONUÇLARININ DEĞERLENDİRİLMESİ-

Dr. iur. Harun KILIÇ* KILIÇ & Partners Hukuk Bürosu

ÖZET

Türkiye enerji sektöründeki liberalleşme reform süreci içinde son dönemde yapılan özelleştirmeler ve düzenlemeler ile birlikte, gerek enerji sektörünün liberalleşmesi gerekse enerji arz ve güvenliğinin sağlanması için, enerji sektöründe özel sektörün ve kamu-özel sektör iş birliğinin payının artırılması sonucu uluslararası yatırımlar bu alanda önemli hale gelmiştir. Uluslararası yatırımlar açısından ise, yatırımlarında siyasi ve hukuki riskleri azaltmak açısından, çıkacak ihtilafların ülke mahkemelerinde değil uluslararası tahkim kurumlarında hakem heyetleri tarafından değerlendirilmesi ve çözülmesi önem arz etmektedir. Bu bağlamda, 4446 sayılı Kanun ile yapılan değişiklikten sonra kamu imtiyaz sözleşmelerinden doğan uyuşmazlıkların tahkim yolu ile çözümlenebilmesine olanak tanınmıştır. Ayrıca 21.01.2000 tarih ve 4501 sayılı Kamu Hizmetleri İle İlgili İmtiyaz Şartlaşma ve Sözleşmelerinden Doğan Uyuşmazlıklarda Tahkim Yoluna Başvurulması Halinde Uyulması Gereken İlkelere Dair Kanun ile kamu hizmeti imtiyaz sözleşmelerinden doğan uyuşmazlıklarda yabancılık unsuru içermesi halinde tahkim yoluna da gidilebileceği hükme bağlanmıştır. Bunun yanında, taraf olduğu ikili ve çok taraflı çok sayıdaki anlaşmada Türkiye, taraf devletlerin yatırımcılarının ülkemizdeki yatırımlarına ilişkin olarak uluslararası tahkime başvurmalarına izin vermektedir. Bu bağlamda son dönemde, örneğin Libananco Holdings Co. Limited, Cementownia “Nowa Huta” S.A., Europe Cement Investment & Trade S.A, Kanel Kangal Elektrik Limited Şirketi ve Alaplı Elektrik B.V şirketleri tarafından Türkiye aleyhine açılmış güncel uluslararası tahkim davaları bulunmaktadır. Bildiride, bu kapsamda önce enerji yatırımlarında uyuşmazlıkların çözümünde tahkim başvurusunun hukuki altyapısı genel olarak değerlendirilmiş, ardından son dönemdeki güncel uluslararası tahkim davaları ve kararları analiz edilerek Türk enerji piyasasına etkileri ve sonuçları değerlendirilmiştir.

I. GİRİŞ

Özellikle 1984’te başlayan ve 2001’de ivme kazanan Türkiye enerji sektöründeki reform süreci, son dönemde yapılan özelleştirmeler ve düzenlemeler ile birlikte, gerek enerji sektörünün liberalleşmesi gerekse enerji arz ve güvenliğinin sağlanması için, enerji sektöründe özel sektörün ve kamu-özel sektör iş birliğinin payının artırılmasının istenmesi nedeniyle uluslararası yatırımlar

enerji sektöründe önemli hale gelmiştir. Uluslararası yatırımlar açısından, yatrımlarında siyasi ve hukuki riskleri azaltmak açısından çıkacak ihtilafların ülke mahkemelerinde değil uluslarası tahkim kurumlarında hakem heyetleri tarafından değerlendirilmesi ve çözülmesi önem arz etmektedir. Bu nedenle, Türkiye gerek ulusal mevzuatta yapılan değişiklikler gerekse Türkiye’nin taraf olduğu yatırımların karşılıklı korunmasına ve teşvikine ilişkin ikili ve çok taraflı çok sayıdaki sözleşmeler ile, yatırımcıların ülkemizdeki yatırımlarında çıkan ihtilaflara ilişkin uluslararası tahkime başvurabilmelerini kabul etmiştir. Bu bağlamda, son dönemde örneğin Libananco Holdings Co. Limited, Cementownia “Nowa Huta” S.A., Europe Cement Investment & Trade S.A, Kanel Kangal Elektrik Limited Şirketi ve Alaplı Elektrik B.V şirketleri tarafından Türkiye aleyhine açılmış uluslararası tahkim davaları bulunmaktadır.

Bildiride, önce enerji yatırımlarında uyuşmazlıkların çözümünde tahkim başvurusunun hukuki altyapısı genel olarak değerlen-dirilecek, ardından son dönemdeki güncel uluslararası tahkim davaları ve kararları analiz edilecek ve de Türk Enerji Piyasasına etkileri ve sonuçları değerlendirilecektir.

II. ENERJİ YATIRIMLARINDA UYUŞMAZLIKLARIN ÇÖZÜMÜNDE TAHKİMİN HUKUKİ ALTYAPISI

Elektrik piyasasında liberalleştirmeyi amaçlayan ve bu amaçla özel hukuk hükümlerine dayalı serbest bir elektrik piyasası öngören 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu¹ ’na kadar, enerji piyasasında önemli derecede Yap-İşlet-Devret model (YİD), Yap-İşlet (Yİ) ve İşletme-Hakkı-Devri (İHD) modelleri ile yapılmış ve halen yürürlükte olan uzun süreli sözleşmeleri ile kamu-özel iş birliklerinin² bulunması ve de 4046 sayılı “Özelleştirme Uygulamalarının Düzenlenmesine ve Bazı Kanun ve Kanun Hükmünde Kararnamelerde Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun”³ ile enerji piyasasında işletme hakkı devri ve blok satış yöntemleri ile özelleştirme yöntemleri kullanılması sonucu yapılan sözleşmeler ile enerji sektöründe özel sektörün ve kamu-özel sektör iş birliğinin payı artmıştır. Bu nedenle, enerji sektöründe bu kapsamda çıkacak ihtilafların çözümünde tahkim yoluna başvurabilmesi sağlayan ulusal düzenlemeler ve uluslarası anlaşmalar aşağıda değerlendirilecektir.

1. 3096 sayılı Türkiye Elektrik Kurumu Dışındakı Kuruluşların Elektrik Üretimi, İletimi, Dağıtımı ve Ticareti ile Görevlendirilmesi Hakkında Kanun

* KILIÇ & Partners Hukuk Bürosu Kurucu Ortak ve Çeşitli Üniversitelerde Li-sans ve Yüksek Lisans Öğretim Görevlisi

¹ 3.3.2001 tarihli ve 24335 sayılı Resmi Gazete’de yayınlanmıştır.² Bkz. daha fazla bilgi için Duran, L., Yap-İşlet-Devret, Ankara Üniversitesi Si-

yasal Bilgiler Fakültesi Dergisi Cilt XLVI, Sayı 1-2, Ocak-Haziran 1991, s.151 vd.; Tan, T., Osmanlı İmparatorluğunda Yabancılara Verilmiş Kamu Hizmeti İmtiyazları, Ankara Üniversitesi Siyasal Bilgiler Fakültesi Dergisi Cilt XXII,

Sayı 2, Mart 1967, S.285 vd. ve Kamu Hizmeti İmtiyazından “Yap-İşlet-Devret” Modeline, Ankara Üniversitesi Siyasal Bilgiler Fakültesi Dergisi Cilt 47, Sayı 3-4, Haziran-Aralık 1992, s.309 vd.; Özay, İ., Günışığında Yönetim, İstanbul 2002, S. 260 vd.; Gözler, Kemal, İdare Hukuku, C.2, Bursa-2002, s.400 vd.; Polatkan, V., Yap İşlet Devret, Ankara 1997, ve de Yerlikaya, G. K., Yap-İşlet-Devret Modeli Hukuki Mahiyeti ve Vergilendirme, Ankara 2003.

³ 27 Kasım 1994 tarihili ve 26821 sayılı Resmi Gazete’de yayınlanmıştır.


88

3096 sayılı Türkiye Elektrik Kurumu Dışındaki Kuruluşların Elektrik Üretimi, İletimi, Dağıtımı ve Ticareti ile Görevlendirilmesi Hakkında Kanun4 (3096 sayılı Kanun) ile elektrik sektöründe yap-işlet-devret model ile işletme hakkı devri modeline ilişkin ilk yasal düzenleme yapılmıştır. Bu kanun ile, o tarihe kadar elektrik piyasasında monopol Türkiye Elektrik Kurumunun (TEK) yapısı değiştirilmiş, elektrik üretimi, iletimi, dağıtımı ve ticaretini TEK’in tekelinden çıkarıp, yapılacak sözleşme ile TEK dışındaki anonim şirketi niteliğinde özel hukuk tüzel kişilerine, elektrik üretimi, iletimi, dağıtımı ve ticareti imkanı getirilmiştir. Görevlendirilecek özel yatırımcılar ile şirket ile Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı arasında bir sözleşme akdedileceği, bu sözleşmenin 99 yıla kadar olabileceğini, sözleşmelerde en az görevlendirme süresi, mevcut ve yeniden kurulacak üretim, iletim ve dağıtım tesislerinin amortisman süreleri dikkate alınarak tespit edileceği, sözleşmenin süresi bitiminde tüm tesisler ile taşınır ve taşınmaz mallar her türlü borç ve taahhütlerden ari olarak devlete bedelsiz olarak geçeceği düzenlenmiştir. Ayrıca Bakanlar Kuruluna, görevlendirilecek şirkete, görev bölgesinde bulunan kamu kurum ve kuruluşlarına ait elektrik üretim, iletim ve dağıtım tesislerinin işletme haklarını görevli şirketlere devretme yetkisi tanınmıştır.

3096 sayılı Kanunda öngörülen Bakanlık ile görevli şirket arasında akdedilecek olan sözleşmeler, kamu hizmeti imtiyaz sözleşmeleri olarak kabul edildiği için kamu hukuku ilke ve kurallarına tabi tutulmaktaydılar. Bunun sonucu olarak da, Anayasada 1999 yılında yapılan değişiklik öncesinde Anayasanın 155. maddesi ve Danıştay Kanunun ilgili maddeleri uyarınca Danıştay’ın ön denetimine, incelemesine tabii idiler. Danıştay bu sözleşme tasarılarına son biçimini vermekteydi. Ancak, 13.8.1999 tarih ve 4446 sayılı Kanun ile Anayasa’nın 155. maddesinin 2. fıkrası değiştirilerek ve buna uygun olarak 18.12.1999 tarih ve 4492 sayılı Kanun ile Danıştay Kanunun 23/d. maddesinde yapılan değişiklik ile Danıştayın inceleme yetki ve görevi salt görüş bildirme görevi haline getirilmiştir. Ayrıca bu değişiklik öncesinde, bu sözleşmelerin kamu hizmeti imtiyaz sözleşmeleri olarak kabul edilmesinin diğer bir sonucu ise; bu sözleşmelerden doğacak olan uyuşmazlıklar ilk derece mahkemesi sıfatıyla Danıştay tarafından çözümlenmektediydiler. Ancak, Anayasanın 125. maddesinin 1. fıkrasında 13.08.1999 tarih ve 4446 sayılı Kanun ile yapılan değişiklikten sonra, kamu imtiyaz sözleşmelerinden doğan uyuşmazlıkların milli ya da milletlerarası tahkim yolu ile çözümlenebilmesine olanak tanınmıştır. Buna ugun olarak 18.12.1999 tarih ve 4492 sayılı Kanun ile Danıştay Kanunun 24. md. değiştirilerek, Danıştay’ın tahkim yolu öngörülmemiş olması kaydıyla kamu hizmetleri ile ilgili imtiyaz sözleşme ve şartlaşmalarından doğacak davalara ilk derece mahkemesi olarak bakacağı hükme bağlanmıştır.

2. 3996 sayılı Bazı Yatırım ve Hizmetlerin Yap-İşlet-Devret Modeli Çerçevesinde Yaptırılması Hakkında Kanunun3996 sayılı Bazı Yatırım ve Hizmetlerin Yap-İşlet-Devret Modeli Çerçevesinde Yaptırılması Hakkında Kanunun5 (3996 sayılı Kanun) ve bu kanunun uygulama usul ve esaslarını düzenleyen 94/5907 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı6, birçok altyapı yatırım ve hizmetlerinde, Yap-İşlet-Devret (YİD) modeli imkanı getirilmiştir. 3996 sayılı Kanun, 3096 sayılı Türkiye Elektrik Kurumu Dışındaki Kuruluşların Elektrik Üretimi, İletimi, Dağıtımı ve Ticareti ile

Görevlendirilmesi Hakkında Kanun hükümleri saklı tutmaktadır. Ayrıca, 4493 sayılı Kanun ile elektrik üretim, iletim, dağıtım ve ticaretini de 3996 sayılı Kanun kapsamına dahil edilmiştir. YİD projeleri, 2886 sayılı Devlet İhale Kanunu’nun uygulamasından muaf tutulmuştur. Bu kanun hükümleri uyarınca akdedilecek olan sözleşmenin süresi 49 yıldan fazla olmayacaktır. Yapılan yatırım ve hizmetler, sözleşmenin hitamında, tüm tesisleriyle, taşınır taşınmaz malları ile birlikte ve her türlü taahhütten arındırılmış olarak idareye geçecektir.

3996 sayılı kanun hükümleri uyarınca akdedilen sözleşmelerin, özel hukuk hükümlerine tabi olacağı düzenlenmiştir. Ancak, Kanunun bu hükmü bilahare Anayasa Mahkemesi tarafından, klâsik kamu hizmeti imtiyaz sözleşmelerinin bütün öğelerini içeren bir sözleşme niteliğinde olduğu ve Anayasanın Danıştay’a ilişkin 155. maddesi gereği Danıştay’ın sözleşmeleri incelemesi ve anlaşmazlıklar halinde Danıştay’ın bu davalara bakması gerektiği sebebleri ile iptal edilmiştir.7 Buna karşın, özellikle yabancı yatırımcılar uyuşmazlık halinde idari yargı yoluna başvurulmasına itiraz etmeleri ve uyuşmazlıkların uluslararası tahkim yoluyla çözümlenmesini istemeleri nedenlerinden dolayı, Anayasa’nın 47. maddesinde yapılan değişiklik ile devlet, kamu iktisadi teşebbüsleri ve diğer kamu tüzel kişileri tarafından yürütülen yatırım ve hizmetlerden hangilerinde özel hukuk sözleşmeleri ile gerçek ve tüzel kişilere yaptırılabileceği veya devredilebilceği hususlarının kanun ile belirlenebilmesine olanak tanınmıştır. Anayasada yapılan bu değişiklik bağlamında, 20.12.1999 tarih ve 4493 sayılı Bazı Yatırım ve Hizmetlerin Yap-İşlet-Devret Modeli Çerçevesinde Yaptırılması Hakkında Kanunun Bazı Maddelerinde Değişiklik Yapılmasına İlişkin Kanun ile de 3996 sayılı Kanun değişikliğe uğramış ve taraflar arasında yapılacak sözleşmelerin özel hukuk hükümlerine tabi olduğu hükmü eklenmiştir.

3096 sayılı Kanun ile birlikte, elektrik üretim, iletim, dağıtım ve ticareti, bir taraftan 3096 sayılı Kanun diğer taraftan 3996 sayılı Kanun hükümlerine tabidir. Diğer bir ifade ile, “elektrik üretim, iletim, dağıtım ve ticareti”ni düzenleyen iki kanun (3096 ve 3996 sayılı Kanunlar) aynı anda yürürlüktedir. Ancak, 3096 sayılı Kanun çercevesinde yapılan sözleşmeler İdare (imtiyaz) Hukuku8; buna karşın 3996 sayılı Kanun çercevesinde yapılan sözleşmeler ise Özel Hukuk9 kapsamında mütaala edilmektedirler.10 Ayrıca, 3996 sayılı Kanun ile, bir taraftan, ilgili idarenin isteği halinde 3096 sayılı Kanuna tabi işler de özel hukuk hükümlerine tabi kılınabilme imkanı¹¹ ile; diğer taraftan da, 3996 sayılı Kanunun yürürlüğe girmesinden önce yap-işlet-devret modeline göre başlatılmış projeler ve işler ile 3096 sayılı Kanuna tabi proje ve işler, görevli veya sermaye şirketinin, Kanunun yayım tarihinden itibaren bir ay içinde başvurusu ve ilgili idarenin müracaatı üzerine Bakanlar Kurulu kararıyla özel hukuk hükümlerine tabi kılınabilme imkanı getirilmiştir.

3. 4501 sayılı Kamu Hizmetleri İle İlgili İmtiyaz Şartlaşma ve Sözleşmelerinden Doğan Uyuşmazlıklarda Tahkim Yoluna Başvurulması Halinde Uyulması Gereken İlkelere Dair Kanun21.01.2000 tarih ve 4501 sayılı Kamu Hizmetleri İle İlgili İmtiyaz Şartlaşma ve Sözleşmelerinden Doğan Uyuşmazlıklarda Tahkim Yoluna Başvurulması Halinde Uyulması Gereken İlkelere

4 19.12.1984 tarih ve 18610 sayılı Gazete’de yayınlanmıştır.5 13.06.1994 tarih ve 21959 sayılı Resmi Gazete’de yayınlanmıştır.6 01.10.1994 tarih ve 22068 sayılı Resmi Gazete’de yayınlanmıştır.7 Bkz. Anayasa Mahkemesi 28.06.1995, E 1994/72-K 1995/23, 20.03.1996 tarih ve

22586 sayılı Resmi Gazete, S. 37-54. Ayrıca bkz. Özay, s. 262 vd. ve Polatkan, s. 91 vd.

8 Danıştay 10. Daire E. 2000/5874, K. 2003/746, T. 27.02.2003.

9 Danıştay 1. Daire E. 2003/108, K. 2003/110, T. 11.09.2003.10 Danıştay 1. Daire E. 2000/57, K. 2000/53, T. 11.09.2003. Bk. Orak, Cem Çağa-

tay, Kamu Hizmatleri İmtiyaz Sözleşmelerinde Tahkim, Ankara 2006, s. 47 vd.11 Bkz. 24.11.1994 tarih ve 4047 sayılı Kanun ile değişik 3996 sayılı Kanunun

13/2. maddesi.¹² 22.1.2000 tarih ve 23941sayılı Resmi Gazete’de yayınlanmıştır.


89

Dair Kanun¹² ile kamu hizmetleri ile ilgili imtiyaz şartlaşma ve sözleşmelerinde bunlardan doğan uyuşmazlıkların, yabancılık unsuru içermesi halinde tahkim yoluyla çözülmesinin öngörülerek, tahkim sistemi ile çözülmesinin öngörülmesi durumunda taraflarca sözleşme yapılırken uyulması gereken ilke ve esasları belirlemektedir.

4501 sayılı Kanunun 2/c. maddesine göre de, sözleşmeye taraf kurulu veya kurulacak şirket ortaklarından en az birinin yabancı sermayeyi teşvik mevzuatı hükümlerine göre yabancı menşeli olması veya sözleşmenin uygulanabilmesi için yurt dışı kaynaklı sermaye veya kredi veya teminat sözleşmelerinin akdedilmesinin gerekli olması hallerinden birinin olması halinde yabancılık unsurunun varlığı kabul edilecektir. Kanun bu bakımdan yabancılık unsurunu oldukça geniş tutarak ekonomik kriterleri göz önüne alarak değerlendirmiş ve enerji sektöründeki yatırımların büyük bir kısmını kapsamına alacak şekilde düzenlemiştir. 4501 sayılı kanunun sözleşmeye taraf kurulu veya kurulacak şirket ortaklarından en az birinin yabancı sermayeyi teşvik mevzuatı hükümlerine göre yabancı menşeli olması atfı ile, 4875 sayılı Doğrudan Yabancı Yatırımlar Kanunun¹³ ile mülga 6224 sayılı kanuna Yabancı Sermayeyi Teşvik Kanununa yapılan atıfların 4875 sayılı kanunun ilgili bölümlerine yapılmış sayılacağı hükme bağlanmıştır. Bu bakımdan 4875 sayılı kanunun 2. maddesinde tanımlanan yabancı yatırımcı ve doğrudan yabancı yatırım da 4501 sayılı kanun uyarınca uygulanma alanı bulan milletler arası tahkimin belirleyici kıstası olan yabancılık unsurunun tanımlanmasında dikkate alınması gerekecektir. 4875 sayılı Kanunun 2. maddesinde ise yabancılık unsurunu teşkil eden doğrudan yabancı yatırımcı ve doğrudan yabancı yatırım şu şekilde tanımlanmış:

“a) Yabancı yatırımcı: Türkiye’de doğrudan yabancı yatırım yapan,1)Yabancı ülkelerin vatandaşlığına sahip olan gerçek kişiler ile

yurt dışında ikamet eden Türk vatandaşlarını,2) Yabancı ülkelerin kanunlarına göre kurulmuş tüzel kişileri ve

uluslararası kuruluşları,b) Doğrudan yabancı yatırım: Yabancı yatırımcı tarafından,1) Yurt dışından getirilen;

• Türkiye Cumhuriyet Merkez Bankasınca alım satımı yapılan konvertibl para şeklinde nakit sermaye,

• Şirket menkul kıymetleri (Devlet tahvilleri hariç),• Makine ve teçhizat,• Sınaî ve fikrî mülkiyet hakları,

2) Yurt içinden sağlanan;• Yeniden yatırımda kullanılan kâr, hâsılat, para alacağı veya

malî değeri olan yatırımla ilgili diğer haklar,• Doğal kaynakların aranması ve çıkarılmasına ilişkin haklar,

gibi iktisadî kıymetler aracılığıyla;i) Yeni şirket kurmayı veya şube açmayı, ii) Menkul kıymet borsaları dışında hisse edinimi veya menkul

kıymet borsalarından en az % 10 hisse oranı ya da aynı oranda oy hakkı sağlayan edinimler yoluyla mevcut bir şirkete ortak olmayı,”

4501 sayılı kanunun 2/c bendi ile 7. ve geçici 1. maddelerinin Anayasaya aykırı olduğu ve iptali istemiyle açılan davada, Anayasa Mahkemesi 20.07.2000 tarih ve 2000/16 E. ve 2000/17 K. sayılı kararıyla, davayı reddederken yabancılık unsurunu tanımlayan 2/c

bendine ilişkin olarak şu değerlendirmeyi yapmıştır:“…Türk hukukunda yabancılık unsurunun gerek yargı kararları gerekse öğretide bir hukuki işlem veya ilişkinin birden çok hukuk düzeniyle bağlantılı olması halini ifade etmektedir. Bu konuya mukayeseli hukuk açısından bakıldığında da ortak kabul görmüş bir tanıma rastlanmamakta, her ülkenin kendi ekonomik koşul ve değerlendirmelerine göre farklı kurallar benimsendiği görülmektedir. …yasa koyucunun kuşkusuz kamu hizmetlerinin gereklerini de gözeterek kullandığı takdir yetkisiyle bu tür işin niteliğinden kaynaklanan sınırlı durumlara özgü sözleşmelerde de yabancılık unsuru bulunduğunu kabul etmesinin Anayasa ile çelişen bir yönü görülmemiştir.” 4501 sayılı Kanunun 3. maddesi gereği de, yabancılık unsuru taşıyan sözleşmelerde bunlardan doğan uyuşmazlıkların;“a) Türkiye’de toplanarak Türk hukukuna ya da yabancı hukuka

göre karar verecek hakem veya hakem kurulunda, b) Yabancı bir ülkede toplanarak Türk hukukuna ya da yabancı

hukuka göre karar verecek hakem ve hakem kurulunda, c) Kendi tahkim usulü bulunan milletlerarası tahkim

kuruluşunda,”çözülmesi kabul edilebilmektedir. Taraflar bu şekilde uluslarası tahkim yolunun öngörmesi halinde, tahkim anlaşması, sözleşmeye konulan tahkim şartı veya ayrı bir tahkim sözleşmesi şeklinde yapılabilecektir. 4501 sayılı Kanunun 4/2. maddesi gereği de, tahkim şartı veya tahkim sözleşmesinde; tahkim yoluyla çözülecek uyuşmazlıklar, uygulanması istenilen tahkim kuralları, tahkim yeri, hakem ya da hakem kurulunun seçimi ve sayısı, nitelikleri, hakem kurulunun yetkisi hakem kurulunun yargılama usulü, yargılamada kullanılacak dil, uluşmazlığın esasına uygulanacak maddi hukukun seçimi, tarafların delil ikamesi, bilirkişilerin seçimi, uyuşmazlığın diğer tarafa ne şekilde bildirileceği, bildirim süresi, tahkim süresi, hakem kurulunun delil toplama yetkisi ve usulü, hakem ücreti, yargılama giderleri, vekalet ücreti ve benzeri konular ayrıntılı biçimde düzenlenmesi gerekecektir.

Ayrıca uluslararası tahkim usulünü düzenleyen 4686 sayılı Milletlerarası Tahkim Kanunun14 1/5. maddesinde ki açık hüküm nedeniyle, 4501 sayılı Kanunun hüküm bulunmayan hallerde, kamu hizmetleri ile ilgili imtiyaz şartlaşma ve sözleşmelerinde bunlardan doğan uyuşmazlıkların tahkim yoluyla çözümünde, 4686 sayılı Kanun hükümleri uygulama alanı bulacaktır.

Uluslararası Tahkim sisteminde alınan kesinleşmiş ve icra kabiliyeti kazanmış veya taraflar için bağlayıcı olan yabancı hakem kararları, Milletlerarası Özel Hukuk ve Usul Hukuku Hakkında Kanun (MÖHUK) md. 60 vd. hükümlerine göre tanınanacak ve tenfiz edilecektir.

4. Uluslararası AnlaşmalarYukarıda üzerinde durulan ulusal düzenlemeler yanında, ikili ve çok taraflı anlaşmalar ile uyuşmazlıkların tahkim yoluyla çözümüne ilişkin düzenlemeler yapılmıştır. Türkiye’nin taraf olduğu çok sayıdaki yatırımların karşılıklı korunması ve teşvikine ilişkin ikili antlaşmalarda Türkiye, karşı tarafın yatırımcılarının ülkemizdeki yatırımlarına ilişkin olarak hukuka aykırı olduğunu düşündükleri eylemler dolayısıyla uluslararası tahkime başvurmalarına izin

¹³ 17 .06.2003 tarih ve 25141 sayılı Resmi Gazete’de yayınlanmıştır.14 5.7.2001 tarih ve 24453 sayılı Resmi Gazete’de yayınlanmıştır. Kanuna ilişikin

detaylı bilgi için bkz. Şanlı, Cemal, Uluslararası Ticari Akitlerin Hazırlanması ve Uyuşmazlıkların Çözüm Yolları, 4. Bası, İstanbul 2011, s.243 vd. ve Nomer, Ergin/Ekşi, Nuray/Öztekin, Günseli: Milletlerarası Tahkim, İstanbul 2003.

15 Detaylı bilgi için bkz. Şanlı, s. 453 vd. ve Ormanoğlu, Burhan, Yabancı Sermaye Ya-tırımlarına İlişkin Uyuşmazlıkların Çözümünde Uluslararası Tahkim,Ankara 2004, s. 47 vd., http://www.debud.org/dokumanlar/tez/BOrmanoglu.pdf Ayrıca Anlaşma yapılan ülkelerin listesi ve yürürlüğe giriş tarihleri için bkz. http://www.yased.org.tr/webportal/Turkish/anlasmalar/ykkta/Pages/YatirimlarinKarsilikliKorunmasi.aspx


90

vermektedir.15 Bu ikili yatırım anlaşmalarında, yabancı yatırımların korunması ve teşviki amacıyla, ICC, UNCITRAL, ICSID gibi tahkim merkezlerine16 başvuru ve ihtilafın bu şekilde tahkim yoluyla çözülmesi sistemi getirilmiştir.

İkili anlaşmalar dışında Türkiye’nin de taraf olduğu, çok taraflı anlaşmalar bulunmaktadır. Bu kapsamdaki çok taraflı anlaşmalardan birincisi, 11 Ekim 1985 yılında imzalanan ve 1988 yılında yürürlüğe giren, bir yatırım garanti kuruluşunun kurulması ile gelişmekte olan ülkelerdeki doğrudan yabancı yatırımlara garanti oluşturarak yatırımları artırmayı amaçlayan “Çok Taraflı Yatırım Garanti Kuruluşu Sözleşmesi”dir (Convention Establising the Multilateral Investment Guarantee Agency-MIGA).17 Diğer bir sözleşme ise, 18 Mart 1965 tarihinde hazırlanan ve 14 Ekim 1966 tarihinde yürürlüğe giren ve yatrımcı ile ev sahibi ülke arasındaki yatırım ilişkilerinden doğan uyuşmazlıkların çözüm tarzını belirleyen “Devletler ve Diğer Devlet Vatandaşları Arasındaki Yatırım Uyuşmazlıklarının Çözümlenmesi Hakkında Sözleşmesi” (Washington Sözleşmesi-ICSID). Bu sözleşme ile “Yatırım Uyuşmazlıklarının Çözümü İçin Uluslararası Merkez” (ICSID) kuruluştur.18 Enerji sektörü için özellik arz eden çok taraflı bir diğer anlaşma ise, 17 Aralık 1994 tarihinde Lizbon’da imzalanan ve 16 Nisan 1998 yılında yürürlüğe giren ve enerji sektöründe uluslararası işbirliğini, taraflarının hak ve yükümlülüklerini düzenleyen Enerji Şartı Anlaşması’dır.19 Bu üç çok taraflı anlaşmalarda uyuşmazlıkların çözümü için ICSID tahkim merkezi öngörülmüştür.

Uluslararası tahkim sisteminde alınan hakem kararlarının ilgili ülkede tenfizini sağlamak üzere düzenlenmiş çok taraflı anlaşmalar bulunmaktadır. Bunların içinde Türkiye’nin de taraf olduğu en önemli çok taraflı sözleşme, 7 Haziran 1959 tarihinde yürürlüğe giren Yabancı Hakem Kararlarının Tanınması ve Tenfizi Hakkında New York Sözleşmesi’dir (Convention on the Recognation and Enforcement of Foreign Arbitral Awards). Bu anlaşma, yabancı hakem kararlarının tanınması ve uygulanmasını düzenlemekte olup; tahkim kurumlarınca veya hakemlerce verilen kararların, anlaşma tarafı devletlerce tanınmasını ve bu devletlerde uygulanmasına yönelik hükümler taşımaktadır.20

III. GÜNCEL ULUSLARARASI TAHKİM KARARLARI

Bu bölümde, son dönemde, Libananco Holdings Co. Limited, Cementownia “Nowa Huta” S.A., Europe Cement Investment & Trade S.A, Kanel Kangal Elektrik Limited Şirketi ve Alaplı Elektrik B.V şirketleri tarafından Türkiye aleyhine açılmış güncel uluslararası tahkim davaları değerlendirilecektir.

1. Libanonco, Cementownia ve Europe Cement Kararları:3096 sayılı Kanun 3. ve geçici 2. maddesi çerçevesinde; 26.08.1988 tarih, 88/ 13314 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ile Çukurova Elektrik A.Ş. (ÇEAŞ), 1 No.lu görev bölgesinde (Adana ve civarı) 70 yıl süre ile, 07.10.1988 tarih, 88/ 13344 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ile Kepez Elektrik T.A.Ş. (KEPEZ), 2 No.lu görev bölgesinde (Antalya ve civarı) 70 yıl süre ile, elektrik üretimi, iletimi, dağıtımı ve ticaretini yürütmek üzere görevlendirilmiştir. Bakanlar Kurulu Kararları çerçevesinde, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ile

şirketler arasında 19.10.1988 tarihinde Görev Verme Sözleşmeleri imzalanmıştır. Bilahare Danıştay’ın, 3096 sayılı Kanun kapsamında imzalanan sözleşmelerin imtiyaz teşkil ettiği ve Anayasanın 155. maddesine göre Danıştay Onayından geçmesi gerektiği yönündeki kararı doğrultusunda, Bakanlık ile şirketler arasında imzalanan 19.10.1988 tarihli Sözleşme, 1996 yılında Danıştay incelemesine sunulmuş ve Danıştay onayından geçen İmtiyaz Sözleşmeleri, 09.03.1998 tarihinde, Bakanlık ile ÇEAŞ ve KEPEZ arasında imzalanmıştır. Ancak Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından, 2003 yılında, ÇEAŞ ve KEPEZ’in görev verilmesine ilişkin imtiyaz sözleşmelerini ihlalleri nedeniyle, sözleşmelerin uygulanmasının ve devamının artık mümkün olmadığından bahisle, sözleşmelerin feshine karar vermiş ve şirketlerce işletilen tesislere ve bu tesislerin mütemmim cüzleri ile işletme faaliyeti için gerekli tüm araç ve gerece Bakanlık tarafından elkonulmuş ve de Bakanlar Kurulu Kararları ile şirketlerin görevlendirilmesinin kaldırılmasına karar verilmiştir. Bunun üzerine ÇEAŞ ve KEPEZ’in hissedarları oldukları iddiası ile yabancı şirketler tarafından ICSID tahkim merkezinde açılan davalar sonucunda şu kararlar verilmiştir:

a. Libanonco Kararı: 2006 yılında Kuzey Kıbrıs’da muhkim Libananco Holdings Co. Limited şirketi (Libanonco), ÇEAŞ ve KEPEZ’in 12 Haziran 2003 tarihinden önce hissedarı olduğundan ve bu el koymalar ve imtiyazların iptali nedeniyle yatırımcı olarak zarar uğradığından ve bunun Enerji Şartı Anlaşmasını ihlal ettiğinden bahisle Türkiye Cumhuriyeti’nden ICSID tahkim merkezinde 10 milyar ABD doları tazminat talep etmiştir. Hakem Heyeti söz konusu tahkim davasında öncelikle, Libanonco şirketinin ÇEAŞ ve KEPEZ’in hisselerini, Bakanlığın sözleşmeleri iptal ederk el koymalarından ve imtiyazların iptalinde önceki tarih olan 12 Haziran 2003 tarihinden önce iktisap edip etmediğini değerlendirmiştir. Hakem Heyeti yaptığı uzun tahkikat, şahit ve uzman dinlemeleri, inceleme ve değerlendirmelerin ardından Libanonco’nun iddasını, ÇEAŞ ve KEPEZ’in hisselerini 12 Haziran 2003 tarihinden önce iktisap ettiğini, ispat edemediğine karar vermiştir. Bunun sonucu olarak da, ICSID anlaşması ve Enerji Şartı Anlaşması kapsamında bir yatırımdan ve yatırımcıdan bahsedilemeyeceğini belirtmiştir. Bu kapsamda yargı yetkisinin olamadığından ve Libanonco’nun iddiasını ispat edememesi nedeniyle 2011 yılında Libanonco’nun talebini reddetmiştir.²¹

b. Cementowia Kararı: 2007 yılında Polonya’da muhkim Cementownia “Nowa Huta” S.A. şirketi (Cementowia), Libanonco gibi, ÇEAŞ ve KEPEZ’in 30 Mayıs 2003 tarihinde hissedarı olduğundan ve bu el koymalar ve imtiyazların iptali nedeniyle yatırımcı olarak zarara uğradığından ve bunun Enerji Şartı Anlaşmasını ihlal ettiğinden bahisle Türkiye Cumhuriyeti’nden ICSID tahkim merkezinde 4.6 milyar ABD doları tazminat talep etmiştir. Hakem Heyeti, yaptığı uzun tahkikat, inceleme ve değerlendirmeler ardından, Cementowia’nın CEAŞ ve KEPEZ’e hissedar olduğunu ve Enerji Şartı Anlaşması anlamında yatırımcı sayıldığını ortaya koyan yeterli ve ikna edici delil sunamadığına karar vermiştir. Hakem Heyeti, Cementowia’nın, yatırımcı niteliğine haiz olmadığını bildiği halde tahkime başvurmakla kasten ve kötü niyetle tahkim yargılamasını suiistimal ettiğini, ICSID ve Enerji Şartı anlaşmaları kapsamında iyi niyetli gerçek bir yatırımcı olarak

16 Detaylı bilgi için bkz. Şanlı, s. 268 vd.;Ormanoğlu s. 65 vd. ile 96 vd.; Emek, Uğur, Uluslararası Ticarette Tahkim Prosedürü, Ankara 1999, s. 27 vd., http://ekutup.13 dpt.gov.tr/hukuk/emeku/tahkim.pdf

17 Detaylı bilgi için bkz. Şanlı, s. 433 vd. ve Ormanoğlu s. 65 vd.18 Detaylı bilgi için bkz. Şanlı, s. 433 vd. ; Emek s.27 vd. ve Ormanoğlu s. 91 vd.ile 96 vd.19 Sözleşme metni için bkz. http://www.encharter.org/fileadmin/user_upload/

document/EN.pdf#page=211.Detaylı bilgi için bkz. Kılavuz, Ali Kemal, Enerji Şartı Anlaşması Çerçevesinde Uyuşmazlıkların Çözümü, Gazi Üniversitesi Hu-

kuk Fakültesi Dergisi C. XIII, Y. 2009, Sa. 1-2, s. 179 vd., http://www.hukuk.gazi.edu.tr/editor/dergi/13_8.pdf ve Baklacı, Pınar/Akıntürk, Esen, Enerji Şartı Antlaşması, Dokuz Eylül Üniversitesi, İşletme Fakültesi Dergisi, Cilt 7, Sayı 2, 2006, 97-113 İşletme Fakültesi Dergisi, Cilt 7, Sayı 2, 2006, 97-113, http://web.deu.edu.tr/isletme/ifddergi/web_files/7297113.pdf

20 Detaylı bilgi için bkz. Şanlı, s. 359 vd.; Emek s.21 vd. ve Ormanoğlu, s. 89 vd.21 Karar metni için bkz. http://www.encharter.org/fileadmin/user_upload/Investor-

State_Disputes/Award_-_Libananco_vs_Turkey.pdf


91

hareket etmediğini, sadece uluslararası tahkim yargılamasına ulaşmak için bir araç olarak kullanıldığını vurgulayarak sahte/hileli bir dava olduğunu vurgulamıştır. Ayrıca Hakem Heyeti, Davacının tahkim yargılamasını geciktirecek işlemler yaparak tahkim masraflarının artmasına sebebiyet vermek suretiyle tahkim yargılamasını yanlış yönlendirdiğine de hükmetmiştir. Cementowia tahkim masraflarına mahkum edilmiş, ancak Türkiye’nin manevî tazminat talebi kabul edilmemiştir. ²²

c. Europe Cement Kararı: Bu kapsamda açılan diğer bir dava ise, 2007 yılında Polonya’da muhkim Europe Cement Investment & Trade S.A. (Europe Cement) şirketi tarafından, Libanonco ve Cementowia gibi, ÇEAŞ ve KEPEZ’in 30 Mayıs 2003 tarihinde hissedarı olduğundan ve bu el koymalar ve imtiyazların iptali nedeniyle yatırımcı olarak zarara uğradığından ve bunun Enerji Şartı Anlaşmasını ihlal ettiğinden bahisle Türkiye Cumhuriyeti’nden ICSID tahkim merkezinde 3.8 milyar ABD doları tazminat talep etmiştir. Europe Cement’in CEAŞ ve KEPEZ’in ortağı olduğuna dair iddiasını ispat için, Europe Cement sunulan deliller 30 Mayıs 2003 tarihli hisse devir sözleşmesinin kopyası ile 10 Ocak 2005 tarihinde çıkarılan hamiline hisse senetlerinin kopyalarını Hakem Heyeti’ne sunmuştur. Ancak davalı Türkiye bu belgelerin sahte olduğunu savundu. Bunun üzerine Hakem Heyeti bu belgelerin orijinallerinin ve onların sahte olmadığını ve Europe Cement’in CEAŞ ve KEPEZ’in ortağı olduğunu kanıtlayan ilgili diğer belgelerin sunulmasını istemiştir. Ancak, Europe Cement, Hakem Heyeti’nin istediği bu belgeleri sunamamıştır. Böylece Europe Cement uyuşmazlığın doğduğu tarihte Türkiye’de yatırım sahibi olduğunu kanıtlayamamıştır. Bunun sonucu olarak da, Europe Cement, Enerji Şartnamesi Anlaşması’nın 26/1. maddesi uyarınca gerekli olan yatırımcı sıfatını ve Hakem Heyeti’nin yetkisini ortaya koyamadı. Hakem Heyeti tarafından, Ağustos 2009’da yetkisizlik kararı verilmiştir. Ayrıca, yargılama masrafları Europe Cement’e yükletilmiş, ancak Türkiye lehine manevi tazminata hükmedilmemiştir.²³

Bu üç tahkim davasının temelinde, ICSID ve Enerji Şartı Anlaşmaları kapsamında iyi niyetli gerçek bir yatırımcı olmayan kişilerin, yatırımcı niteliğine haiz olmadığını bildikleri halde tahkime başvurarak kasten ve kötü niyetle tahkim yargılamasını suiistimal etmelerini kolayaştıran husus aslında, tartışma konusu olan enerji şirketleri ÇEAŞ ve KEPEZ’in hisselerinin hamile yazılı olması, herhangi bir bildirim veya pay defterine kayıt olmaksızın mülkiyetinin devrinin, hisse senedi çıkmamış ise taraflar arasında adi yazılı bir sözleşme ile, hisse senedi çıkarılmış ise, TTK m. 415 hükmüne göre teslim ile mümkün olması ve hisseleri elinde bulunduranın hissedar olarak kabul edilmesiydi. Ancak bu durumun, 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu’nun 2 f. 324 maddesi ile önüne geçilerek, bu piyasada faaliyet gösterebilecek özel hukuk hükümlerine tâbi tüzel kişilerin, 6762 sayılı Türk Ticaret Kanunu hükümlerine göre anonim veya limited ortaklık olarak kurulması ve anonim ortaklıklarının sermaye piyasası mevzuatına göre borsada işlem görenler dışındaki hisselerinin nama yazılı olması şartı getirilerek değiştirilmiştir. Nama yazılı hisse senetlerinin devri, ana sözleşmede aksine bir düzenleme yapılmamışsa, TK m. 416 gereği,

kural olarak senetlerin ciro edilmesi ve senedin devralan kişiye teslimi yani zilyetliğin nakli ile gerçekleşir. Nama yazılı senetlerin ciro edilmiş senedin devralan zilyetliğin nakli yapıldıktan sonra bu devrin TK m. 416 gereği, ortaklık pay defterine kayıt edilmesi gerekmektedir.25 Ayrıca 4628 sayılı Kanunun 8/b maddesinde ise, elektrik piyasasında faaliyet gösteren tüzel kişilerin ortaklık yapılarında herhangi bir nedenle % 10 veya daha fazla, halka açık ortaklıklarda ise % 5 veya daha fazla bir sermaye payın doğrudan veya dolaylı olarak edinilmesi ve/veya bir ortağa ait olan payların ortaklık sermayesinin % 10 aşması veya belirtilen oranların altına düşmesi sonucu doğuran devir işlemleri, EPDK onayına bağlı kılınmıştır ve ayrıca 4054 sayılı Rekabetin Korunması Hakkında Kanunun 7. maddesi kapsamına giren birleşme ve devralmalarda Rekabet Kurumunun izin verme yetkisi açıkça saklı tutulmuştur.

2. Kanel KararıBakanlar Kurulu, 15 Mayıs 1998 tarihli ve 1998/11213 sayılı görevlendirme kararı ile Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığına, Kanel Kangal Elektrik Limited Şirketi’ni (Kanel) Kangal Termik Santrali’nin termik santrali işletme ve üreteceği elektriği satma ile görevlendirecek bir sözleşmeyi yapma yetkisi vermiştir. Ardından, Bakanlar Kurulu’nun 2000/1024 sayılı özel hukuk sözlesmesi imzalama kararı ile Bakanlık ve Kanel arasındaki imtiyaz sözleşmesinin yeniden düzenlenerek bir özel hukuk sözleşmesinin imzalanmasını uygun bulmuştur. Ardından, 6 Kasım 2000 tarihinde Bakanlık ile Kanel arasında özel hukuka tabi bir sözleşme imzalanmıştır. Ancak, Danıstay, her iki Bakanlar Kurulu Kararını da iptal etmiştir. Kanel, sözleşmenin 14. maddesi gereğince imzalanması gereken proje anlaşmalarının imzalanmadığını ve taahhüt edilen hazine garantilerinin verilmediğini ileri sürerek 16 Aralık 2002 tarihinde Enerji Bakanlığı aleyhine ilk tahkim davasını açmıştı. Bu tahkim dvasında, Hakem Heyeti, Kanel’in menfi zararlarını isteyebileceği ancak mevcut davada sadece kâr mahrumiyetini talep ettiği için 16 Mart 2004 tarihli kararında Kanel’in 111 Milyon ABD Doları tutarındaki kâr mahrumiyeti talebini reddedilmiştir. Bu davayı kaybeden Kanel, Türkiye Cumhuriyeti aleyhine 27 Ekim 2010 tarihli başvurusu ile ICC nezdinde ikinci tahkim davasını başlaşmıştı. Aralık 2011 tarihinde verilen nihai karar ile 309 milyon dolar kâr mahrumiyetine ilişkin olarak istediği tazminat talebi reddedilmiştir.26

3. Alaplı Elektrik Tahkim DavasıHollandalı şirket Alaplı Elektrik B.V (Alaplı Elektrik) tarafından, 2009 yılında ICSID tahkim merkezinde, Türkiye’ye karşı elektrik üretimi imtiyaz sözleşmesinden kaynaklanan ve inşa edilmemiş olan bir enerji santraline ilişkin olarak, Enerji Şartı Sözleşmesine ve Hollanda ile Türkiye arasındaki İkili Yatırım Antlaşması uyarınca açtığı 100 milyon ABD doları değerinde bir dava olup hakem yargılaması devam etmektedir. Hakem Heyeti, son olarak 16 Eylül 2011 tarihinde Alaplı Elektrik’in yeni delil sunma talebine ilişkin karar vermiştir.

IV. SONUÇ

Enerji sektöründe özel sektörün ve kamu-özel sektör iş birliğinin

22 Karar metni için bkz. http://www.encharter.org/fileadmin/user_upload/Investor-State_Disputes/Cementownia_Award.pdf

23 Karar metni için bkz. http://www.encharter.org/fileadmin/user_upload/Investor-State_Disputes/Europe_Cement_Turkey_Award.pdf

24 Bu fıkra, 10.5.2006 tarih ve 5496 sayılı Kaunun 2. md. ile bu şekide değiştiril-miştir. Değişiklikten önce: ‘Piyasada faaliyet gösterecek özel hukuk hükümleri-ne tabi tüzel kişilerin 6762 sayılı Türk Ticaret Kanunu hükümleri doğrultusunda anonim şirket ya da limited şirket olarak kurulmaları ve anonim şirket olarak kurulmaları halinde, hisselerinin tamamının nama yazılı olması şarttır.’

25 Daha detaylı bilgi için bkz. Kılıç, Harun, Anonim Ortaklık Paylarının Devrinde Şekil Şartı, Prof. Dr. Hüseyin Hatemi’ye Armağan, C. I, s. 1077 vd., İstanbul 2009 ve Türk Hukuku’nda Taliki Şarta Bağlı Borçlar ve Anonim Ortaklıklar-da Payın Devrinde Düzenleyici Kurumların İzinleri, Gazi Üniversitesi Hukuk Fakültesi Dergisi C. XIV, Y. 2010, Sa. 2, s. 71 vd. http://www.hukuk.gazi.edu.tr/editor/dergi/14_2_3.pdf

26 Bkz. ICSID tarafından yapılan açıklama için: http://icsid.worldbank.org/ICSID/FrontServlet?requestType=CasesRH&reqFrom=ListCases&caseId=C382&actionVal=viewCase


92

payının artırılarak gerek enerji sektörünün liberalleşmesi gerekse enerji arz ve güvenliğinin sağlanması için, bu alanda gerekli uluslararası yatırımlara ihtiyaç duyulmaktadır. Yukarıda yapılan değerlendirmelerde de ortaya konulduğu üzere, bu yatırımları sağlamak için, Türkiye gerek ulusal mevzuatta yaptığı değişiklikler ile gerekse Türkiye’nin taraf olduğu yatırımların karşılıklı korunmasına ve teşvikine ilişkin ikili ve çok taraflı çok sayıdaki sözleşme ile, enerji sektöründeki yatırımcılar için önemli olan, bu kapsamda çıkabilecek ihtilaflara ilişkin uluslararası tahkim yolu ile çözülmesini kabul etmiştir. Ancak enerji yatırımlarından doğan uyuşmazlıkların tahkim yoluyla çözümüne ilişkin ulusal mevzuat, yaşanan süreçler nedeniyle dağınık bir şekilde düzenlenmiştir.

Son dönemde Libananco, Cementownia ve Europe Cement şirketleri tarafından Türkiye aleyhine açılan ICSID tahkim davaları, aslında davacı bu şirketlerin ICSID ve Enerji Şart Sözleşmesi kapsamında yatırımcı olarak değerlendirilmemeleri ve bunun sonucu olarak da hakem heyetlerinin yargı yetkileri olmamaları nedeniyle reddedilmiştir. Ancak Türkiye’nin bu tahkim davalarını kazanması, ülkemizde tüm yatırımlara ilişkin gerek ulusal düzenlemelerde gerekse uygulamalarında evrensel hukuk devleti ilkesine, ahde vefa ve eşit işlem prensiplerine aykırılık teşkil etmemesi gerektiğini unutturmaması gerekir. Aksi bir durum, uluslararası tahkim davalarında hakem heyetlerinin bu alanlarda daha önce verdiği SDB, Güney Ege, Süzer, Kızılırmak gibi kararlarında olduğu üzere, Türkiye’nin ciddi tazminatlar ödemesine neden olabilecek tahkim davaları ile tekrar karşı karşıya kalmasına neden olabilir.

KAYNAKLAR

[1] Duran, L., Yap-İşlet-Devret, Ankara Üniversitesi Siyasal Bilgiler Fakültesi Dergisi Cilt XLVI, Sayı 1-2, Ocak-Haziran 1991, s.151 vd.

[2] Tan, T., Osmanlı İmparatorluğunda Yabancılara Verilmiş Kamu Hizmeti İmtiyazları, Ankara Üniversitesi Siyasal Bilgiler Fakültesi Dergisi Cilt XXII, Sayı 2, Mart 1967, S.285 vd. ve Kamu Hizmeti İmtiyazından‚Yap-İşlet-Devret’ Modeline’, Ankara Üniversitesi Siyasal Bilgiler Fakültesi Dergisi Cilt 47, Sayı 3-4, Haziran-Aralık 1992, s.309 vd.

[3] Özay, İ., Günışığında Yönetim, İstanbul 2002. [4] Gözler, Kemal, İdare Hukuku, C.2, Bursa-2002.[5] Polatkan, V., Yap İşlet Devret, Ankara 1997.[6] Yerlikaya, G. K., Yap-İşlet-Devret Modeli Hukuki Mahiyeti ve

Vergilendirme, Ankara 2003.[7] Orak, Cem Çağatay, Kamu Hizmatleri İmtiyaz Sözleşmelerinde

Tahkim, Ankara 2006.[8] Şanlı, Cemal, Uluslararası Ticari Akitlerin Hazırlanması ve

Uyuşmazlıkların Çözüm Yolları, 4. Bası, İstanbul 2011.[9] Nomer, Ergin / Ekşi, Nuray / Öztekin, Günseli: Milletlerarası

Tahkim, İstanbul 2003.[10] Ormanoğlu, Burhan, Yabancı Sermaye Yatırımlarına İlişkin

Uyuşmazlıkların Çözümünde Uluslararası Tahkim, Ankara 2004, http://www.debud.org/dokumanlar/tez/BOrmanoglu.pdf

[11] Emek, Uğur Uluslararası Ticarette Tahkim Prosedürü, Ankara 1999,http://ekutup.13 dpt.gov.tr/hukuk/emeku/tahkim.pdf

[12] Kılavuz, Ali Kemal, Enerji Şartı Anlaşması Çerçevesinde Uyuşmazlıkların Çözümü, Gazi Üniversitesi Hukuk Fakültesi Dergisi C. XIII, Y. 2009, Sa. 1-2, s. 179 vd., http://www.hukuk.gazi.edu.tr/editor/dergi/13_8.pdf

[13] Baklacı, Pınar/Akıntürk, Esen, Enerji Şartı Antlaşması, Dokuz Eylül Üniversitesi, İşletme Fakültesi Dergisi, Cilt 7, Sayı 2, 2006, 97-113 İşletme Fakültesi Dergisi, Cilt 7, Sayı

2, 2006, 97-113, http://web.deu.edu.tr/isletme/ifddergi/web_files/7297113.pdf

[14] Kılıç, Harun, Anonim Ortaklık Paylarının Devrinde Şekil Şartı, Prof. Dr. Hüseyin Hatemi’ye Armağan, C. I, s. 1077 vd., İstanbul 2009 ve Türk Hukuku’nda Taliki Şarta Bağlı Borçlar ve Anonim Ortaklıklarda Payın Devrinde Düzenleyici Kurumların İzinleri, Gazi Üniversitesi Hukuk Fakültesi Dergisi C. XIV, Y. 2010, Sa. 2, s. 71 vd. http://www.hukuk.gazi.edu.tr/editor/dergi/14_2_3.pdf

SUMMARY

Arbitration method also for the energy investment in Turkey has found its field of practice in Turkish legal system as the result of constitutional and some essential legal changes in the past decade in Turkey in order to liberalize energy sector and ensure energy supply. In accordance with Law no. 4446 and dated 13 August 1999 and amendments in some Articles of the Constitution dated 1982 as well as Laws no. 4875, 4501 (concerning the Principles to be Followed When Disputes Arising from Concession Contracts Concerning Public Services are Submitted to Arbitration) and 4868 entered into force following the latter, legal base of arbitration is established for ensuring energy investment in Turkey. These legal changes as well as bilateral and multilateral agreements on investment (MIGA, ICSID, Energy Charter) has provided the opportunity for settlement of disputes in Turkish energy sector through international arbitration such ICSID, ICC, UNCITRAL. The International Center for Settlement of Investment Disputes (ICSID) has recently concluded Libananco, Cementownia and Europe Cement Investment cases. After the Ministry of Energy & Natural Resources seized Uzan Group’s CEAS and KEPEZ companies in the light of an application by Turkey’s Energy Market Regulatory Authority in 2003, Libananco, Cementownia and Europe Cement Investment claimed that they were partners of CEAS and KEPEZ companies, and thus, it suffered loss due to the seizure. With such claims, the companies carried the issue to ICSID and filed a $10 billion, 4,6 billion and 3,8 billion lawsuits against Turkey. In the end, ICSID reached verdicts in favor of Turkey, because Libananco, Cementownia and Europe Cement Investment were not partners of CEAS and KEPEZ companies, therefore they are not investor in accordance ICSID and Energy Charter, therefor ICSID has no jurisdiction over these cases.


93

WIND AND SOLAR ENERGY MARKET IN TURKEY – RISK AND OPPORTUNITIES

Helmut KLUGGL Garrad Hassan

ABSTRACT

Turkey is a country with a huge potential for wind and solar. The total installed capacity of wind farms in operation by end of 2011 was 1692 MW. Turkey is targeting 10 GW and 20 GW wind energy installed capacity by 2015 and 2023 respectively. According to the GL Garrad Hassan market report the wind energy resource in Turkey is 30 GW. World Energy Council Turkey is targeting 10GW and 20GW wind energy installed capacity by 2015 and 2023 respectively. The Electricity demand is high in Turkey and further generation capacity buildup needed. It is expected that the electricity demand exceeds generation capacity by 2015+. In order to decrease import dependency build-up of renewable energies is planned targeting 30% RE share in generation by 2023 There are significant wind potentials along the coast, PV potential is comparable to Spain..Capacity constraints are leading to high electricity prices during the day, further electricity price increase is expected. Interconnectors exist to Europe (Bulgaria and Greece, ~2GW) and MENA (Iran, Iraq, Syria (0.75GW)); Turkey is synchronized with ENTSO-E since 2010.

1. RISK MITIGATION

Before Financial Close:Understanding the risks and potential mitigation measures associated with wind projects is vital for lenders and investors. Lenders require an independent consultant’s due diligence report to identify, quantify and mitigate the risksThere are four means of mitigation1. Design (best)2. Contract3. Financial & Insurance Arrangements4. Reserves (worst)

A site suitability report has to show that the turbine is fit for purpose (IEC certification, turbulence intensity, extreme wind speeds, earth quake issues,....)

During ConstructionA construction monitoring is performed by an independent company to supervise civil works, electrical works and turbine installation (see Figure 1 from a wind farm in Poland)

Operational Phase:When a due diligence is performed after financial close a performance monitoring of the wind farm is usually required by the lenders. The performance monitoring includes an actual versus forecast production and an analysis of the main causes of the energy production discrepancies. Effects of turbine performance and availability on production are controllable by analyzing operating wind farm data.

The value of your wind farm can be optimised through a thorough in-depth analysis of the availability and power performance leading to increased revenue and a more accurate energy forecast (see Figure 2 below)

Asset Management and Optimisation Services (AMOS) include:Performance Monitoring• Fault diagnostics and forensic analysis of SCADA data• Post-construction energy forecasts• O&M advice• Warranty calculations• End of warranty inspections

Short Term ForecastingShort term forecasting of the production from wind farms for the purposes of grid integration, energy trading and optimising

Figure 1. Wind farm grid connection during construction phase.

Figure 2. Performance monitoring of a wind farm.


94

maintenance is well established in Turkey in the meantime• Forecaster services are accurate, reliable and commercially

available• On site data feedback is utilised to continually improve the model

through adaptive learning techniques.• Flexible modelling methods are applicable to a wide range of

weather regimes and terrain types.• Accurate forecasts combined with certainty evaluation enables

the optimisation of bringing wind energy to market.• Gains of potentially € 5 per MWh in the value of wind energy are

achievable by using our sophisticated forecasts.

and wind is intended primarily to meet the local demand of the producer countries, but could also be exported to Europe. The overall objective of Dii is to create a market for renewable energy from the deserts.

Recently the industrial initiatives Dii and Medgrid signed an agreement to strengthen their co-operation on the development of industrial-scale renewable energy from the deserts and a suitable transmission infrastructure.

The two international industrial consortiums, founded respectively in Germany and France, complement each other well and will therefore coordinate their work for the long term generation, transmission and marketability of renewable energy in Europe, the Middle East and North Africa. The main driving factors for the interconnection of Turkey and the European transmission system are [1]:

2. COMBINING WIND AND SOLAR

Please find below an example how to combine Wind and Solar in Morocco and compare to the load in Morocco. Three 100 MW projects are simulated:

CSP Plant Parabolic Trough Technology 100 MW With Thermal StoragePV Plant Ground Fix Installation 100 MWWind Farm 2 MW Wind Turbines 100 MW

3. DESERTEC AND GRID INTEGRATION

Desertec stands for the vision of a sustainable energy supply from the deserts all over the world. Dii is a private industry consortium working towards enabling this vision in Europe, the Middle East and North Africa (EUMENA). The power generated from sun

Figure 3. Short term forecasting of a wind farm.

Figure 4. Monthly analysis of wind, PV and CSP project (left axis) and

Moroccan Load (right axis).

Figure 5. 48 hrs simulation and comparison with electrical load date

from Morocco.

Figure 6. Indicative Desertec transmission routes.

Figure 7. Transmission Network in Euro-Med Region [1].


95

• integration of the Turkish electricity market into the internal electricity market of the EU;

• increased security of supply and technical performance of the Turkish power

Looking further into the future, the high RES potential in Turkey and its geopolitical importance are relevant factors.

REFERENCES

[1] Medring Update Volume - II Analysis And Proposals Of Solutions For The Closure Of The Ring And North-South Electrical Corridors Final Draft, April 2010


96

TÜRKİYE DOĞAL GAZ PİYASASINDA LİBERALLEŞME SÜRECİNDEBOTAŞ İLETİM SİSTEMİ VE ÜÇÜNCÜ TARAF ERİŞİMİNE İLİŞKİN

DEĞERLENDİRMELER

Hızır Hakan ÜNALBOTAŞ, Doğal Gaz İşletmeleri Bölge Müdürlüğü, Gaz İletim Müdürlüğü

ÖZET

Türkiye doğal gaz piyasasında, 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu ile bu kanuna dayanan mevzuat çerçevesinde iletim şebekesi yoluyla doğal gaz taşınması ile ilgili tarafların belli hak ve yükümlülüklerinin kayıt altına alındığı mevzuat Şebeke İşleyiş Sistemine İlişkin Esaslar (kısaca ŞİD) ile düzenlenmiştir. Bu bildiri ile esas itibarıyla ŞİD ve ŞİD kapsamında iletim şebekesinden taşıma hizmeti alacak olanlarla yürütülecek, Standart Taşıma Sözleşmesi, Bağlantı Anlaşmaları, Teslim Sözleşmeleri gibi akitler hakkında bilgi verilecektir. Bununla birlikte yukarıda ifade edilen akitler ve iletim sistemine üçüncü tarafların erişimi açısından önem arz eden iletim ve sevkiyat kontrol tarifelerinin güncel değerlendirmeleri ile üçüncü tarafın erişimine olanak sağlayan Elektronik Bülten Tablosu (EBT) hakkında değerlendirmelerde bulunulacaktır. Ayrıca ŞİD’in yürürlüğe girmesinden bu yana gerçekleşen uygulamalara ve ŞİD’de yapılan değişiklikler ile değişikliklerin amaçlarına kısaca değinilecektir.

1. GİRİŞ

4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu kapsamında yayınlanmış olan yönetmeliklerden biri olan İletim Şebekesi İşleyiş Yönetmeliği gereği bir İletim Lisansı sahibi, İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemelerine İlişkin Esaslar (ŞİD), Taşıma Sözleşmesi, Bağlantı Anlaşması ve Teslim Sözleşmesi dokümanlarının hazırlamasından sorumludur. Bu dokümanlardan ŞİD’in oluşumu ve ŞİD’de yapılacak değişiklikler EPDK onayına tabidir. Diğerlerinin ise ŞİD ve yürürlülükteki diğer mevzuat ile uyum içerisinde olması hususu EPDK tarafından takip edilir.

2. ÜÇÜNCÜ TARAF ERİŞİME GENEL BAKIŞ

4646 sayılı Kanun ile doğal gaz iletim faaliyetlerinin ticaret faaliyetlerinden ayrıştırılmış bir yapıda yürütülmesi kapsamında

BOTAŞ hesap ayrışmasına (Account Separation) giderek kanun gereği kurulacak İletim Şirketinin ilk adımı olan ‘İletim’ ve ‘Ticaret’ faaliyetlerini ayrıştırmıştır. BOTAŞ Doğal Gaz İşletmeleri Bölge Müdürlüğünün bu kapsamda görevi, doğal gaz iletim hizmetinden yararlanmak isteyen diğer aktörlere de şebekeye erişim hakkı verilmesi (Third Party Access) ile iletim hizmetinin, oluşturulacak tarife modelleri dahilinde tüm ilgili aktörlere, eşit şartlarda verilmesi esası ile hareket etmesi ŞİD kapsamında esas alınmıştır[1].

13.000 km’lik ana iletim hatları ile BOTAŞ Doğal Gaz İşletmeleri Bölge Müdürlüğünü, yürüttüğü hizmetler bakımından Avrupa’nın ve özellikle Güneydoğu Avrupa’nın en büyük Taşıyıcı Sistem Operatörlerinden birisi olarak değerlendirmek hiç de yanlış olmaz.Bahsi geçen hesap ayrışımı evveliyatında ülkemiz özelinden ziyade teorik olarak tekel konumda olan ancak liberal piyasa yapısında

Tekel Konumdaki Gaz Şirketi

“Gaz Sektöründeki Doğal Tekel Konum

Tüketiciler

Üretici

Gaz

Satın Alım

İletim Ağını

Geliştirm

e

Planlama

İletim

Dağıtım

Depolama

Satış

Tedarik

Faturalama

Tekel İşletim

Şekil 1.

Şekil 2.

Şekil 3.

Rekabetçi Doğal Gaz Piyasası

Üretici Taşıtan Tedarikçi SonKullanıcı

Ticaretçi

Depo l ama

Ticaretçi

TAŞIYICI

Entry Exit

Türkiye’de Doğal Gaz Piyasasına Üçüncü Taraf Erişimi

Doğal Gaz iletanışma

4646Doğal Gaz

Piyasası KanunuTekel Konumun Bitişi

BOTAŞ İletimŞİD’i

Yayınlandı(Network

Code)

BOTAŞ’ınTeşekkülOlması BOTAŞ’ın

DağıtımŞirketlerinin

Özelleştirilmesi

2001 20042004 2006 2007 2007 2007 20092008 2009 20102009 2010 2011 2011 201219871987 19951995

EBTDevreye Girdi

1 temmuzİlk taşıtan

(AKSA)Sisteme Girdi

Aralık 2007Shell Enerji

Kontrat Devriİle

Sisteme Girdi

İlk ŞİD Revizyonu

II.ŞİDRevizyonu

Bosphorus,Enerco,Avrasya

SistemeGirdi

EgegazSisteme Girdi

(LNG)

III.ŞİDRevizyonu

BOTAŞ İletimEPDK’ya 3 yıllık

Tarife Önerisi SunduEPDK 2011-12-13

Tarifelerini İlan Etti

19741974

BOTAŞ’ınTPAO

Tarafındankuruluşu

IV.ŞİDRevizyonu

V. ŞİDRevizyonu

(Nisan 2011)

VI.ŞİD Revizyonu

(Aralık 2011)

20 TaşıtanSistemde


97

kabul görmeyen bir doğal gaz şirketi yapısı örneği Şekil 1’de yer almaktadır[2].

Rekabetçi bir doğal gaz piyasasına ilişkin diyagram ise Şekil 2’de yer almaktadır[2].

Ülkemiz özelinde doğal gaz piyasasına ilişkin liberalleşme süreci ve BOTAŞ’ın durumuna dair izlenimler Şekil 3’te yer almaktadır. 2. ŞEBEKE İŞLEYİŞ DÜZENLEMELERİNE İLİŞKİN DÜZENLEMELER

BOTAŞ İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemelerine İlişkin Esaslar (ŞİD), BOTAŞ iletim şebekesi üzerinden doğal gaz taşıma hizmeti almak isteyenler (Taşıtanlar) ile şebeke operatörünün (Taşıyıcı-TSO) ilişkilerini düzenleyen dokümandır.

ŞİD EPDK’nın 17.08.2004 tarih ve 356/20 sayılı Kurul kararı ile onaylanmış, 1 Eylül 2004 tarihinde de Resmi Gazete’de yayınlanarak yürürlüğe girmiştir. ŞİD’de, sisteme giriş, kapasite tahsisi, sevkiyat kontrolü ve sistem dengelemesi, Taşıma Miktarı Bildirimi ve Programlar, ölçüm ve taşıma miktarının tespiti İletim Şebekesinin kullanım koşulları, özellikleri ile günlük işletme ve bakım gereksinimleri gibi, Taşıyıcı ile Taşıtanların iletim hizmetine ilişkin hak ve yükümlülüklerini düzenleyen genel ve ayrıntılı kural ve ilkeler belirtilmektedir[1]. ŞİD esas itibariyle, İletim Şebekesi ile ilgili teknik ve işletme konularının ele alınmasını öngörmektedir.

3. STANDART TAŞIMA SÖZLEŞMESİ

Standart Taşıma Sözleşmesi, Taşıyıcı tarafından ŞİD’de tanımlanmış olan Standart Hizmetin sağlanması için Taşıtan ile Taşıyıcı arasında akdedilen sözleşmedir.

Standart Taşıma Sözleşmeleri birçok Network Code rejimlerinde çerçeve anlaşmalar “Framework Agreement” olarak tanımlanır. Standart Taşıma Sözleşmesi Taşıyıcı ve Taşıtan arasında imzalanan iki taraflı bir anlaşmadır. Temel işlevi ŞİD kapsamında iki taraf (Taşıyıcı ve Taşıtan) arasında bağlayıcı bir unsur oluşturmaktır. Esasları itibarı ile çok önemli ticari bir sözleşme şartı içermez.

Her Tedarikçi veya İhracatçı Şirket, doğal gazın taşınması için BOTAŞ (Taşıyıcı) ile bir “Standart Taşıma Sözleşmesi” (STS) imzalaması gerekmektedir. STS’de, Taşıyıcı ile Taşıtanın, İletim Şebekesi üzerinden doğal gaz akışı ile ilgili hak ve yükümlülüklerini düzenleyen özel şart ve hükümlere de yer verilmektedir. Doğal gazın Taşıtan adına hareket edenlerce teslim edilmesi ve/veya alınması ve bunlarla Teslim Sözleşmesi yapılmasına ilişkin koşullar da STS’de yer almaktadır.

Taşıyıcı, STS kapsamında Standart Hizmet verir. Taşıyıcı tarafından sunulan Standart Hizmet, ŞİD ile İletim ve Sevkiyat Kontrol Tarifesine tabidir. Standart Hizmet ile verilen asıl hizmet, rezerve kapasiteye kadar doğal gaz miktarlarının giriş noktasında teslim alınması, anlık transfer ile çıkış noktasına taşınması, değişken bir saatlik profil arz etmeyecek şekilde çekilmek üzere çıkış noktasında teslime hazır hale getirilmesidir.

Asli hizmetin yerine getirilmesi için yardımcı hizmet olarak, Günlük Giriş ve Günlük Çekişin tespiti için gerekli ölçümlerin ve Taşıtanlar arasında tahsis işleminin yapılması, gerekli faturaların düzenlenmesi

ve Taşıtanlara gönderilmesi, sevkiyat kontrol ve sistem dengeleme hizmeti verilmesi, giriş ve çıkış noktalarındaki doğal gazın, Gaz Giriş Hükümlerine ve ŞİD ekindeki Kalite Şartnamesine uygunluğunun tespit edilmesi, kapasite rezervasyonunun ve Tedarikçi değişimi nedeniyle kapasite devir işlemlerinin yapılması, kapasite tescil belgelerinin düzenlenmesi, Acil Durum, Zor Gün, Sınırlı Kapasite Gününün yönetilmesi, kapasite devir ve kapasite aktarım işlemlerinin yapılması gibi hizmetleri sayılabilir[3].

Her Tedarikçi veya İhracatçı Şirket, Doğal Gazın taşınması için BOTAŞ (Taşıyıcı) ile bir “Standart Taşıma Sözleşmesi” (STS) imzalamak durumundadır. Taşıyıcı ile Taşıtanın, İletim Şebekesi üzerinden doğal gaz akışı ile ilgili hak ve yükümlülüklerini düzenleyen özel şart ve hükümler ile doğal gazın Taşıtan adına hareket edenlerce teslim edilmesi ve/veya alınması ve bunlarla Teslim Sözleşmesi yapılmasına ilişkin koşullar da STS’de yer alır.

Standart Taşıma Sözleşmesi imzalayan bir Taşıtan, taşıma hizmeti alırken ŞİD hükümlerine tabi olacağını kabul etmiş olur[3].

4. BAĞLANTI ANLAŞMASI

Bağlantı Anlaşması, Taşıyıcı ile İletim Şebekesine bağlanmak isteyen (Son Kullanıcılar veya Dağıtım Şirketleri) arasında, İletim Şebekesine bağlanmak amacıyla yapılan anlaşmadır. Bağlantı Anlaşmasının tarafları, bağlantı ile ilgili yükümlülüklerini Bağlantı Anlaşmasının imzalandığı tarihten itibaren 12 ay içinde yerine getirmek ve bağlantıyı gerçekleştirmekle yükümlüdür. Son Kullanıcı ve Dağıtım Şirketlerine ilişkin tip bir Bağlantı Anlaşması metni Taşıyıcı tarafından internet sayfasında yayımlanmaktadır.

Bağlantı hattı ile istasyonun inşası, BOTAŞ tarafından hazırlanan Teknik Şartnameler doğrultusunda, bağlanan tarafından EPDK tarafından onaylı müteahhit ve müşavirler arasından seçilecek firmalara yaptırılır. Müşavir firma bağlantı boru hattı ile birlikte doğal gaz arzının sağlanacağı istasyonun tesis çalışmalarını BOTAŞ adına denetler, tüm proje onay çalışmalarının koordinasyonunu üstlenir. İletim Şebekesine bağlantı hattı ile birlikte gaz arzının sağlanacağı istasyon maliyetinin bağlanan tarafından karşılanacağı öngörülmüştür[4].

Bağlantı, Boru Hattı ve İstasyonun kuruluş maliyeti ve Müşavir Firma masrafları İletim Şebekesine bağlanmak isteyen tarafından karşılanır. Kamulaştırma bedeli ve masraflar BOTAŞ tarafından karşılanacaktır. Teknik Şartname, anlaşmanın ayrılmaz bir parçasıdır. İşin geçici kabulünün yapılmasını takiben, Boru Hattı ve İstasyonun mülkiyeti ve işletim sorumluluğu BOTAŞ’a ait, ölçüm ekipmanlarının erişim ve denetimi sadece BOTAŞ’ın yetkisinde olacaktır. BOTAŞ bu yetkisini kullanırken İletim Şebekesine bağlanmak isteyenin temsilci bulundurma hakkı vardır. Boru Hattı güzergahının belirlenmesi, BOTAŞ ile birlikte İletim Şebekesine bağlanmak isteyen, Müşavir Firma ve Yüklenici Firma tarafından koordineli olarak yapılır. Ancak BOTAŞ, güzergahın tespitinde son karar yetkisine koşulsuz olarak sahiptir.

5. İŞLETME PROTOKOLÜ

İşletme Protokolü, bir dağıtım lisans bölgesinde, mülkiyeti ve işletme sorumluluğu Dağıtım Şirketlerine ait Şehir Giriş İstasyonlarında Taşıyıcı ile Dağıtım Şirketlerinin sorumluluklarını belirlemek, Taşıyıcı tarafından teslim edilen doğal gaz ile ilgili kayıtların, günlük protokollerin düzenlenmesine ilişkin hususların düzenlenmesini


98

sağlamak üzere Taşıyıcı ile Dağıtım Şirketleri arasında düzenlenen bir protokoldür. Protokolün konusu; devredilen Dağıtım Hattına gaz arzının sağlandığı, mülkiyeti ve işletme sorumluluğu Dağıtım Şirketine ait olan A-Tipi Basınç Düşürme ve Ölçüm İstasyonunun/İstasyonlarının işletimine ilişkin tarafların hak ve yükümlülüklerini belirlemektedir.

6. TESLİM SÖZLEŞMELERİ

Teslim Sözleşmesi, sistem kullanıcıları veya onların adına hareket edenlerle Taşıyıcı arasında veya Depolama Şirketi ve Taşıyıcı arasında veya İletim Şirketi ile Taşıyıcı arasında doğal gazın devir teslimi için yapılan sözleşmedir. Teslim Sözleşmeleri Gaz Çıkış Hükümleri ŞİD’de aşağıdaki şekilde belirtilmiştir. Bir çıkış noktasına ilişkin Gaz Çıkış Hükümleri aynı çıkış noktasını kullanan Taşıtanların STS’lerinde ve/veya Teslim Sözleşmelerinde aynen korunacaktır. Taşıtan STS’si ve/veya Teslim Sözleşmesinin Gaz Çıkış Hükümleri doğrultusunda doğal gaz çekme hakkına sahip olacaktır.

Her bir çıkış noktası ile ilgili Gaz Çıkış Hükümleri aşağıdakileri içerir;1) Çıkış noktası ve varsa doğal gazın bilfiil kullanıldığı yer,2) Tesis edilen istasyon ve teçhizat,3) Ölçüm ekipmanları ve ölçüme ilişkin standartların

uygulanmasına ilişkin hükümler,4) Doğal gazın asgari teslim basıncı ve azami teslim basıncı,5) Varsa, Acil Durumun meydana gelmesi durumunda uygulanması

talep edilen ilave bir prosedür,6) İlgili çıkış noktası için kullanılan istasyondaki Bakım Günlerinin

sayısı,7) Gerekli görülmesi halinde, doğal gaz çekişi ile ilgili olarak

ŞİD amaçları için uygun ve gerekli olabilecek diğer şart ve hükümler[3].

Teslim Sözleşmeleri üç ayrı tip olarak hazırlanmıştır. Bunlar;Ana Çıkış Noktalarından Doğrudan Beslenen Son Kullanıcılar • için (18-11-2008) (Yüksek basınçlı şebekeye doğrudan bağlı istasyonlar),Tali Çıkış Noktalarından Beslenen Son Kullanıcılar için (18-11-• 2008) (Orta basınçlı şebekeye bağlı istasyonlar),Dağıtım Şirketleri için (17-11-2008) (Mülkiyeti ve işletme • sorumluluğu dağıtım Şirketlerine ait olan istasyonlar- Şehir Giriş İstasyonları),

7. İLETİM VE SEVKİYAT KONTROLE İLİŞKİN TARİFELER

İletim tarifelerinin hesaplanmasında, Doğal Gaz Piyasası Tarifeler Yönetmeliği gereği olarak Gelir Tavanı Yöntemi uygulanmaktadır. Gelir tavanı ve buna ilişkin parametreler, verimlilik hedeflerine ulaşılması ölçüsünde, ilgili mevzuattaki hükümlere uygun olarak sabit ve değişken maliyetlerinin karşılanması ve yatırımların sürdürülmesi için makul bir getiri elde edilmesi prensibine dayanmaktadır.

İletim ve Sevkiyat Kontrol Tarifeleri’nin düzenlenmesinde, doğal gazın tüketicilere güvenilir, yeterli, kaliteli, sürekli ve düşük maliyetli olarak sunulabilmesi ilkesi benimsenmiştir. Bu amaç doğrultusunda, tüketiciler arasında ayrım yapılmaması ve şeffaflık ilkeleri baz alınarak, bölgeler arasında tarife farklılıklarının minimuma indirgenebileceği ayrışımlar tercih edilmiştir[1].

Çıkış olarak halihazırda tüm Türkiye’yi kapsayan tek bir ayrışım öngörülmüş olup girişler ise her bir giriş noktası olarak ayrı ayrı değerlendirilmektedir.

Taşıma Tarifesi iki bileşenden oluşmaktadır. Bunlardan birincisi giriş ve çıkış noktalarından, gaz yılı içinde rezerve edilen kapasite için ödenen sabit (kapasite) bileşen; diğeri ise iletimi gerçekleştirilen miktarlar için ödenen değişken (hizmet) bileşendir.

8. ELEKTRONİK BÜLTEN TABLOSU (EBT)

Elektronik Bülten Tablosu kısaca EBT, doğal gaz piyasasında faaliyet gösteren tarafların piyasa hareketlerini takip edebilmeleri ve veri girebilmeleri için kurulmuş olan ve Taşıyıcı tarafından işletilen elektronik ilan panosunu ifade eder. Sistem, ŞİD ile ilgili uygulamaların yerine getirilmesi ve bu uygulamaların EPDK tarafından takibi için alt yapı oluşturmakta olup, 2005 yılında devreye alınmıştır.

İletim Şirketi tarafından kurulan bu sistem; Tedarikçilerin taşıma miktarı bildiriminde bulunması, programlanan ve taşınan gazın tedarikçilere bildirilmesi, kesinti veya kısıtlama, talep ve miktarlarının bildirilmesi, sistem dengelemesi için talimatların bildirilmesi ve kapasite tahsisleri gibi iletim şebekesinin işleyişi için gerekli olan tüm bildirimlerin yapıldığı entegre edilmiş bir bilgi yönetim sistemidir. Elektronik Bülten Tablosu ayrıca diğer iletim şirketleri ve depolama şirketleri arasındaki iletişimde de kullanılır.

EBT üzerinden yayınlanacak bazı bilgiler aşağıda belirtilmektedir:Giriş ve Ana Çıkış Noktalarındaki mevcut tahsis edilen • kapasiteleri,Giriş ve Ana Çıkış Noktalarındaki atıl kapasiteleri, • Giriş/Çıkış Noktaları için Maksimum Ayrılabilir Kapasiteleri,• Her Ana Çıkış Noktası ve Tali Çıkış Noktasına ait doğal gaz • çekiş eşik değerleri,Taşıma Miktar Bildirimleri, Taşıma Miktarı Değişiklik Bildirimleri, • Taşıyıcının onay, ret, değişiklik bildirimleri ve Programlar,Tahsisatlar (İlk Tahsisat, Son Tahsisat),• Giriş ve Ana Çıkış Noktalarındaki anlık akış miktarları, anlık üst • ısıl değer, anlık teslim basıncı ve gün sonundaki toplam akış miktarları, ortalama üst ısıl değer ile ortalama teslim basıncı,Kesinti/Kısıntı/Artırma talimatları, Zor Gün ve Sınırlı Kapasite • Günü, Günlük Dengesizlikler.

9. SONUÇ

Mevzuatta değişmemesi gereken temel kriterler dışında piyasanın ihtiyaçlarına cevap verece revizyonlar olumlu karşılanmakta olup, bugüne kadar ŞİD’de altı, STS’de üç (2012’de dördüncü revizenin yapılması muhtemel) revizyon gerçekleştirilmiştir. Mevzuatta yapılan revizyon ŞİD üzerinde bugüne kadar altı, revizyon yapılmıştır. Ülkemiz özelinde mevzuata ilişkin 4646 sayılı Kanunun revizesine ilişkin genel beklenti devam etmektedir.

KAYNAKLAR

[1] ÜNAL H.H. “Türkiye Doğal Gaz Piyasasında Botaş İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemelerine İlişkin Esaslar (Kısaca Şid) İle Doğal Gaz İletim Ve Sevkiyat Kontrol Tarifelerine İlişkin Değerlendirmeler” Doğal Gaz Dergisi, Ekim 2011, s.60-64.

[2] PIGGEN M., “Technical Asistance to BOTAS on Gas Transmission and Transit-NC Raport”, TPA Solutions Limited, Mart 2007,


99

[3] 31.12.2011 tarih ve 28159 sayılı Resmi Gazete’de 28.12.2011 tarih ve 3617 sayılı Kurul Kararı ile ŞİD Değişiklikleri yayımlanmıştır.

[4] ÖZEN E., “Botaş İletim Şebekesine Üçüncü Taraf Erisimi”, Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi Türkiye 10. Enerji Kongresi 2007.

SUMMARY

In the Natural Gas Market of Turkey, the regulation regarding the rights and liabilities of stakeholders concerning Natural Gas Transmission through transmission network within the scope of Natural Gas Law No. 4646 and the legislation in line with this law has been specified by Network Operation Principles. The charges for National Gas transmission through Transmission Network are determined by Transmission and Dispatch Control Tariffs. It is of great importance to bring forward the legislation and the problems related to multiple-supplier market after BOTAŞ lost its identity as the only supplier of Turkish Natural Gas Market.

Within the scope of separating Natural Gas transmission activities from the commercial activities in line with Law, 4646, BOTAŞ has separated Transmission and Commercial activities as the first step of Transmission Corporation to be established by implementing account separation. The responsibility of BOTAŞ Natural Gas Operations District Management for Natural Gas Enterprises in this respect is granting access to third parties who want to benefit from natural gas transmission service and providing equal service to all stakeholders within the tariff models to be formed in line with Network Operation principles.

In accounting the transmission tariffs, revenue ceiling model is implemented by force of Natural Gas Tariffs Legislation. Revenue Ceiling and related parameters are determined based on the principle to earn reasonable profit in order to meet the stable and variable costs and sustain the investments in line with the terms in the related legislation within the extents of productivity.

SID (Network Operation Principles) was ratified in 17.08.2004 by the board decision No. 356/20 and came into effect after being issued in the Official Journal. In SID, the detailed rules and principles concerning the transmission service rights and liabilities of Transporters and Shippers such as entering into the system, capacity allocation, shipping control and system balancing, Notification of Transportation Amount and Programs, detection of measurement and transportation amount, utilization provisions and features, and daily operation and maintenance requirements.


100

RÜZGÂR HIZI ÖLÇÜMÜNDEKİ HATALARIN ENERJİ ÜRETİMİNE ETKİLERİ VE RÜZGAR HIZI ÖLÇÜMÜNDE YENİ STRATEJİLER

İskender KÖKEYGenba Enerji

ÖZET

Bu çalışmada, rüzgâr enerji santrali projelerinde önemli bir basa-mak olan fizibilite sürecinde meydana gelecek hatalı ölçümlerin, enerji santralinde oluşacak üretime etkileri incelenmiştir. Çalışma dâhilinde öncelikle rüzgâr enerjisinin, rüzgâr hızı ile ilişkisi teorik olarak ortaya konmuş, ardından rüzgâr hızı ölçümlerinin hatasız olarak gerçekleştirilmesi için dikkat edilmesi gereken noktalar vur-gulanmıştır. Makalede, rüzgâr enerjisinin geleceği olan SODAR ve LIDAR teknolojileri hakkında bilgi verilerek, minimum belirsizliğe sahip bir rüzgâr ölçümü için kullanılması gereken rüzgâr ölçüm di-reği ve LIDAR stratejilerinin belirlenmesi adına yapılan çalışmalara değinilmiştir. Ayrıca, rüzgâr ölçümü için kullanılacak LIDAR-direk kombinasyonun maliyet analizleri karşılaştırılmalı olarak incelen-miştir.

Anahtar Kelimeler: Rüzgâr Fizibilitesi, Rüzgâr Hızı, Rüzgâr Öl-çümü

1. GİRİŞ

Fosil kaynaklı yakıtların tükenmeye başlaması ile birlikte enerji ta-lebinin karşılanmasında alternatif enerji kaynaklarına yönelim hızla artmıştır. Gerekli talebi karşılayacak olan enerji kaynağının sonsuz bir döngü içinde ve çevreye zararlı etkilerinin bulunmaması, bunun yanı sıra talebe karşılık verecek güçte olması gerekmektir. Bu özel-likler göz önünde bulundurulduğunda, geçtiğimiz 20 yıllık süreçte ortaya çıkan en güçlü alternatiflerden birisi rüzgâr enerjisidir.

Bir rüzgâr enerji santralinin kurulumu öncesinde, bölgenin rüzgâr enerjisi potansiyelini doğru şekilde ortaya koyabilmek büyük önem arz etmektedir. Bu süreçte gerçekleşecek küçük hataların etkileri enerji üretimine büyük kayıplar olarak yansıyacak, bu sonuçlar ise ancak santral devreye alındıktan sonra fark edilebilecektir.

2. RÜZGAR ENERJİSİ

Rüzgâr enerjisi, atmosferde meydana gelen yüksek basınç ve alçak basınç bölgeleri arasında hareket etmekte olan hava kütle-lerinin sahip olduğu kinetik enerjiyi ifade etmektedir. Bu hareketli kütlenin sahip olduğu kinetik enerji Denklem (1) ile ifade edilen güç bağıntısından çıkartılabilir:

Bu durumda Denklem(1) ile Denklem(2) birleştirildiğinde V hızına sahip rüzgâr kütlesinin gücüne Denklem(3) ile ulaşılır.

2Vm21P

•

=

)AV(m ρ=

•

3AV21P ρ=

Burada •m ile ifade edilen, hareket halindeki hava moleküllerinin

kütlesel debisi olup Denklem (2) ile açıklanabilir.

(1)

(2)

(3)

Denklem (3) incelendiğinde görüleceği gibi, rüzgâr enerjisinin bile-şeni olan güç, rüzgâr hızıyla 3. mertebeden ilişkilidir. Bu nedenle rüzgâr hızında meydana gelecek küçük değişiklikler, enerji üretimi-ne büyük farklar olarak yansımaktadır.

3. RÜZGAR ÖLÇÜMÜNDE DİKKAT EDİLMESİ GEREKEN HUSUSLAR

Bir rüzgâr enerji santrali projesinin en önemli aşamalarının ba-şında, kurulum planlanan saha için yapılacak rüzgâr ölçümü gel-mektedir. Bu süreçte, gerek rüzgâr ölçüm direğinin kurulumu ve verilerin toplanması sırasında gerekse bu verilerin işlenmesi aşa-masında büyük bir titizlik gerekmektedir. Rüzgâr hızı ölçümünde yapılacak çok küçük hatalar, üretim kapasitesinin yanlış öngörül-mesine neden olacaktır. Bu durum yatırımcı için, ancak santral ku-rulduktan sonra fark edilebilecek büyük maddi kayıplara sebebiyet verebilmektedir.

Rüzgâr ölçümünde dikkat edilmesi gereken birçok parametre bulunmaktadır. Belirsizliklerin minimum tutulduğu kaliteli bir rüzgâr ölçümünün gerçekleştirilmesi için, verilerin toplandığı rüzgâr ölçümü süresince dikkat edilmesi gereken başlıca unsur-lar şunlardır:• Rüzgâr ölçüm direği, ölçüm yapılacak olan sahanın iklim şartla-

rına uygun şekilde imal edilmeli,• Rüzgâr ölçüm direğinin yüksekliği, kurulması planlanan rüzgâr

türbininin hub yüksekliğine eşit ya da yakın olmalı,• Ölçüm sırasında kullanılacak anemometrelerin kalibrasyonları

güvenilir bir kuruluş tarafından yapılarak sertifikalandırılmalı,• İlgili sensörlerin (anemometre, windvane vb.) rüzgâr ölçüm dire-

ğine bağlantılarını sağlayacak kollar, IEC 61400-12 standardına uygun şekilde, herhangi bir gölgeleme yapmayacak pozisyonda monte edilmeli,

• Toplanan verilerin kesintiye uğramaması için gerekli tedbirler (sensörlerin donmaması için ısıtıcı tertibatı, data logger ın ener-jisinin kesilmemesi için PV güç sistemi vb.) alınmalıdır.

4. UZAKTAN RÜZGAR ÖLÇÜM TEKNOLOJİLERİ

Rüzgar türbini teknolojilerindeki gelişmelerle birlikte, artan kule yüksekliklerine paralel olarak rüzgar ölçüm direklerinin yükseklikle-ri de artmaktadır. Minimum belirsizlikle bir rüzgar ölçümü için, aday


101

rüzgar türbininin hub yüksekliğinden ölçüm almak can alıcı önem taşımaktadır.

Günümüz teknolojisiyle üretilen rüzgar türbinleri için 135 m’ye va-ran hub yüksekliklerinden ölçüm almak mümkün olmakla birlikte sistemin montajının ve bakımının zorlu olması, uzaktan rüzgar öl-çüm yapabilen sistemlere olan ihtiyacı artırmaktadır.

Rüzgar hızının ve yönünün uzaktan algılanabilmesine imkan tanı-yan teknolojilerin başında LIDAR ve SODAR gelmektedir.

LIDAR (Laser Imaging Detaction and Ranging) teknolojisi ile zeminden, taranacak bölgeye yayılan lazer ışınlarında meyda-na gelen küçük farklılıkların çok hassas şekilde saptanmasıyla rüzgarın hızı ve yönünü ölçerken SODAR (Sound Detaction and Ranging) teknolojisinde ses dalgalarındaki farklılar saptanmak-tadır.

Yapılan çalışmalar LIDAR teknolojisinin atmosferik koşullardan daha az etkilendiğini ve klasik ölçüm methodlarına daha yakın sonuçlar verdiğini göstermektedir. Bunun yanı sıra, sadece LI-DAR ile yapılacak ölçümlerin henüz kabul edilebilir olmadığı da açıktır.

Geldiğimiz noktada yapılan rüzgar ölçümünün minimum belirsizli-ğe sahip olabilmesi için yapılan çalışmalardan biri ise, klasik ölçüm sistemlerinin LIDAR destekli şekilde genişletilmesidir.

5. MİNİMUM BELİRSİZLİĞE SAHİP RÜZGAR ÖLÇÜM STRATEJİSİNİN BELİRLENMESİ

Orta derecede kompleks kabul edilen bir sahada yapılan rüzgar ölçümünde çeşitli kombinasyonlar ile ölçümler gerçekleştirilmiş, minimum belirsizliğe sahip ölçüm stratejisi irdelenmiştir.

Çalışmada 100m. hub yüksekliğine sahip rüzgar türbinlerinin kuru-lacağı bölgenin potansiyeli, 60 m, 80 m ve 100 m yüksekliğindeki rüzgar ölçüm direkleri ve LIDAR cihazlar ile belirlenmiştir.

Yapılan ölçümlerde rüzgar ölçüm direklerinin konumları 1 yıllık sü-reçte sabit kalırken, LIDAR cihazlar çeşitli stratejiler dâhilinde saha içerisinde farklı noktalara taşınmıştır.

Çalışma sırasında kullanılan kısaltmalar ve tanımlamalar Tablo 1’de açıklanmıştır.

Farklı kombinasyonlar içeren çok sayıda ölçüm stratejisi için belir-sizlik analizleri gerçekleştirilmiştir. Yapılan bu analizler sırasında aşağıdaki belirsizlik oranları kabul edilmiştir;

• Rüzgar ölçüm direklerinden gelen ölçüm hataları %2• LIDAR ölçüm cihazından gelen ölçüm hataları %2• Uzun dönemli data’lar ile rüzgar ölçüm direğinden alınan verile- Uzun dönemli data’lar ile rüzgar ölçüm direğinden alınan verile-

rin korelasyonu sonucunda çıkan belirsizlik %3.9

Her bir strateji için dikey ve yatay eksen belirsizliklerinin özeti Tab-lo 2’de görülmektedir.

Tablo 1. Ölçüm Stratejilerinin Tanımları

Strateji Kısaltması

Tanımlama

M060 60m. yüksekliğinde rüzgar ölçüm direği



Lc1 Direğin yakınına yerleştirilmiş bir LIDAR

LafXDireğin uzağında X pozisyona yerleştirilmiş ve sabitlenmiş LIDAR

LasXDireğin uzağında X pozisyona yerleştirilmiş, her dönem diğer noktalara da taşınmış LIDAR

LIDAR cihazlar için her bir ölçüm periodunun 3 ay sabit, 1 ay ha-reketli olarak kabul edilirse; M080Lc1Laf1 stratejisi; 80 m’lik bir rüzgar ölçüm direği ve bu direğin yakınında bir period ölçüm almış ardından iki farklı noktadan ölçüm almış LIDAR anlamına gelmek-tedir. Şekil 1’de sahaya cihazların yerleşimi görülebilir.

Şekil 1. Cihazlar ve direğin saha üzerine yerleşimi.

Tablo 2. Stratejilerin Belirsizlik Oranları

M060 M080 M100

LIDAR Yok %15.4D

%14.3D

%13.8D

D C A

Lc1 %14.6D

%13.9D

N/AC B

Lc1Laf1 %13.8C

%13.1C

N/AC B

Lc1Laf2 %13.3B

%12.5B

N/AC B

Lc1Laf3 %12.9A

%12.1A

N/AC B

Las1 %13.2C

%12.9C

%12.7C

C B A

Las2 %12.5B

%12.3B

%12.1B

B A A

Las3 %11.9A

%11.8A

%11.7A

B A A

Toplam Belirszlik Oranı

Yatay Belirsizlik Sınıfı

Dikey Belirsizlik Sınıfı

Belirsizlik Miktarı

Belirsizlik Sınıfı

Düşük A

Orta Altı B

Orta Üstü C

Yüksek D


102

Uygulanan stratejilerin toplam işletme maliyetleri Tablo 3 ile verilmiştir.

6. SONUÇ VEDEĞERLENDİRME

En iyi ölçüm stratejini saptamak için belirsizlik oranlarını ve ma-liyetleri birlikte değerlendirmek gerekmektedir. Minimum belir-sizlik oranını mümkün olan en düşük maliyetle saptamak en iyi stratejiye ulaşmamızı sağlaya-caktır. Bunun yanı sıra sadece bu iki parametrenin belirleyici olduğundan söz etmek çoğu zaman zordur. Ölçüm stratejisi-nin belirlenmesinde önem teşkil eden diğer faktörlere ise; yapı-lacak yatırımın büyüklüğü, proje sahasının yapısı, kullanılacak ölçüm cihazlarının kalitesi gibi parametreler örnek gösterilebilir.

Çalışmaların sonuçları incelen-diğinde, sadece rüzgar ölçüm direği ile ölçüm yapılması duru-munda hub yüksekliğine yakın yapılan ölçümlerin daha düşük belirsizliğe sahiptir.

Rüzgar ölçüm direklerinin yakınında konumlandırılan LIDAR ci-hazları ile birlikte yapılan ölçümler daha düşük belirsizliğe sahiptir. Bunun yanı sıra rüzgar ölçüm direğine uzak bir noktadan LIDAR ile alınan ölçümler belirsizlerin azaltılmasına yardımcı olmaktadır.

Uzak noktalardaki LIDAR’ların period dahilinde farklı noktalarda konumlandırılması ise sabit LIDAR ile yapılan ölçümlere oranla daha düşük belirsizliklere sahiptir. LIDAR ların değiştirilen konum-larındaki artış, ölçüm geneline belirsizliklerin azalması yönünde etkimektedir.

Minimum belirsizliğe ulaşmak için, uzun süreli, mümkün en çok noktadan LIDAR’lar ile alınan verilerin, hub yüksekliğine konum-landırılmış bir rüzgar ölçüm direğinden alınan veriler ile birlikte de-ğerlendirilmesi ile ulaşılacağı görülmüştür.

KAYNAKLAR

[1] ICE – 61400-12 International Standart.[2] Boquet M., Görner K., Mönnich K., “Wind Measurement Stra-

tegies to Optimize Lidar Return on Investment”, PO.ID 103, AWEA2011, Belçika, NRG Systems, Leosphere, DEWI.

[3] Patel M., 2006. Wind and Solar Power System, Taylor&Francis Group, FL, ABD.

[4] Anonim, “Wind Measurement for a Correct Energy Progno-sis”, Ammonit Gesellschaft für MeBtechnic mbH, Berlin, Al-manya.

[5] Anonim, GL GarradHassan, www.gl-garradhassan.com[6] Boquet M., “Return on Investment of a Lidar Remote Sensing

Device”, DEWI Magazine, pp 56 to 61.

[7] Campbell I., “A Comparison of Remote Sensing Device Per-formance at Rotsea Site”, RES Group.

[8] Albers A., “Comparison of Lidars, German Test Station for Remote Wind Sensing Devices”, Deustsche Windguard GmbH.

SUMMARY

The amount of power in the wind is very dependent on the speed of the wind. Because the power in the wind is proportional to the cube of the wind speed, small differences in the wind speed make a big difference in the power you can make a big difference in the power you can make from it. This gives rise to the primary for wind resource assessment. In order to more accurately predict the potential benefits of a wind power installation, wind speeds and other characteristics of a site’s wind regime must be accurately understood.

Typically wind is measured at a height of at least 60m. for a long time. Met towers are the most common and cost effective method. The height of the met towers depends on the topography and hub height of wind turbines which will be installed after assessment.

A good measuring system must be robust, reliable and self-contained to perform well in remote regions and extreme weather conditions. The measurement data must be accessible and it needs to be transferred consistently and reliably to the wind consultant’s PC. The measuring equipment should be selected according to regional and climatic requirements.

Understanding the wind resource at a prospective project site has long been considered a critical step in the wind farm development process, and therefore wind source experts have become more and more sophisticated in performing the assessment of the wind resource. The data collected from a wind resource assessment program, and the accuracy of that data, drives the success of the wind farm project.

In the context of the constant aim to reduce project uncertainties through the design of their wind resource project estimate campa-igns, consultants make use of new measurement technologies and methods of analyzing is one approach that is gaining traction, a remaining question is which combination strategy must be applied to reach greatest uncertainties reduction at reasonable operating costs.

In this paper, it is aimed to study various wind measurement stra-tegies on an representative wind farm site. Several measurement system combinations are proposed, including met masts of different heights, and lidar devices, located at one or several locations for varying duration and seasonal periods. The resulting uncertainties on annual energy yield estimation are calculated and compared.

It is clear that adding a highly accurate and mobile measurement system in a energy yield assessment has a high return on invest-ment. It increases the wind farm value and considerably decreases the developer financial effort.

Tablo 3. Stratejilerin İşletme Maliyetleri

Toplam İşle-tim Maliyeti

(EUR)Strateji

57000 M100

45000 M080

32000 M060

65000 M080-Lc1

52000 M060-Lc1

83000 M080-Lc1Laf1

70000 M060-Lc1Laf1

101000 M080-Lc1Laf2

87000 M060-Lc1Laf2

119000 M080-Lc1Laf3

105000 M060-Lc1Laf3

92000 M100-Las1

80000 M080-Las1

67000 M060-Las1

114000 M100-Las2

102000 M080-Las2

88000 M060-Las2

134000 M100-Las3

123000 M080-Las3

109000 M060-Las3


103

DÜNYADA YÜK YÖNETİM SİSTEMİ UYGULAMALARI

Kürşat TANRIÖVENKayseri ve Civarı Elk. T.A.Ş.

ÖZET

Elektrik enerjisi günlük yaşantımızın ve teknolojimizin ayrılmaz bir parçası haline gelmiştir. Dünyada artan enerji ihtiyacı beraberinde enerji arz güvenliği, enerji kalitesi gibi problemleri de beraberinde getirmektedir. Dünya pazarında her ülke, ekonomik açıdan en avantajlı konuma gelmek için sürekli bir rekabet halinde bulunmaktadır. Yeni teknolojilerin araştırılmasının yanında enerji verimliliği üretilen mamuller için anahtar rol oynamaktadır. Özellikle gelişmekte olan ülkelerde teknolojik atılımların yanında toplumda yaygınlaşan yeni teknolojileri kullanma, artan refah seviyesi enerjinin, özellikle elektrik enerjisinin yetersiz kalmasına yol açmaktadır. Ülkemizde yaşanan enerji dar boğazı için acil çözüm olarak doğal gaz çevrim santrallerine yönelinmiştir. Ülkemizin artan enerji ihtiyacı yapılan talep değerlendirmesinde 2020 yılında kurulu güç olarak yaklaşık 80.000 MW ve yıllık enerji ihtiyacı olarak 500.000 GWh olarak tahmin edilmektedir. Ülkemizin enerji üretiminin % 80,5’lik kısmı termik kaynaklardan olmaktadır. Arz güvenliğini artırmak için Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından özellikle 2010 yılı içerisinde yerli kaynakların araştırılması için çok büyük yatırımlar yapılmaktadır. Yeni termik bazlı santraller yapılsa bile bu santrallerin ekonomik olarak işletilmesi yine bir problem olarak karşımıza çıkmaktadır. Santrallerin özellikle tepe yükü karşılamak için çalıştırılması yüklenme faktörünü olumsuz etkilemektedir. Artan enerji talebi beraberinde iletilmesi ve dağıtılması problemlerini de beraberinde getirmektedir. Dünyada birçok ülke elektrik enerjisinin optimum olarak üretilmesi ve kullanılması amacıyla yeni metodlar aramışlardır. Bu çalışmada birçok ülkede kullanılan yük yönetim sistemi, kullanılan metodlar ve elde edilen kazanımlar aktarılarak ülkemizde alınması gereken tedbirler belirlenecektir.

1. YÜK YÖNETİM SİSTEMLERİ

II. Dünya Savaşı esnasında yıkılan enerji hatları ve güç santrallerinden dolayı Avrupa genelinde başlayan enerji krizi nedeniyle ülkeler değişik arayışlara girmişlerdir. Yıkılan santrallerin yerine yenilerinin yapılması uzunca bir süreç gerektirdiğinden sanayi için gerekli olan enerjinin diğer müşteriler tarafından kullanılmaması veya kullanım zamanının değiştirilmesi amacıyla yük yönetim sistemi geliştirilmiştir. Bu çalışma ile yük yönetim sistemleri anlatılarak dağıtım şirketleri ve ülkemiz için önemi vurgulanacaktır.

Dünya Bankası’nın tanımına göre, “Yük Yönetim Sistemi, ekonomik teşvikler, doğrudan müdahaleler ve yeni teknolojiler ile yükleri kontrol etme çabalarıdır. Yükleri tepe değerlerden kaydırma ya da sadece yüksek değerlerden kurtulma, yeni kapasite eklemelerini gereksiz hale getirir ve yükü, yüksek maliyetli, verimsiz puant üretim

birimlerinden daha ekonomik ve verimli taban yükü birimlerine aktarır.” denilmektedir.

Daha basit bir tanım olarak elektrik yük yönetimi; müşteri ve/veya elektrik üreticisi tarafından yapılan, üretim, iletim ve dağıtım sisteminin kapasitesini ve yük faktörünü artırmak amacıyla yük profilini değiştirmeye yönelik uygulamalardır[1].

Yük yönetim sisteminden beklenenler[2];• Sistem verimliliğinin artması - Sistem yük faktörü ve üretim

verimliliğinin artması,• Yeni üretim santralleri için finansal ihtiyacın düşmesi – DMS

yoluyla puant talep azaltımından kaynaklanan sermaye harcamalarının ertelenmesi,

• Olumsuz çevresel etkileri en aza indirmek - Verimli enerji üretim ve termal kaynaklardan enerji üretiminin indirilmesi ile sera gazı emisyonları azaltılması,

• Müşterilere düşük maliyetli enerji dağıtımı - Verimli enerji cihazları ve sistemleri sayesinde düşük müşteri faturası ve düşük enerji üretim maliyeti sağlanır,

• Enerji kısıtlaması ve enerji kesintisi azalır - Demandın azalması ile sistem güvenilirliğinin artması,

• Güç kaynaklarının güvenilirliği ve kalitesi gelişir - Dağıtım sisteminin demandının azalması sayesinde,

• Yerel ekonomik kalkınmaya katkıda bulunma - Sermayenin yeniden tahsisi ile diğer kalkınma projelerinde istihdam artar.

2. YÜK YÖNETİM SİSTEMLERİ UYGULAMALARI

• Müşterilerin ikna edilmesi: - Ülke genelinde medya, ilan, eğitim ve bilgilendirme toplantıları

ile elektrik enerjisinin puant saatlerde kullanılmasının maliyeti, çevreye olan etkilerin belirtilmesi ile kullanıcının puant saatlerde elektrik tüketimini azaltmak.

- Özellikle talebin arzı karşılamadığı durumlarda elektrik idaresi tarafından elektrik kesintisinin puant saatlerde aşırı tüketimden kaynaklandığının belirtilmesi ile “enerji tüketimini azalt kesinti yaşama” anlaşması yoluyla ikna edilmesi.

• Tüketicilerin kullanım alanındaki yüklerinin doğrudan kontrol edilmesi,

• Kullanım zamanına göre çoklu tarifeler ile ekonomik teşvikler üzerinden dolaylı yük kontrolü,

• Doğrudan yük kontrolü ve zamana bağlı tarifeleri birleştiren paylaşımlı yük kontrolü.

Yük yönetimi, hizmet verilen tüm müşterileri ilgilendiren küresel bir politikadır fakat uygulamada hedeflenen müşteriye uygun olmalıdır. Ayrım, sınıfa (konut, ticari, endüstriyel), büyüklüğe (abone olunan güç ya da tüketilen enerji), tüketim şekline vb. göre yapılacaktır.


104

Yük yönetimi nihayetinde tüm müşterileri etkileyecek olan bir kitle uygulama programıdır.

Yük yönetiminde asıl konu müşterinin kabulüdür. Bu nedenle müşterilerin katılımını sağlamak için bazı mali teşvikler sağlanacaktır. Kullanım zamanı ve azami talep düzeyine göre tarife fiyatlandırma seçenekleri cazip olacak ve yük yönetimlerden elde edilen yararların bir kısmını yansıtacaktır.

Yük yönetim sistemi için değişik ülkelerde yapılan programlar aşağıdaki gibi özetlenmiştir[3]:

• Kompakt floresan lamba: Lamba üreticilerinden büyük miktarda toptan kompakt floresan lamba alarak müşterilere elektrik faturalarında taksitle ödeme imkanı sağlamak.

• Yüksek verimli floresan aydınlatma: Aydınlatma cihazı üreticileri ve ticaretini yapanlara teşvik uygulayarak yüksek verimli lamba ve balastların teminini sağlamak.

• Buzdolabı sınıflandırma ve standartları: Müşterilere buzdolabı ve derin dondurucuların etiketlemesi tanıtılarak daha verimli enerji birimlerini tanımalarına imkan vermek. Minimum standartlar belirlenerek daha altındaki ürünlerin satışına yasak getirmek.

• Klima sınıflandırma ve standartları: Müşterilere buzdolabı ve derin dondurucuların etiketlemesi tanıtılarak daha verimli enerji birimlerini tanımalarına imkan vermek. Minimum standartlar belirlenerek daha altındaki ürünlerin satışına yasak getirmek.

• Ticari soğutma cihaz bakımı: Müşterilere broşür, TV reklamı vb. yollarla soğutma cihazlarının mümkün mertebe verimli çalışmasını sağlayacak bilgi verilmesini sağlamak.

• Klima cihazlarının bakımı: Müşterilere broşür, TV reklamı vb. yollarla klima ve havalandırma cihazlarının mümkün mertebe verimli çalışmasını sağlayacak bilgi verilmesini sağlamak.

• Kesilebilir yükler: Sistemin tepe yaptığı zamanlarda enerjisi kesilebilir müşterilere mali teşvikler sağlayarak gerektiğinde bu yüklerin kesilebilmesi.

• Enerji etütleri: Büyük müşteriler için maliyet-etkin enerji verimliliği fırsatlarını belirlemek için enerji denetimleri gerçekleştirmek. Tanımlanan imkânların uygulanması için finansal olarak yardım yapılmasını sağlamak.

• Su pompaları: Yüksek verimli motorlar ve değişken hız düzenleme cihazları kullanmak.

• Yol aydınlatması: Civa buharlı lambaların yerine yüksek basınçlı sodyum lambaları kullanmak.

• Güneş enerjili su ısıtma sistemleri: Güneş enerjili su ısıtma sistemlerinin elektrikli su ısıtma sistemleri yerine kullanılmasını yaygınlaştırmak.

• Tarife yapısı: Değişik tarife yapısı uygulamaları ile müşterilerin elektrik kullanımını değişik zamanlara kaydırmasını sağ-lamak.

2.1. Yük Yönetim Sistemi Program TürleriYük yönetim sistemi programları genel olarak dört ana tür olarak belirlenebilir ve her birinin uygulanması farklılık gösterebilir.

• Bilgilendirme programı: Bu programın amacı, enerji verimliliği konusunda müşterileri bilgilendirmek, bilgi eksikliklerini gidermektir. Temel program elemanları; seminerler, broşürler ve kitapçıklardır. Bu aşama herhangi bir programın uygulanmasında gereklidir.

• Teknik destek programı: Bu program, enerji verimliliğini önemseyen, gerekliliğini anlayan ancak teknik imkânları ve yeteneği olmayan müşterileri hedef almaktadır.

• Mali destek programı: Bu programın amacı, müşterilerin enerji verimliliği önlemlerinde maliyetleri düşürmektir. Birçok enerji verimliliği önlemi müşterinin ilave yatırım yapmasını gerektirir. Ancak birçok müşteri yatırım için gerekli sermayeye sahip değildir veya enerji verimliliğinin mali getirilerini yeterli bulmamaktadır. Bu program enerji verimliliği ekipmanları alımı için doğrudan nakit teşvikleri veya kredileri içermektedir.

• Doğrudan müdahale programı: Bu programın amacı, hükümet tarafından asgari verimlilik standartlarının belirlenerek müşterilerin bedava veya düşük maliyetle sahip olmalarını sağlamaktır.

Bilgilendirme

Teknik destek

Mali destek

Doğrudan müdahale

3. BİRÇOK ÜLKE TARAFINDAN UYGULANAN PROGRAM ÖRNEKLERİ

Dünyada birçok ülkede gerek hükümet gerekse dağıtım şirketleri tarafından yük yönetim sistemi uygulaması gerçekleştirilmiştir. Asıl amaç, değişik programlar kullanarak puant yükün azaltılmasını veya başka zamanlara kaydırılmasını sağlamaktır.

Bu sayede ilave kapasite yatırımları yapılmayacak veya ertelenecektir. Bu bölümde yapılan örnek uygulamalar ve elde edilen sonuçlar ortaya konarak ülkemiz için zaten başlamış olan birçok programın değişik teşviklerinden bahsedilecektir.

• ABD Güney California Edison firması tarafından gerçekleştirilen “Düşük Gelirliler için Yeniden Lambalama Programı”[4]

Programın amacı: Düşük gelirli müşterilere kompakt floresan lambaların tanıtılması.

Şekil 1. Program uygulama aşamaları.


105

Programın hedefleri: Elektrik enerjisi kullanımında verimliliği artırmak için istenilen yük eğrisini elde etmek, düşük gelirli müşterilere yardımcı olarak dağıtım şirketinin toplumsal sorumluluğunu ortaya koymak, enerji tasarrufu bilincini teşvik etmek, fatura ödeme alışkanlığını teşvik etmek.Program sonuçları: 418.500 MWh elektrik enerjisi tasarruf edilmiş, 13,85 MW demandda azalma sağlanmıştır.Programdan elde edilen sonuçlar: Müşteri hizmetleri için veri işleme sistemi geliştirildi ve devam ettirildi. Serbest tüketicilerin belirlenmesinde toplumsal kuruluşlar önemli bir rol oynamıştır.

• Meksika Dünya Bankası kredisi ile gerçekleştirilen “Kompakt Floresan Lamba Promosyon Programı”[5]

Programın amacı: Konut sektöründe kompakt floresan lamba kullanımı ile enerji tasarrufu.Programın hedefleri: Tüketiciler ve ithalatçı/tedarikçiler arasında elektrik enerji verimliliği kavramını teşvik etmek, konut sektörü ve mevcut ticari binalarda CFL teknolojisinin kabulünü sağlamak.Program sonuçları: 169.000 MWh elektrik enerjisi tasarruf edilmiş, 1000 MW demandda azalma sağlanmıştır.Programdan elde edilen sonuçlar: Müşteri hizmetleri için veri işleme sistemi geliştirildi ve devam ettirildi. Serbest tüketicilerin belirlenmesinde toplumsal kuruluşlar önemli bir rol oynamıştır. Zengin müşterilerin yüksek elektrik tüketimi ve ödeme imkânlarından dolayı teknolojiye adapte olmakta lider oldukları görülmüştür. Düşük enerji kalitesi ve yüksek arıza oranı müşterilerin yeni teknolojiyi benimsemesinde etken olmuştur.

• Hindistan şebeke firması “Paradip Port Trust Yakıtla Pişirme İkame Programı”[3]

Programın amacı: Paradip Port Trust firması çalışanlarına evlerde elektrik sobaları yerine ısınma ve pişirmede LPG’nin tanıtılması.Programın hedefleri: Sistemin tepe yükünü düşürmek.Program sonuçları: Elektrik sobaları yerine LPG yakıtı almıştır. Sabah demandında 2,3 MW, akşam demandında 3,2 MW düşüş sağlanmıştır.Programdan elde edilen sonuçlar: Bu çalışma ile Paradip Port Trust firması tarafından çalışanlarına sağlanan elektrik tüketiminde önemli bir azalış olmuş ve bu uygulamanın özel sektör firmalarına örnek olmuştur.

• Hindistan Ahmedabad Elektrik Firması – Belediye Su Pompası Sistemi Verim Geliştirme Programı”[3]

Programın amacı: Belediye su pompalama sisteminde verimliliği artırmak.Programın hedefleri: Elektrik enerjisi kullanımında verimliliği artırmak ve istenen sistem şeklini elde etmek. Pompalama sisteminde verimliliği artırmak ve elektrik ve su sisteminde enerji tasarrufunu sağlamak.Program sonuçları: Belirtilmemiştir.Programdan elde edilen sonuçlar: Yüksek verimli motorlar, güç faktörü için kapasitör kullanımı ve kullanım zamanlarının kaydırılmasına bağlı olarak müşteri enerji faturasında ve tepe yükte düşüş yaşanmıştır.

Nabibya’nın başkenti Windhoek şehrinde yapılan yük yönetim sistemi çalışmalarında, hükümet sadece su ısıtıcıları üzerinde kontrolün yapılmasını istemiştir. Yapılan çalışmada, 66 kV TM’den 22.000 müşteriye sinyal gönderen sistem ile 22.000 müşterinin

su ısıtıcıları kontrol altına alınmıştır. Sistemin kurulması için 2.200.000 € harcanmış, kazanım olarak 20 MVA’lık puant gücün azaltılması ile yıllık 2.000.000 €’luk santral kurulum maliyeti ve elektrik dağıtım sistemine 2.000.000 €’luk kapasite artış yatırımı yapılması engellenmiştir[6].

Güney Afrika Cumhuriyeti’nde yapılan yük yönetimi çalışmasında 132 kV TM’den 90.000 müşterinin cihazları üzerinde yük kontrolü yapılmış. Sistemin kurulması için 9.000.000 € harcanmış, kazanım olarak 70 MVA’lık puant gücün azaltılması ile yıllık 2.000.0000 €’luk santral kurulum maliyeti ve elektrik dağıtım sisteminin 10.000.000 €’luk kapasite artış yatırımının yapılması engellenmiştir[7].

Hollanda Arnhem şehrinde yapılan yol aydınlatma sisteminin trafik yoğunluğu ve gece vakitlerinde aydınlatma ışık akısının azaltılması 20 kV ve 150 kV trafo merkezlerinden sinyal gönderilmesi sayesinde olmuştur. Bu sayede aydınlatma için harcanan enerji % 25 oranında düşürülmüştür.

4. SONUÇ

Ülkemizde öncelikle TV, internet, basın ve diğer yayın araçları ile enerji verimliliği bilinci artırılmalı, teknik destek programları ile müşteriler tarafından yapılabilecek enerji tasarruf sistemleri anlatılmalı, başarılı olan uygulamalar değişik medya yayınları ile ülkemizde duyurulmalıdır. Hükümet tarafından enerji verimliliği için teşvik programları geliştirilmeli, (örneğin binalarda mantolama sistemleri için düşük faizli ve uzun geri ödemeli teşvik programları, yeni bina tasarımları yarışmaları düzenleme, doğal gazın yaygınlaştırılmasını sağlayarak ısınma ve pişirmede yeni alterna-tifleri geliştirme, kompakt floresan lambaların yaygınlaştırılmasını sağlama vs.) elektriğin puant zamanlardan kaydırılması amacıyla çoklu tarife programı teşvik edilmelidir. Dağıtım şirketleri tarafından yapılan enerji verimliliğini artırıcı faaliyetlerin kalite performansı içerisinde yer alması gerekmektedir.

KAYNAKLAR

[1] Türk Fransız Semineri “Elektrik İletim ve Dağıtım Şebekelerinin Performanslarının İyileştirilmesi” 16-17 Eylül 1998 Ankara.

[2] http://www.leonardo-energy.org[3] http://www.sidsnet.org/docshare/other/20070110DSM

Bestpractices.pdf[4] http://asset.sce.com/Regulatory/Energy%20Efficiency%20

Filings/2002AnnualLIEEReport.pdf[5] http://martinot.info/Birner_Martinot_EP.pdf [6] “Elektrik Dağıtım ve Üretim Sistemlerinin AB Ülkelerindeki

Uygulamalarının İncelenmesi ve Karşılaştırılması Projesi” dokümanları.

[7] http://www.snrtrade.com/pdf/elster_lms.pdf

SUMMARY

Electrical energy has become an integral part of our daily lives and our technology. Security of energy supply in the world with increasing energy needs, also brings with it problems such as power quality. Every country in the world market to come to the most economically advantageous position in competition are a constant. Addition to investigating new technologies for energy efficiency plays a key role for the products produced. Besides the


106

technological breakthroughs in society, especially in developing countries, widespread use of new technologies, increasing the welfare level of energy to remain inadequate, especially lead to electrical energy. As an immediate solution to the energy bottleneck in our country uses natural gas conversion plants. Evaluation of the request made to our country’s growing energy needs of approximately 80,000 MW of installed power in 2020 and the annual energy requirement is estimated at 500 000 GWh. 80.5% of energy production in our country, ‘lik is part of the thermal sources. By the Ministry of Energy and Natural Resources to improve the security of supply, especially for the investigation of domestic resources in 2010 are very large investments. Even with the new thermal-based power plants in the economic operation of these plants appears to be a problem again. To meet the peak load power plants in operation, particularly negative effect on load factor. Transmission and distribution with increasing energy demand brings with it problems. Production of electrical energy to be optimal in many countries around the world and sought out new methods to use. One of them is Load Management System. According to the definition of the World Bank, “Load Management System, economic incentives, direct interventions and efforts to control loads with the new technologies. High values of peak loads, or just get rid of the scroll values, adding new capacity and making the burden of unnecessary, costly, inefficient peak load units of production units, more economically and efficiently transmits the base. “Is called. Load management system, programs can be determined and each one of four main types of application may vary.• Information Program: The purpose of this program is to compensate

for lack of knowledge to inform their customers about energy efficiency. Basic program elements, seminars, brochures and booklets. This step is necessary in any application program.

• Technical support program: The purpose of this program, but the technical possibilities and the ability to understand the need to care about energy efficiency are aimed at customers who do not.

• Financial support program: This program’s objective is to reduce customers’ costs of energy efficiency measures. Many energy efficiency measures requires a customer to make an additional investment. However, many customers do not have the capital needed to invest in energy efficiency, or does not find adequate financial returns. This program is a direct cash grants or loans for the purchase of energy efficient equipment contains.

• Direct intervention program: The purpose of this program, the minimum efficiency standards determined by the government to present the customer with free or low cost.

In this study, the load management system used in many countries, methods used and precautions to be taken in our country will be determined by transferring the resulting gains. Key lessons must be learned and applied to our Country.


107


Levent KILIÇCamiş Elektrik Üretim A.Ş.

ÖZET

Büyük güçlü makinelerden oluşan elektrik santrallerinde yaşanan makine arızaları üretim kaybı ve giderme maliyetleri ile beraber çok ağır sonuçlar doğurmaktadır. Standartlaştırılmış makine bakım takipleri, işletme koşullarına göre farklılık arz etmektedir. Planlı bakımların izlenmesi arızaların kesin olarak engellenmesinde yeterli olamayabilmektedir. İşletme tecrübelerinden elde edilen verilerin, kök neden analizi yapılarak, değerlendirilmesi, duruş süre ve ilave maliyetlerinde düşmeye imkan sağlayacaktır. Ancak, uygulamanın sistemin tüm kullanıcıları tarafından asgari değerlendirilmeye uygun olması gerekmektedir.

1. GİRİŞ

Bu yazıdaki amaç, işletmelerde yaşanmış, yaşanmasına ramak kalmış veya yaşanması olası mekanik arızaları hakkındaki bilgilerden yola çıkarak, yeni ya da benzer istenmeyen işletme arızalarının önüne geçebilmek için bilgi paylaşımında bulunmaktır.

2. YANMA, SİLİNDİR VE EKİPMANLARI

Yüksek hızlı makinelerde krank açısını kullanarak oluşturulan indikatör diyagramı daha kullanışlıdır[1] (Şekil 1).

Yüksek hızlı makinelerde yanma prosesi birkaç aşamada tarif edilebilir. Pompanın yakıtı dağıtmasıyla yakıtın yanma hacmine gelmesi arasında çok kısa bir gecikme süresi vardır (püskürtme gecikmesi). Bu, yakıtın aynı anda ateşlenemediği bir “ateşleme gecikmesi” ile izlenir. Çünkü, yakıtın uygun ateşleme sıcaklığına

kadar ısıtılması gereklidir. Bu sürecin hızı; yakıtın ateşleme kalitesine, atomizasyon kalitesine, havadan yakıta olan ısı transferi oranı gibi birkaç faktöre bağlıdır.

Bu faktörlerin sonuncusu, hava ve yakıt arasındaki sıcaklık farkı, havanın yoğunluğu ve hava ile yakıt arasındaki rölatif hareketten etkilenir.

Ateşleme meydana geldiğinde bu birkaç noktada olur. Yanma başladıktan sonra, alev yayılma periyodu vardır. Bu yayılma silindirin içerisinde hızlıca yayılır ve ısının ve basıncın hızlıca artmasını sağlar. Piston çevrimin bu noktasındayken, yani hemen hemen sabit bir noktadayken, ani bir şok yük makinenin çalışmakta olan kısımlarında baskı oluşturur. Bu olay “vuruntu” (Knock) olarak adlandırılır ve ateşleme gecikmesi periyodu süresince biriken yakıtın hızlıca yanması sonucu oluşan basınçtaki ani artıştan meydana gelir.

Vuruntu yüksek hızlara, düşük sıkıştırma oranlarında, düşük çevre sıcaklığında ve ateşlemeye karşı direnç oluşturan yakıtlarda daha da kötüdür. Buna çözüm, ya gecikme periyodunu azaltmak ya da bu periyot süresince püskürtme oranını azaltmaktır.

Yakıtın ateşleme kalitesini yükseltmek, daha yüksek setan, metan, vb. numarası olan bir yakıt kullanmak, daha erken ateşlemeyi mümkün kılar ve gecikme periyodunu düşürür. Daha kısa gecikme periyodu, daha az biriken yakıta imkan sağlar ve sonuçta da daha verimli ve vuruntusuz bir çalışma sağlar.

Yanma prosesinin sonu, daha düşük yanmanın olduğu son fazdır. Temiz yakıt yanma hacmine alınır, yüksek sıcaklıktaki ve yanan yakıt ile karışır. Temiz yakıt bu nedenle enjektör nozulundan daha yeni ayrılırken ateşlenir (Şekil 2).Alev yayılma periyodu

(Hızlı yanma), dizel vuruntu

Ateşleme gecikmesi

Püskürtme periyodu

Yanma kuyruğu

Doğrudan yanma periyodu (3), sabit basınçta

Sıkıştırma

Püs

kürt

me

başl

angı

cı

Yan

ma

başl

ar

GenleşmeYanma olmaksızın genleşme

Krank açısı (Derece)

(2)

(1)

Şekil 1. Yanma periyodu (C.i. Makinede). Şekil 2. Enjektör.

Şekil 3. Piston pini arızası sonucunda kırılarak yağa karışan, piston, gömlek, piston kolu parçaları.


108

Çift yakıtlı (dual fuel) modunda çalışan makineler gaz ve hava karışımını silindirde, ana yakıtın belirli bir yüzdesi ile pilot ateşleyerek çalışırlar. Pilot yakıt, ana yakıtın % 1-3’ü arasında değişebilir. Bu çalışmanın devam edebilmesi için ne gazın ne de dizel pilot yakıtının kesilmemesi gerekir. Makinelerin dizel ve gazda aynı anda çalıştırılması kontrol ve koruma sistemlerinin, tek yakıtla çalışan makinelere kıyasla daha karmaşıklaşmasına neden olmuştur.

Yanma sistemi problemleri, makinenin verimini, ateşleme açılarını, gaz ve enjektör sistemlerini, silindir kafası ve subap ve yuvası, baga (seat), stabil çalışmasını, piston, biyel kolu, gömlek ve diğer makine ekipmanlarının gerek etkili çalışmasını ve gerekse de ömürlerini doğrudan etkileyen en önemli faktördür.

3. YATAKLAR, KRANK ŞAFT VE BAĞLANTILARI

Kaymalı yataklar şaftı (krank, kem) osilasyon ve içten yanmadaki darbelere karşı desteklemek ve gerektiğinde de kendilerini feda etmek amacıyla tasarlanmışlardır. Basit, ucuz ama aşırı önemli parçalardır. Kaymalı yatakların yağlanması hidrodinamiktir, yani çalışma esnasında şaft ince bir yağ filmi üzerinde hareket eder. Bu yüzden sürtünme ve aşınma minimize edilir. Kaymalı yataklar uygun bakım ve izleme teknikleri izlenirse hemen hemen sınırsız ömre sahiptir.

Yatak ömrünü belirleyen kilit eleman yağdır. Belli hızlardaki yağ basıncı, makine tasarımcısının belirttiği şekilde olmalıdır. Düşük basınç değerleri yatakların aşınmasına neden olacaktır. Bu durumda, yatak değişimi daha kısa sürelerde gerekebilir. Aşırı yağ basıncı ise sistemdeki bir yerlerde tıkanmaya sebep olabilecektir. Yağ seviyesinin pompa kavitasyonlarını engellemesi bakımından sıklıkla kontrol edilmesi gereklidir.

Kaymalı yataklar, yeterli yağlama olmazsa etkili çalışamazlar. Yeterli yağlama tamamsa, bunu yağın temizliği izler. Yağ filminin çok ince sağlanması gerektiği için, çok küçük kir parçacıkları dahi ivmeli bir şekilde yıpratıcı olabilir. Yağın, filtrelenmesinin önemi bu nedenle çok büyüktür. Yağa harici kir parçacıklarının karışımının engellenmesi için hava filtrelerinin de temizliği çok önemlidir.

Yağın türünün ve özelliklerinin belirlenmesi ve sisteme uygun yağın seçilmesi sistem ve ekipman ömrünü uzatacaktır. Bu anlamda yağın viskozitesi en önemli parametredir. Düşük ya da düşmüş viskoziteli (yani ince) yağlar yağ filmi kalınlığını azaltır. Bu, aşınma hızını artırır ve muhtemelen bir arızaya yol açar. Yağ atıklarının uygun kombinasyonu, aniden yağ kırılmalarını, kalınlaşmayı, köpüklenmeyi ve çamurlaşmayı önlemek için gereklidir.

Yataklar incelenirken, iki şey çok önemlidir: Birincisi çalışmaların temiz bir alanda yapılmasıdır. Kirlilik, sistemlerin en büyük düşmanıdır. İkincisi, sökülen parçaların sıra ve yönlerine dikkat edilmesidir.

Kirlilik: Yağa bazı parçacıklar karışmışsa, bunlar yatağa saplanır. Bunlar ana şafta da zarar verebilir. Aşırı ısınma, yağ filmini koparma, vb. gibi nedenlerle yatak ömrü azalır.

Yaşlanma: Yük, çalışma şartları, zaman yatağın özelliklerini kaybetmesine yol açar (bu yatağın, tek, çift ve üç tabaka olması durumlarında etkilenmeler farklı olacaktır). Bunun nedenleri, yine, kirlenme, yatağın yanlış takılması, yüksek sıcaklık ya da korozyon nedeniyle malzemenin zayıflaması ve çok uzun çalışmadır.

Aşırı aşınma: Yaşlanmaya sebep olan bazı kriterler, aynı zamanda aşınmaya da sebep olurlar.

Yabancı malzeme, parçacık: Yataklara gelen parçacıklar bu bölgedeki ısı transferini engeller ve alanın aşırı ısınmasına neden olurlar.

Sıcak kısa devresi: Yatak tabakalarından en dıştaki aşırı sıcaklık nedeniyle hasar görebilir. Bu ısı şaft ile yatak arasında bir ısı kısa devresine sebep olabilir.

Bunlara ilave olarak, yatak ile yuvası arasındaki basmanın yetersiz olması, krank şaft ve bağlantılı olduğu bloğun yapısal bozulmaları ve kavitasyon da yatak problemlerinde büyük rol oynar.

Yatak problemleri uygun, periyodik bakımlarla ve izleme sistemleri ile minimize edilebilir. Her makinenin tasarımı ve özellikleri kendine has olduğu için, gerek servis personelinin ve gerekse de işletme personelinin, bilseler dahi, her seferinde manueller doğrultusunda ve değerlerinde, düzenli, planlı, sistematik ve temiz, dikkatli hareket etmeleri ve çalışmaları gerekir (Şekil 4, 5).

Şekil 4. Çizilmiş bir yatak.

Şekil 5. Parçacık girmiş ve çizilmiş bir yatak.

Yataklarla ilgili problemlerde, krank şaftın temizliği, sıcak ve soğuk ölçümleri, gözle kontrolü, gerekli zımparalama ve taşlama işlemlerinin yapılması, piston ve piston kollarının da aynı toleranslar içerisinde olduklarının ölçülmesi, doğrulanması, karterdeki yağ deliklerinin, borularının aktif olduklarının gözlemlenmesi, kontrolü ve ölçümleri hayati önemi haizdir.

3.1.Esnek Kaplin ve Eksenleme Problemleri[2]Esnek kaplin iki şaftı eksenel bağlantı için kullanılır. Kaplin ayrıca tork ya da dönme hareketini kaymadan ve aynı zamanda açısal, paralel ya da eksenel eksensizlikleri de kompanze ederek aktarmaktadır.

Mekanik esnek bağlantı sistemleri ekipmanların birbirine göre kaymasına ya da göreceli hareketine müsaade ederler. Boşluklar


109

(Clearances) belli limitler içerisinde olmalıdır. Bağlanan şaftlar arasındaki çapraz yüklenmeyi ve kaplinin aşınmasını azaltmak için genellikle yağlama kullanılır.

Kaplin arızalarında, hatanın kaplinin kendisinde mi yoksa harici mi olduğu iyi incelenmelidir.

Kaplinin kendisinden kaynaklanan arızaların çoğu, uygun olmayan ya da zayıf işçilikten kaynaklanmaktadır. Uygun merkezlemenin yapılamaması, vb. gibi. Kusurlu, yeterli dayanıklılıkta olmayan malzemeler, sertlik, vb. gibi nedenler de arızalara kaynak oluştururlar. Tasarım hataları ya da çalışma şartlarına uygun ürün seçilememesi de ana arıza nedenlerinden biridir.

Mekanik esnek kaplinlerde arızalar kayan temas yüzeylerinin yeterli ve iyi yağlanması ile giderilebilir. Yağın olmaması bu yüksek basınç altındaki yüzeylerde aşırı aşınmaya neden olacaktır (Şekil 6, Şekil 7).

Kaplin seçiminde dikkat edilmesi gereken hususlar; süren ve sürülen ekipmanın türü, burulma karakteristikleri, minimum ve maksimum tork, normal ve maksimum dönme hızı, şaft ölçüleri, şaft uçları arasındaki aralık (mesafe), normal çalışma esnasındaki ısıl genleşme, ekipmanın pozisyonu (eksenel, radyal), çevre şartları (nem, kuruluk, korozyon, vb.), yatak yerleşimleri, maliyet (kaplin fiyatı, enstalasyon, bakım, değişim, vb.).

Yanlış eksenleme kaplin problemlerinin ana sebebidir. Yanlış eksenleme neticesinde, kaplinden yeterli verim alınamaz. Ana eksenden sapma, sistemdeki boruların çekilmesine, kopmasına, yatak aşınmalarına, makine temelinin bozulmasına, ısıl değişimlere ve bağlı sistemlerde titreşimlere sebep olur. Bu nedenle kaplinin eksenleme kontrolü yapılması ve gerekirse düzeltilmesi çok önemlidir.

Normalde üç tür eksenleme hatası vardır: Bunlar; açısal, paralel ve eksenel hatalı eksenlemelerdir (Şekil 8).

Şekil 6. Kaplin değişimi.

Şekil 7. Kaplin sökümü.

Şekil 8. Eksenleme durumları.

4. KÖK NEDENLER

4.1. YağlamaBütün mekanik elemanlar diğerleri ya da belli yüzeylerle temas halindedirler. Eğer uygun yağlama yapılmazsa, yüzeyler hızlıca aşınır ve aşırı miktarda enerjiye ihtiyaç duyar. Bu durumda çoğu ekipman hatalı çalışır, daha fazla tamir ve bakıma ihtiyaç duyar ve sonucunda da kullanılamayacak oranda deforme olur.

Yağın doğru kullanımı, takibi ve analizi özellikle gaz motorlu güç santrallerinin olmazsa olmazlarındandır.

4.2. TitreşimTitreşim izlemesi ve analizi henüz başlangıç aşamasında olan arızaların saptanmasında en kullanışlı yöntemlerden biridir. Bu nedenle genellikle kestirimci bakımlarda sık sık kullanılmaktadır.

4 zamanlı makinelerde, krank şaft bir işi iki dönmede, ya da 720°’de tamamlar. Bu yüzden, titreşim frekanslarının bazıları krank şaft hızının dönme harmoniklerinden oluşur. 4 zamanlı içten yanmalı makinelerde, güç stroku titreşimde bir artış oluşturur. Normalde bu artış krank şaftın temel hız frekansında meydana gelecektir.

İçten yanmalı makinelerin tam titreşim analizi, zaman domeninde analize de ihtiyaç duyar. Zaman ve frekans domeni analizleri,


110

krank şaftın faz açısıyla birlikte değerlendirilirse, daha doğru sonuç alınacaktır.

4.3. KorozyonKorozyon, malzemelerin çevreleriyle reaksiyonudur. Bu sadece metallerle sınırlı değildir. Demirin paslanması, türbin kanatlarının çukurlaşması, boyaların dökülmesi, vb. korozyon örnekleridir (Şekil 9).

SUMMARY

The purpose of this article is to share the necessary information about the breakdowns, mechanical problems that are about to or likely to occur, new or similar operating problems .

Mechanical breakdowns of big powerful machines at the power plants cause loss of production and the expense of repairment , which have very severe results . Standard machine maintenance proceedings vary because of depending on the power plant’s conditions. Regular, planned maintenance may not be enough to prevent the breakdowns. The data obtained from those breakdown problems, with the help of root cause analysis, will make the shutdown period and extra expenses decrease. But, this implementation system needs to be suitable to minimum evaluation.

In internal combustion engines, the correct working process and combustion equipments are very important. The combustion system problems affect the running and working lives of the machine efficiency , ignition angles , gas and injection systems , cylinder head , valve and slot, seat, stable performance , piston, connecting rod, liner and other mechanical equipments

It is important that the moving parts such as bearings can have their movements easily. It is necessary that the oil which provides that movement has to do its work effectively. The problems about the bearings , it is very essential to clean the crankshaft, the hot and cold deflection measurements, eye-control, to do the necessary grinding and honing ,also measuring the piston and piston rods for the same tolerance values ,verification and the observation of the carter oil holes and activeness of the pipes .

Misalignment is the main problem of coupling. Because of the misalignment, it can’t be got enough output from the coupling. Deviation from the main axis causes pipe withdrawals, breakdowns, bearing destruction, the deterioration of machine base, thermal changes and vibration of connected systems. For this reason, it is vital to control and, if necessary, to correct the coupling axis.

All the mechanic elements have a contact with others or some certain surfaces. If the necessary lubrication is not done, the surfaces get corroded and require excessive amounts of energy. In that case, most equipments run incorrectly , need much more fixing and maintenance and they get so deformed that can’t be used in the end. The correct use of the oil , is a must for those power plants running by using gas engines.

The observation and the analysis of the vibration are the most suitable techniques of determining of the breakdowns, which are at the initial stage. For this reason, it is often used on predictive maintenance.

Corrosion is a reaction of materials with their environment. This is not limited with only materials. The corrosion of iron, cavitation of the blades, exfoliation, etc. are the examples of corrosion.

The process control, automation control, optimization , noise control, heat imaging, gas / air leakage detection , etc. monitoring and analysis systems will also be beneficial on fault detections.

Şekil 9. Gömlek dışında su nedeniyle oluşmuş korozyon.

Yapılarda ya da sistemlerde kullanılan bütün malzemeler (metaller, cam gibi inorganik malzemeler, seramikler, beton, plastikler ve boyalar) korozyona uğrayabilirler. Korozyonun ana nedenini ve türünü şu parametreler belirler: Sıcaklık, temasta bulunulan ortam (Hava, gaz, yağ, su, makine soğutma suyu), mekanik baskı, akış hızı, elektriksel potansiyel farkı.

Erozyon korozyonu: Akışkanın olduğu yerlerde korozyon oluşabilir. Eğer türbülans oluşursa, akış hızı bölgesel olarak daha yüksek değerlere ulaşabilir. Bu şekilde metal üzerinde koruyucu tabaka kalamayacağı için korozyon başlayacaktır. Akışkanda yabancı parçacıkların olması korozyonu hızlandıracaktır.

4.4. DiğerleriProses kontrolü, otomasyon kontrolü, optimizasyon, gürültü kontrolü, ısıl görüntüleme, gaz, hava kaçak saptanması, vb. gibi. İzleme ve analiz sistemleri de arıza saptanmasında faydası olacak yöntemlerdir.

5. SONUÇ

Büyük güçlü makinelerin arızaları da büyük ve masraflı olmaktadır. Mekanik arızalar yaşandıktan sonra, saptanması ve çözümlenmesi çok zor değildir. Ancak uzun duruşlara, üretim kaybına yol açar. Bu nedenle bunların oluşumunu minimuma indirmek için belli izleme ve analiz sistemlerinin kurulması önemlidir. Ancak esas önemli olan, bu tür izleme sistemlerini analiz edip, yorumlayacak ve ani müdahaleleri yapabilecek teknik elemanların yetiştirilmesidir.

KAYNAK

[1] L. L. J. Mahon; Diesel Generator Handbook, pp.4-6, Butterworth Heinemann, Oxford, 2003.

[2] Lindley R. Higgins, Dale P. Brautigam, R. Keith Mobley; Maintenance Engineering Handbook, pp. 6.53-6.70, McGraw-Hill, New York, 1995.


111

ELEKTRİK SANTRAL PROJESİNİN KURULUMUNUN ÖRNEK TESİS VE İŞLETME VERİLERİ ÜZERİNDEN YENİDEN DEĞERLENDİRİLMESİ

Levent KILIÇCamiş Elektrik Üretim A.Ş.

ÖZET

Elektrik santralleri pahalı yatırımlardır. Yatırımın kendini ödemesi, seçilecek ekipmanın doğru seçilmesine ve işletilmesine bağlı olmaktadır. Tesis kurulumundan önce yapılması gereken, hammadde durumu/seçimi, şebekeye bağlantı koşulları, seçilecek makine tipi ve boyutu, üretim ve işletme maliyeti hesaplamaları yatırımın fizibilitesi bakımından belirleyici olacaktır.

1. GİRİŞ

Ülkemizde elektrik santrallerinin kurulumu için gereken prosedür Lisans Yönetmeliği’nde[1] belirtilmektedir. Yönetmelikteki koşulların sağlanmasıyla birlikte, sırasıyla santralin gücü, yeri, kullanılacak hammadde, makine tipi, sayısı ve boyutları ve işletmeye alındıktan sonra karşılaşılacak çalışma koşulları tesisin veriminde ve kendini ödemesinde belirleyici olacaktır.

Elektrik santral ilk yatırım kurulum maliyetleri genellikle [$/kW] oranıyla yapılmaktadır. Bu genellikle makine türüne göre verilen değerdir. Makine boyutu arttıkça, bu oranın düşmesi beklenebilir. Bu bildiride hammadde kaynağı doğal gaz olarak ele alınmıştır. Doğal gaz hammadde kaynaklı tesislerde, kurulum yeri boru hatlarının da ilave maliyet getirmesi bakımından önem taşımaktadır.

Santrallerin, kurulum maliyetleri (faiz, amortisman) ile beraber işletme (tamir, bakım, idari) ve yakıt maliyetlerinin de göz önüne alınması tesisin kendini geri ödemesinin hesaplanabilmesi bakımından çok önemlidir. Santral kurulurken beklenen teorik duruma karşılık hesaplamalar yapılmaktadır. Oysa bu yaklaşım, çeşitli işletme verilerinden görüldüğü üzere belli sapmaya uğrayabilmektedir. Bu sapma, özellikle ekonomik hesaplamalarda beklentileri geciktirebilmektedir.

Santral gücüne göre ulusal şebekeye bağlantı şartları da dikkat edilmesi gereken diğer önemli adımlardan biridir. Santral gücüne göre, Şebeke Yönetmeliği[2] kriterlerini uygulama zorunluluğu mevcuttur.

Bu bildirinin amacı işletmeciliği yürütülmüş santrallerden elde edilen veriler doğrultusunda, yeni yatırımlarda veriye dayalı iyileşme sağlamaktır[3-7].

2. PROJENİN OLUŞTURULMASI

2.1. Projenin OluşturulmasıSantralin hangi amaca dönük olarak kurulacağı önemlidir. Burada fabrikalarda en yüksek enerji kalitesi ve verimliliğini sağlayan kojenerasyon santrali referans alınacaktır.

Santral gücü mevcut fabrika yük profili ve büyümeleri göz önüne alınarak yapılmalıdır. Her yıl % 7 kapasite artışı düşünülen bir tesisin 10 yıl sonrasında

010

010 P 1,96 0.07)(1 PP =+= değerine ulaşabileceği hesaplanabilir. Makine güçleri gerekli ihtiyaçtan fazla seçilmesine rağmen, özellikle şebekeye bağlantı hesaplamalarında bu büyüklüğe karşı gelen hat/kablo seçiminde şebeke kriterlerine uygun seçim yapılamadığı görülmektedir.

Fabrikaların elektrik kesintilerinden etkilenmelerinin azaltılması, bunun için şebekeden izole (ada modu) çalışma koşullarının oluşturulması, uygun yük atma/alma sistemlerinin kurulması, şebekeye enerji satma/alma piyasasında oyuncu olabilme, gece-gündüz-puant çalışmalarında esnek üretim seçeneklerinin artırılması, kar maksimizasyonu çalışmaları, artık yeni sistemde ele alınması gereken parametrelerden olmuştur.

2.2. Üretim Maliyetleri Santrallerin karakteristiklerine bağlı birim elektrik enerjisi üretim maliyeti şöyle oluşmaktadır:

u

yü H.

f.860hp.af

η+=

Burada;a : Birim tesis (faiz, amortisman, tamir, bakım, idari, vb.) )

masrafı [$/kW],p : Senelik tesis masrafı yüzdesi [%],h : Senelik çalışma süresi [s],fy : Yakıt fiyatı [$, TL/m3, ton, kg],η : Verim,Hu : Yakıtın alt ısıl değeridir [kcal/m3, ton, kg].

Formüle göre, örneğin, 0.542050 [TL/Sm3] doğal gaz fiyatına göre sadece yakıta karşılık gelen elektrik maliyeti % 42 verimli bir santral için 0.134534 [TL/kWh] olarak hesaplanmaktadır.

Bu fiyat, örneğin şebekeye 2 numaradan bağlanmış dağıtım kullanıcısı bir fabrika için gündüz-puant-gece sırasıyla (vergisiz) 13.771-24.613-5.953 [Krş/kWh] dir. Bu bedellerin ağırlıklı ortalaması 13.423 [TL/kWh] olmaktadır.

Bu hesaplama ile, elektrik santrali kuran bir yatırımcının yatırımını geri ödemesi, atık ısısından, doğrudan buhar kullanımı (kojenerasyon) ya da buhardan tekrar elektrik üretimi (kombine çevrim) ile değerlendirmesi ve duruş–çalışma koşullarını belirlemesiyle müm-kün olacaktır.

Dur–kalk çalışma modu dönen makineler için çok uygun olmasa da şartların bunu zorlamasıyla, tesis yatırımı planlanırken buna da dikkat etmek gerekmektedir.

(1)


112

2.3. İşletme ParametreleriÖzellikle bakım anlaşmaları yapılırken, makine sayısı seçilirken, yedek parça stoku çıkarılırken, işletme personeli ve çalışma durumları organize edilirken, işletme parametrelerinin gözönüne alınarak karar verilmesi fayda sağlayacaktır.

2.3.1. Emreamadelik (EA)

Kapasite faktörü, üretim santrallerinin üzerlerine ne kadar yük alabildiğinin bilinmesi, gerek şebeke kararlılığı ve gerekse de manevra kolaylığı bakımından önemlidir.

2.4. Makine Sayı ve Büyüklüğü SeçimiSantral için tespit edilen gücün teminini bir tek makine ile olabileceği gibi, birden fazla makine ile de temin etmek mümkün olabilmektedir. Tek makinede duruştan kaybedilecek üretim kaybı, çok makineli sistemde azaltılmışken, verim daha yüksektir. Bunda santralin yeri, çalışma koşulları, kurulma amacı, vb. faktörler belirleyici olacaktır.

Ancak ister büyük ve az makineli tesisler olsun, isterse de küçük boyutlu ve çok makineli tesisler olsun, makinelerin arıza ve bakım nedenleriyle durması kaçınılmazdır. Bakım için kısmi planlama yapılabilmesine rağmen, bu durum arızalar için belirsizlik taşımaktadır. Yine aynı işletmenin duruşlardan kaynaklanan verileri Tablo 2’de görülmektedir.

D)AB(D EA +−

=

)BD()AB(D GV

−+−

=

D *Gücü Santral

MWhÜretilen KA =

B))(A-(D *Gücü Santral

MWhÜretilen KA+

=

(2)

(3)

(4)

(5)

EA = Emreamadelik D = Dönem zamanı (Saat, Gün, Ay, Yıl)B = Bakım zamanı (Saat, Gün, Ay, Yıl)A = Arıza zamanı (Saat, Gün, Ay, Yıl)

Çalışma moduna göre EA değerlerinin farklılaşması kaçınılmazdır. Günümüzde üretim maksimizasyonu, üretim miktarının artırılma-sından bağımsız olabilmekte, hatta bazen duruşlar daha fazla karlılık sağlayabilmektedir. Makinelerin teknik özelliklerinin bu çalışma durumuna uygun hale getirilmesi, teknik sorunların da yaşanmasını azaltacaktır.

Tablo 1 fabrikaların elektrik kalitesini sağlayabilmek için kurulmuş bir işletmenin 6 yıllık verilerinden oluşturulmuştur. Tesisin gerçekleşen verim değerleriyle proje değerleri arasında farklılık görülmektedir. Plaka değerlerinde görülen % 42’lik verim değerinin ortalama % 40’lar civarında gerçekleştirilmesi, sadece üretim maliyetinde % 5’lik ilave artışa yol açmaktadır.

Özellikle bakım anlaşmalarında, belirli değerlerin üzerinden kontrat yapılması önem taşımaktadır.

2.3.2. Güvenilirlik (GV)

Tablo 1. İşletme Verileri (Yüzdesel)

1. Makine 2. Makine Toplam Verim GV EA KA YF GV EA KA YF

2000 95,96 93,40 83,68 89,43 88,86 83,63 76,80 91,23 39,53

2001 96,15 89,22 80,10 89,56 96,93 95,54 86,49 90,60 38,91

2002 98,36 96,62 86,47 89,57 97,61 92,15 80,92 88,08 40,29

2003 98,94 94,72 89,23 94,35 98,23 96,77 89,15 91,93 40,57

2004 99,38 99,23 90,21 90,88 98,49 95,07 85,23 88,92 40,37

2005 98,00 96,81 74,81 77,15 95,74 94,31 72,46 76,78 40,28

İhtiyaç olduğu anda devrede olabilmesi, termik santrallerin önemini artırmaktadır.

2.3.3. Kapasite faktörü (KA)

İster fabrika için, isterse de ülkemiz için gelecek hesapları ve yatırımları planlanırken, kaynakların etkili değerlendirilmesi bakımından, sonuca daha doğru yaklaşabilmek için tesisten ne zaman ve ne kadar üretileceğinin bilinmesi önemlidir.

2.3.4. Yük Faktörü (YF)

Tablo 2. Duruş Verileri (Yüzdesel)

arıza 2000 2001 2002 2003 2004 20056 Yıl

Ortalaması

1. Mak. 3,95 3,48 1,63 1,02 0,62 2,54 0,37

2. Mak. 9,73 2,95 2,26 1,77 1,32 3,01 3,51

bakım 2000 2001 2002 2003 2004 2005

1. Mak. 2,67 7,38 2,76 4,22 0,15 1,22 3,07

2. Mak. 6,60 1,54 6,07 1,38 4,55 1,82 3,66

Tablo 2’de arıza duruşlarının neredeyse bakım duruşları kadar etkili olduğu görülmektedir. Üretim kaybı planlaması yapılırken gözönüne alınması fayda sağlayacaktır. Öte yandan, düzenli bakımların arıza duruşlarında azalma sağladığı da görülmektedir.

Fabrikasını koruma amacı olan santrallerdeki makine sayısının artırılması, eşzamanlı duruşların minimize edilmesinde fayda sağlayacaktır.

Tablo 2’deki duruşların örneğin 6 yıl ortalamasına değerlendirildi-ğinde bunun yıllık zamanın yaklaşık % 5-6’sında makine başına duruş olduğu görülmektedir. Bu duruşların % 0.57’sinin aynı anda gerçekleştiği işletme verilerinden görülmektedir.

Veriler, aynı tipteki iki ünitenin duruş sürelerinin yaklaşık olarak birbirine eşit olduğunu, fakat arıza duruş sürelerinde iyileştirilmeler yapılması gerektiğini göstermektedir.

2*6 MW’lık kurulu güce karşılık gelen bir santralin aynı ana karşılık gelen eş zamanlı tek makine arıza duruşu baz alındığında, yıllık zamanın % 0.57’sinde hiç üretim ve koruma olmadığı hesaplanabilir.

İşletme verilerinin olasılık hesaplamaları ile değerlendirilmesi ile örneğin tek makine kullanılması ile güvenilirliğin % 95 kabul edilmesi

ile, 2 makine halinde bu oran % 99.75’ e, 3 makine ile % 99.98’e, 4 makine ile % 99.99’a erişilebileceği görülmektedir. Tek makineye bir makine daha ilave edilmesi ile güvenilirlik % 5 artarken, 2 makine ilavesi ile % 0.2, 3 makine ilavesi ile ise % 0.01 katkısı olacağı görülmektedir.

Makine sayısı seçiminde işletme kriterleri etkili olacaktır. Ancak sayının artırılmasının etkisi lineer olmayacaktır.


113

3. SONUÇ VE ÇÖZÜM ÖNERİLERİ

İşletmede yaşanacak olumsuzlukların minimize edilmesi teorik hesaplamalar ve bunların pratik uygulamasından elde edilen verilerin geri besleme olarak kullanılması ile olacaktır.

Ülkemizdeki tüm enerji üretim santrallerinin verimli çalışacak şekilde tasarlanması gerekmektedir. Dışa bağımlılık sadece ilk yatırım anında değil, işletme süresince, bakım ve yedek parça olarak da kendini göstermektedir. Bunların, veriye dayalı bir temele oturtulması giderlerde minimuma ulaşmaya yarayacaktır.

Günümüz piyasası artık fazla üretimin fazla kazancı getireceği düşüncesinden ayrılmıştır. Kar maksimizasyonu için gerektiğinde durmak daha etkili olabilmektedir. Bu durum, tesisin esnek çalışma koşullarına uyum sağlayabilen makine seçimi ve işletilmesi ile mümkün olabilecektir.

Makine sayısının hesaplanmasında yaklaşım, acil durum generatörleri, trafolar, vb. tür ekipmanların seçiminde de kullanılabilecektir.

Yatırımcı için tesisinin fayda sağlaması önemlidir. Tesis yatırımında gözönüne alınması gerektiği belirtilen kriterlerin bu faydanın ve geri ödemenin sağlanmasında etkili olacağı varsayılmaktadır.

Burada gerçek işletme verilerinden yola çıkarak bir seçim yaklaşımının oluşturulması amaçlanmıştır.

KAYNAKLAR

[1] 4/8/2002 tarihli ve 24836 sayılı Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği

[2] 26/11/2009 tarihli ve 27418 sayılı Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği

[3] Kılıç L., Arsoy Ayşen B., Enerji Kalitesinin İyileştirilmesinde Kojenerasyon Katkısı, EVK’ 07, Kocaeli

[4] Camiş Elektrik Üretim A.Ş. Topkapı Elektrik Santrali (1998-2006) İşletme Verileri

[5] J.H. Horlock, Cogeneration, Combined Heat and Power, 1997

[6] J. Sirchis, Combined Production of Heat and Power (Cogeneration); 1989

[7] L. L. J. Mahon; Diesel Generator Handbook, Butterworth Heinemann, Oxford, 2003

SUMMARY

Power plants are expensive investments. The payment of the investment itself depends on the correct choice of the equipment and operation. Before the installation, fuel availability/selection, grid connection requirements, d machine typeand size selection, production and operation cost calculations will be decisive in terms of feasibility of investment.

In our country, the necessary procedure on installation of power plants is identified in the ‘Licence Regulation’ [1].

When conditions on the regulation are provided, respectively, plant power, place, fuel, engine type, number and dimension and the operation conditions after commissioning the plant will determine the efficiency and self-pay of the plant.

Initial investment costs of power plant installation is generally done with ($/ kW) ratio. This value is given mostly according to machine type. When the machine size increases, this ratio is expected to decrease.

In this paper, natural gas is discussed as fuel. Power plants from natural gas, the additional cost of the pipelines of the installation place is essential.

At power plants, it is really important to be able to have the calculation of the imbursement of the facility itself taking the installation costs (interest, depreciation) together with the operation (repair, maintanence, administrative) and also fuel costs into consideration. When installing the plant, the calculations are done for the possible theorical situation. However this approach, as can be seen in various operating data, can undergo a certain deviation. This deviation, especially on economical calculations might delay the expectations.

The other important step that has to be taken account is the conditions of national grid acoording to the plant power. According to the power plant, National Grid Regulation (2) criteria are required to implement.

The purpose of this paper is to provide data-driven improvement on new investments in accordance with the obtained data from operated power plants[3-7].

The purpose of the power plant installation is important. Here, the cogeneration plant providing the highest energy quality and productivity in factories will be the reference.

The plant power must be done considering the present factory load and growth. Despite the selection of the machine having more than enough power needed, especially in the line corresponding to the quantity, the calculation of the appropriate network overhead line connection / cable network selection criteria can not be done.

To reduce the effects of the power outrages at factories, thus, generating working conditions isolated from the grid, establishing proper load shedding systems, being a player in energy sell/buy market, increasing the flexible productivity options on night/day peak work, profit maximization studies are the parameters that need to be addressed in the new expected system.

To minimize the possible negative situations will be done with theoretical calculations and by using the feedback of their practical applications.

All energy production plants must be designed to operate efficiently in our country. External dependence shows itself not only on the initial investment but also on maintenance and spare parts during the operation. If these are based on the data, minimization will be possible on expenses.

Today’s market has already separated from the idea that more production will bring more profit. To maximize the profit, stoppage may be more effective sometimes.


114

SMART GRIDS – THE KEY FOR A CLEAN, SECURE AND HIGH DEVELOPED ENERGY SUPPLY

Leyla GÜRANFichtner IT Consulting AG

ABSTRACT

The world today is characterized by fast dynamic change. Many of these changes, such as the growth in the world wide population, the ver y fast development and deployment of new technologies and devices, the climate change and disasters such as the nuclear accident in Fukushima directly influence the energy sector.

But the current energy system is not used to coordinate this amount of influence - so it has to develope itself into a more and more intelligent system. The next energy system is called Smart Grids – this publication will introduce the world wide steps of Smart Grids.

1. THE ENERGY SECTOR MEETS NEW CHALLENGES

Many countries have reacted by initializing funding programs for research in energy efficiency, renewable and decentralized energy generation and electro mobility. Especially the members of the European Union have decided to integrate an energy and climate policy in 2008. They have ambitious aims called “20-20-20”; this describes the reducing of the greenhouse gases (GHG) and energy consumption each by 20% and the meeting 20% of their energy needs from renewable sources.1 The future of the energy generation and supply should be secure and sustainable in environmental terms. More and more renewable energy generators are in construction; however their fluctuating energy output must be coordinated and distributed. This is one of the biggest challenges in the energy sector. How can the high number of renewables be integrated into the grid network without the danger of destabilization and corresponding grid collapse? The answer is an intelligent grid which coordinates the supply and demand of energy especially electricity. Smart Grids – the integration of Information- and Communication technologies (ICT) into the energy sector seems to be the solution.

The IEA defines – “a smart grid is an electricity network that uses digital and other advanced technologies to monitor and manage the transport of electricity from all generation sources to meet the varying electricity demands of end-users. Smart grids co-ordinate the needs and capabilities of all generators, grid operators, end-users and electricity market stakeholders to operate all parts of the system as efficiently as possible, minimising costs and environmental impacts while maximising system reliability, resilience and stability.” 2 (Figure 1)

The innovations in ICT are at the beginning to redesign the energy

sector and the roles of the stakeholder. In the future there will not be only one central power plant or a few distributed generations. There will be an amount number of distributed generations and a consumer also will be sometimes a producer of electricity, the new stakeholder calls Prosumer.

2. THE FUTURE ENERGY SYSTEM

The IEA Roadmap describes the future energy system: The electrical infrastructure has to be equipped with communication devices which provide the stakeholders with data (Picture1). Energy storages are needed, because of the fluctuating of the renewable, besides the storage it is also needed to control the consumption to avoid peaks. There are some possibilities to optimize the loads:

Load Building:• Connection of more consumer, in off-peak hoursConservation: • Reduce the energy consumtionLoad Shifting: • Shifting of consumtion from peak hours to off-peak hoursLoad Shape Flexible: • Change the loadValey Filling: • To rais the energy consumption in off-peak hoursPeak Clipping:• To cut the consumption in peak hours

Smart Grids provide these load optimizations. Especially in residential houses there are many possibilities to shift loads from peak hours to off-peak hours. Smart meters assure the communication between the energy supplier and the consumer. The advantage for the supplier is that the consumption is automatically

¹ http://ec.europa.eu/climateaction/eu_action/index_en.htm ² IEA, Technology Roadmap 2011

Figure 1. Smart grids roadmap.Source: IEA,Technology Roadmap 2011


115

measured and sent - also processes like turning off of electricity can be done faster. The advantage for the consumer is getting real time information about his energy consumption, the energy prices and the possibility to react to price signals. In Smart Homes the devices also communicate with each other, so that not only the “green oriented people” are interested, also the modern and comfortable people have advantages like automatically controlled temperature and windows. Also the home security can profit in smart homes by alarming the owner if something happens in the house. There are many funded projects all over the world which are researching smart homes and the possibilities of load shifting. Another possibility to shift load and reduce GHG is the integration of electrical vehicles into the energy system.

Turkey has rich potentials in renewable energy sources but the consumption is growing very fast. The infrastructure for public transport is in some regions very poor and will be developed in the coming years, so there is the chance for Turkey to setup a modern infrastructure which is based on electricity from domestic produced energy.

3. THE NEW COMPETITION AND COOPERATION AREA

The high developed countries especially the European countries with their great climate protections programs have covered the advantages of Smart Grids. Not only the policy is aware of the unique chance that Smart Grids provide also the industry concentrates on these developments such as Siemens, IBM, S&C Electric Company, SAP, ABB and many more of these big players

³ www.smart-grids-dach.eu1

Figure 2.

Source: Fichtner IT Consulting AG

Load Building Conservation

Peak Clipping Load Shape Flexible

Load Shifting

Valey Filling

– but any of these stakeholders are able to develop and integrate Smart Grids by themselves. The policy created highly investigated funding programs like E-Energy and Electro Mobility in Germany, Energy Independence and Security Act „EISA“ by the USA or China with its Electricity Grid Modernization Plan. The next picture shows the top ten investigations in smart grids. These days the clean energy sector is one of the biggest growing sectors in the world – and Smart Grids are critical. This is one of the reasons why Smart Grids and its components and devices promise a big market and why the developed countries investigate much. The Global e-Sustainability Initiative (GeSI) and The Climate Group estimate that ICT could reduce the emission with approximately 7.8GtCO2 in 2020. These savings will not only contribute to environment but also save real money. In their report they came to the conclusion that ICT could realize €600 billion of cost savings.

Many projects mostly financed by Private Public Partnerships focus on Smart Grids and the policy try to motivate them to share their knowledge by developing standards for example. The National Institute of Standards and Technology (NIST) and Germany published their standardization roadmaps. The IEA built the International Smart Grid Action Network (ISGAN) where all participants get the possibility to corporate and published its Technology roadmap for Smart Grids components and devices. ISGAN has five key top areas for knowledge sharing:

Policy, Standards and Regulation• Finance and Business Models• Workforce Skills and Knowledge• User and Consumer Engagement• Technology and Systems Development •

$204

$265

$290

$360

$397

$807

$824

$849

$7.092

$7.323

$0 $1.000 $2.000 $3.000 $4.000 $5.000 $6.000 $7.000 $8.000

China

U.S

Japan

Süd Korea

Spanien

Deutschland

Australien

U.K.

France

Brazil

Sources: http://www.prurgent.com/2010-01-27/pressrelease75088.htm

Figure 3. Top Ten Smart Grid Federal Stimulus Investments by Country, 2010 (in U.S. Millions)

International Smart Grid Action Network (ISGAN)

ISGAN…

� Facilitates dynamic knowledge sharing, technical assistance, peer review and, where appropriate, project coordination

� Sponsors activities that accelerate smart grid deployment and address knowledge gaps

� Builds on the momentum of and knowledge created by the substantial investments being made in smarter grids globally

� Fulfills a key recommendation in the Smart Grids Tech. Action Plan

� Leverages cooperation with the International Energy Agency, Global Smart Grid Federation, and other relevant stakeholders

A mechanism for bringing high-level government attention and action to accelerate the development and deployment

of smarter electricity grids around the world.

Also the D-A-CH countries signed a Memorandum of Understanding (MoU)3. The cooperation is concentrated on the development of intelligent power grids – also known as „Internet of Energy“ or „Smart Grids“. Another focal point is the integration of e-mobility into the system

The objectives of the Smart Grids D-A-CH are:Establishing the basis as well as strategies for the implementation • of smart grids based on experience from research and pilot projects to develop and test smart grids solutions,Knowledge exchange and coordination of national technology • policies, Support of cooperation between national projects (model • regions, competence centers, etc.), including use of synergies,


116

Joint tackling of cross-cutting issues (interoperability, • standardization, safety and security requirements, conformity with legal issues, business and market models, requirements on regulatory frameworks), Coordination of public activities to increase user acceptance • and support market launch.

The Smart Grids D-A-CH focuses on three main areas, which are called “Task Forces” and are managed by each country.

Standardization is managed by Germany• Data is managed by Switzerland and• Business Models is managed by Austria.•

The need of the cooperation describes the situation of the global energy sector. No country can isolate itself from this global change; they can only choose the time for being part of that. For countries which are building up or modernize their infrastructure have now the chance for making it in the best way to meet the future requirements - like Turkey.


117

TÜREV ENSTRÜMANLARI, ELEKTRİK PİYASALARINDAKİ UYGULAMALARI VE TÜRKİYE ELEKTRİK PİYASASINDAKİ YERİ

Mehmet Tuna KÖKCiner Grubu

ÖZET

Serbest piyasalarda, oluşan fiyatın değişkenliğinden kaynaklanan, hem alıcı hem de satıcı tarafında riskler oluşmaktadır. Bu riskler piyasa oyuncularının finansal yapılarında bir takım maliyetlere yol açmaktadır. Elektrik piyasasında bu durum, elektriğin üretildiği anda tüketilmesi gereği ile daha da ileridir. Her ne kadar talep hacmi tahmin edilemese de piyasadaki belirsizlikten kaynaklanan fiyat riskleri, türev enstrümanlarıyla kontrol altına alınabilir. Makalede, dünyada birçok piyasada yararı kanıtlanmış olan bu yatırım araçlarının kullanım amaçları ve piyasadaki yeri incelenmekte, bu araçların ülkemiz piyasasındaki yeri ve geleceği tartışılmaktadır.

Anahtar Kelimeler: Türev, İkincil Piyasa, Vadeli İşlemlerKısaltmalar: OTC – Over The Counter, VOB – Vadeli İşlem ve Opsiyon Borsası, EEX – European Energy Exchange, NYMEX – New York Mercantile Exchange, SGÖF – Sistem Gün Öncesi Fiyatı

1. GİRİŞ

Serbest piyasalarda, özellikle modellenemeyecek kadar çok parametrenin bulunduğu, örneğin arz sıkıntısı yaşanan günümüz Türkiye piyasasında bir oyuncu olmak beraberinde daha birçok risk getirmektedir. İstatistiki hesaplamalar veya sanal zeka gibi daha ilerici metodlar bile, Markov’un izah ettiği bu belirsizlik ortamında sizi kesin bir sonuca ulaştıramaz. Dolayısı ile yapılan yatırımların geri dönüşleri ve hesaplanan enerji maliyetleri her zaman bir risk içermekte, bu riskleri göğüsleyebilmek için de yüklü kaynaklara gereksinim duyulmaktadır.

Arz ve talep eğrilerinin fiyatı belirlediği serbest piyasalarda hem satıcı hem de alıcı tarafında devamlı bir risk söz konusudur. İnsanlığın tarihi boyunca karşılaştığı çoğu riskin aksine piyasa riskleri ölçülebilir ve yönetilebilir risklerdir. Değişken bir piyasada risk, fiyatların değişkenliği ile ölçülür ve volatilite diye adlandırılır[3]. Enerji fiyatlarını tahmin edemesek de piyasa volatilitesi dahilinde bir değişim göstereceğinin kuvvetle muhtemel olduğunu biliriz. Geçtiğimiz aylarda yaşanan istisnai durumlar ve sonrasında fiyatların yüksek seyretmesi hiçbir model dahilinde öngörülebilir sonuçlar değildi ve piyasada tartışmalı etkiler bıraktı. Fakat uç kısımları göz ardı edecek olursak üç zamanlı ve ortalama gün öncesi fiyat değişimleri doğal gaz krizi -ki kriz demekte bir sakınca görmüyorum- öncesi ile pek fazla farklılık göstermemektedir (eylül 2011-şubat 2012 dönemi SGÖF ortalama fiyatlarının logaritmik değişimlerinin standart sapması göz önüne alındığında).

Risk yönetimi tam da bu noktada devreye girmektedir. Sermaye piyasaları, emtia piyasaları ve enerji piyasaları gibi çoklu katılımın

olduğu serbest piyasalarda faaliyet gösteren ve/veya operasyonları gereği bu piyasalara bağımlı olan kuruluşlar oluşan riskleri yönetmek zorundadırlar. Risk yönetiminde ikincil piyasalar ve vadeli işlemler önemli araçlardır. Bu araçlar sayesinde belirsizlik içerisindeki kazançlar önceden anlaşılmış fiyatlar üzerinde sabitlenerek nakit akışları kontrol altına alınabilir ve bu da son kullanıcıya daha uygun fiyatlarla enerji tedariği anlamına gelir.

Makalede öncelikle türev enstrümanları olarak adlandırılan risk yönetimi araçlarından vadeli işlem ve opsiyonların elektrik piyasasında kullanımı ve dünyadaki uygulamaları incelenecek, daha sonra Türkiye’deki durum değerlendirilerek bu araçların geleceği tartışılacaktır.

2. NEDEN TÜREV ENSTRÜMANLARI

Dünyada emtia piyasaları, enerji piyasaları almış başını giderken, ülkemizdeki güvensiz yatırım ortamı yatırımcıyı hep daha tutucu yatırım elemanlarına yöneltmiştir. Tasarrufları sermaye piyasasında değerlendirmek kumar sayılmıştır. Dolayısı ile bunun ikincil piyasasına da hep şüpheli yaklaşılmıştır. Enerjide de güven eksikliği bizi bu araçlardan uzak tutmaktadır.

Aslına bakarsanız bu şüphe haklı bir şüphedir. Çünkü bu tür türev piyasalarında düzgün bir model ile hareket etmiyorsanız riskinizi azaltmaktan çok risk alıyorsunuzdur. Riski yönetmek terimi buradan gelmektedir. Enerjide türev enstrümanları, prensipte diğer piyasalara benzese de piyasa mekaniği olarak farklılıklar göstermektedir. Bunun nedeni elektrik enerjisinin depolanamıyor olmasıdır (tabii pump storage hydro, elektrikli otomobiller, mikrojenerasyon ve benzeri teknolojiler de bir yandan gelişmektedir). Bu fenomen, elektriğin neden emtia gibi davranmadığını göstermektedir. Fakat yine de serbest piyasada işlem görmekte, üretici ve tüketiciye zor zamanlar yaşatabilmektedir.

Bir üretici iseniz, görece olarak sabit fiyata mal ettiğiniz enerjiyi değişken fiyatlarla satarken bir varlık dalgalanması yaşıyorsunuz demektir[1]. Aynı şekilde eğer bir tedarik şirketi iseniz, değişken fiyata aldığınız elektriği sabit fiyattan satarken maliyet dalgalanması yaşıyorsunuz demektir. Bu dalgalanmaların finansal yapıda birer maliyet anlamına geldiğini kabul etmek gerekir.

Kimi firmalar bu risklerle baş etmek için dikey entegrasyonu seçmişlerdir[5]. Ancak bu, yanında müşteri portföyü ve manevralar açısından birçok kısıtlama ve koordinasyon sorunu getirmektedir. Aslında piyasa risklerini ortadan kaldırmak için OTC piyasada hali hazırda vadeli kontratlar, bildiğimiz anlamda olmasa da, kullanılmaktadır. Ancak bu kontratların ikincil piyasası yeteri kadar likit değildir. Ayrıca devlet ile ESA’sı olan mutlu yatırımcılar da


118

bir vadeli kontrata sahip sayılabilir. Riskin yönetilebilir olması için vadeli kontratların ikincil piyasaya sahip olması gerekir[3]. VOB gibi kuruluşlar hem riskleri bölerek hem de şeffaf bir piyasa oluşturarak likiditenin artmasına yardımcı olur.

Bildiğimiz anlamda vadeli işlemlerde elektrik kontratları ilk olarak 1996 yılında NYMEX piyasasında işlem görmeye başlamıştır. Günümüzde elektrik kontratları EEX, NYMEX, Nord Pool (NASDAQ) gibi piyasalarda oldukça yüksek hacimlere ulaşılmaktadır.

Birçok enstrümanın bulunduğu bu tip piyasalarda vadeli kontratlar ve opsiyonlar en önemlileridir. Bir vadeli kontratta tedarik edilecek enerji miktarı, kapasite ve tarih önceden belirlenmiştir ve tek pazarlık değişkeni fiyattır[1]. Bu kontratlar iki taraf için de bağlayıcıdır ve vade tarihine kadar kontrat her gün parasal olarak kapatılır (eğer kontrat OTC piyasada yapılmış ise vade tarihinde kapatılır). Opsiyonlarda ise tek taraflı bir bağlayıcılık söz konusudur, önceden belirlenen fiyat üzerinden hak sahibi tarafın vade tarihinde işlemi gerçekleştirme (alma veya satma) hakkı vardır. Tabii opsiyonlar işlem gördüğü tarihte belirli bedellerde alınır veya satılır[3].

spot fiyat ve vadeli fiyatlar izlenerek belirli eğilimler ve sonuçlar çıkarılabilir[6]. Aynı zamanda yeteri kadar şeffaf ve likit olan bir piyasada oluşabilecek pik dönemler bile daha hafif atlatılabilir[1].

Spot piyasada olduğu gibi vadeli işlem pazarında da fiyatları aslında arz ve talep dengesi belirler. Fakat yatırımcılar kontrat görüşmelerinde vade fiyatlarını bir takım modellerle karar verirler. Yapılan bir çalışmada elektrik vadeli fiyatlarının, depolanamadığı için çabuk bozulan mallar kategorisinde sanılırken aksine, diğer saklanabilir emtia gibi spot fiyatının üzerinde yer aldığı gözlemlenmiştir. Bu duruma “contango” adı verilir (Şekil 3). Çalışmada bunun elektriğin sadece satıldığı tarihte üretilebildiğinden bir “convenience yield” içermediği, tüketici tarafında ise müşteri portföyünün reel tüketiminin önceden bilinememesinden kaynaklandığı sonucuna varılmıştır[2].

Şekil 1 ve Şekil 2’de opsiyonların kar eğrileri vardır. Opsiyon piyasada oluşan fiyata göre işletilebilir veya kontrata verilen bedelle kalınabilir. Düzgün çalışan bir risk yönetimi sistemi, bu enstrümanlar ve tüketim/üretim profilini hesaba katarak bir portföy oluşturur ve dinamik olarak işlem yapmaya devam eder. Kimi zaman bir üreticinin, yine başka bir üreticinin vadeli kontratına girdiği gözlenebilir. Böylelikle spot fiyatlar belirli aralıkta iken kazanç sağlanır kalan kısımlarda ise kayıplar limitlenir.

3. VADELİ KONTRATLARININ FİYATLANMASI

Vadeli kontratların fiyatlarına spot piyasa fiyatı, piyasa volatilitesi, faiz oranları ve vade tarihi gibi değişkenler etki eder. Dolayısı ile eğer piyasalar yeteri kadar şeffaf ve likitse, piyasada oluşan

Şekil 1. Satış hakkı opsiyonu (put).

Şekil 3. Contango ve Backwardation fiyat hareketleri

(Kaynak: web commons).

Şekil 2. Alım hakkı opsiyonu (call).

4. VADELİ İŞLEM PİYASASI OYUNCULARI

Vadeli işlemler piyasasında üç tip oyuncu vardır. Üreticiler ileriki tarihte tesislerinde üretecekleri enerjiyi satmak niyetindedirler ve o tarih için bir alıcı aramaktadırlar. Tedarikçiler ise portföyünde o tarihte gerçekleşecek tahmini talebi karşılamak için o tarihte üretilecek enerji için pozisyon almak durumundadırlar. Burada dikkat edilmesi gereken nokta, bir üretici veya tüketici herhangi başka bir tarih için enerji açığı veya fazlası durumuna düşmüş olabilir ve buna göre başka işlemler gerçekleştirebilir ve bu işlemler yalnız o tarihte bağlayıcıdır, ikinci, üçüncü kez ticareti yapılabilir. Üçüncü ve son tür ise “Spekülatörler”dir.

Spekülatörler piyasada her iki türlü pozisyonu da alabilirler; piyasanın durumuna göre, vade tarihine kadar çeşitli işlem ve manevralarla kar yakalamaya çalışırlar[1]. Piyasanın likiditesi ve “open interest” denilen açık pozisyon hacminin sağlanması[3] açısından önemli oyunculardır. Üretim ve tedarik şirketleri risklerini azaltmaya çalışırken spekülatörler de bir takım risklere katlanarak kazanç sağlama amacındadır. Spekülatörleri sigorta şirketlerine benzetebiliriz. Bir üretim veya tedarik şirketi de piyasada spekülatif bir pozisyon alabilir veya piyasa şartları dolayısı ile bu pozisyona düşebilir. Bu durumlar için çok dikkatli olunmalıdır. Metalgesselschaft ve Shell gibi dev firmalar zamanında bu enstrümanların doğru kullanılmamasından kaynaklanan büyük kayıplar yaşamışlardır[3].

Spot piyasalarında olduğu gibi türev piyasalarında da manipülas-yon, yaptırımlarla caydırılması gereken ve piyasanın doğasına zarar veren eylemlerdir. Bu piyasalar için iki çeşit manipülasyon


119

tanımlanabilir[4]. Bunlardan bir tanesi kusurlu hareketler içeren manipülasyondur, yeterli denetleme ve cezalarla bu durumun önüne geçilebilir, diğeri ise piyasa gücü manipülasyonudur. Vade fiyatlarını etkileyecek kadar büyük alımlar yaparak karşı pozisyonlarda haksız kazanç sağlanabilir. Bunun kapsamlıca hazırlanmış mevzuatlarla sınırlandırılması gerekir.

5. BU ARAÇLAR NE KADAR KULLANILMALIDIR

Şirketler altında durabileceği riskleri hesaplayıp buna göre gerekli manevraları yapmalıdırlar. Bir şirketin mevcut riski ve kaldırabileceği risk aslında o şirketin sermaye yapısıyla, nakit akışlarıyla ve borçlarıyla alakalıdır. Örneğin doğal gazı döviz cinsinden kullanıp elektriği Türk Lirası cinsinden satan bir şirket ile yerli maden işletip enerji üreten bir şirketteki riskler farklıdır, aynı şekilde borç yapıları da farklı olabilir. Sektöre yansıyan riskler ise sermaye piyasalarında oluşan değerler çerçevesinde değerlendirilebilir.

Risk yönetimi departmanı tüm bunları ve aynı zamanda piyasa koşullarını inceleyerek optimal bir “hedge” oranı dahilinde vadeli işlemlerde yer alınmalıdır. Bu oran, aslında portföyün minimum varyansa sahip olacağı orandır[5]. Daha önce de belirtildiği gibi, finansal yapıda bir maliyet olarak yer alan riskin azaltılması hem rakipler karşısında rekabet avantajı yaratmak hem de finans kuruluşları mertebesinde kaynak sağlanması açısından olumlu sonuçlar verecektir.

Kontratlar fiziksel teslimle sonuçlanmamaktadır, bunun yerine oluşan spot fiyat üzerinden finansal olarak her günün sonunda kontratlar piyasaya eşitlenir. Dolayısı ile vade uzadıkça türev piyasasına ayrılacak nakit miktarı artabilir.

Türev piyasaları fiyat tahminlerinde bulunup kar sağlama araçları değillerdir. Spekülatif pozisyonlar için bile bunun aksi bir eğilim yüksek kayıplarla sonuçlanabilir.

6. VOB

2002 yılında İzmir’de kurulan Vadeli İşlem ve Opsiyon Borsası’nda geçtiğimiz yılın ekim ayında elektrik kontratları da işlem görmeye başlamıştır. Opsiyon ve Swap ürünlerinin henüz mevcut olmadığı bu borsada döviz, hisse ve emtia kontratları ilgi görmektedir fakat bu pozisyonların ne kadarı risk yönetimi amaçlıdır tartışılır.

Mevcut kontratlar sadece aylık baz yük kontratlarıdır. Yurt dışındaki uygulamalarda, örneğin Nord Pool’da haftalık, iki haftalık, dört haftalık, CME Group’da (NYMEX’i de içermektedir) ise puant saat anlaşmaları gibi değişik ürünler de mevcuttur.

Enerji kontratları 2012 yılında ocak ayında 3 milyon, şubat ayında ise 1.4 milyon TL miktarına ulaşmıştır, bu da toplam 31.4 GWh’lik hacim demektir. Örneğin vade tarihi mayıs ayı olan kontratlar şubat ayı içerisinde 11 kuruş/kWh gibi bir fiyatta olmasına rağmen işlem görmemiştir. Bu rakamlar bu iki ayda 50 milyar TL’yi bulan hacme sahip VOB’da devede kulak kalmaktadır (kaynak: VOB resmi web sitesi, aylık veriler).

EEX için elektrik vadeli kontratlarındaki hacim 26 milyar € / 526 TWh’dir (kaynak: EEX resmi web sitesi). VOB’daki enerji kontratlarına olan ilginin azlığı likiditeyi azaltmakta, likidite azlığı ise ilginin oluşmasını engellemektedir. İleriki bölümlerde bu buzların nasıl kırılabileceğinden bahsedilmektedir.

7. TÜRKİYE’DEKİ PİYASANIN UYGUNLUĞU

Saatlik fiyatlar ve gün öncesi piyasası ile örnek aldığımız Nord Pool’un gelişim dönemindeki seyrinden hayli farklı olan Türkiye elektrik piyasasında henüz oturmamış bir rekabet sistemi ile karşı karşıyayız. Henüz arz güvenilirliğini oturtamamış bir piyasa olduğu için, rekabet ortamı, uzun vadede planlanan kazançlar ve kontrol altına alınan risklerden çok kısa vadede kazanç elde etmeye sürüklenen yatırımcılar ve tedarikçiler arasında oluşmaktadır.

Elbette ithal edilen enerjideki, ısınma ihtiyacının azalmasıyla etkisini yitirdiği zaman rayına oturacak fiyatlar sonrası yaz puantında piyasayı nasıl bir ortamın izlediğini hep birlikte göreceğiz. Üreticiler fiyatlar nedeniyle hücum ettiği PMUM’dan tekrar tedarik şirketlerine yönelecek, tekrarlanacak OTC anlaşmalar, rekabet ortamını yeniden destekleyecektir. Yeniden yapılanma içerisinde olan rekabet sisteminin uzun vade bilincini de getirmesi türev piyasası için de olumlu sonuçlar doğurabilir ancak yatırımcıdaki güvensizlik ve portföyünü “hedge” eden örnek şirketlerin azlığı, aynı zamanda atlatılan fiyatların gelecek kış da tekrarlanma olasılığı bu umutları gelecek senelere ertelemeyi gerektirebilir.

ICCI 2011’de yayınlanan makalemizde, global kriz dönemi ertelenen yatırımların 2010 yılında hayat bulmaya başladığını belirtmiştik. Kriz sonrası tahminlerin ötesinde büyüyen talep yeterince büyüyemeyen arz karşısında anomalilere yol açmıştır. 2010 ve sonrasında hızlanan yatırımlar, eğer gerçekleştirilebilir ve zamanında tamamlanabilirse arz dengesinin tekrar kurulması ve rekabetin dengeye oturması söz konusu olabilir.

Değişecek olan Enerji Piyasası Kanunu ile Türkiye’deki tek elektrik spot piyasası olan PMUM, TEİAŞ’dan ayrılarak tek başına bir tüzel kişilik olarak faaliyet gösterecektir. Bu önemli bir gelişmedir. Yurt dışındaki sağlıklı işleyen piyasalara baktığımızda da durum böyledir, hatta bu piyasalar, piyasa ile ilgili tüm kurumların temsilci bulundurduğu bir komisyon tarafından yönetilmekte, bu da piyasanın şeffaflığını ve serbestliğini artırmaktadır.

Enerjide ikincil piyasalar, vadeli işlemler ve opsiyonlar da bu piyasada yer almalıdır. Dünyadaki başarılı örneklerde de durum böyledir. Hem spot piyasanın hem de ikincil piyasaların aynı kurumda olması her iki piyasanın likiditesi ve şeffaflığı açısından da avantaj sağlayacaktır. Bunun yanında düzenleyici kurum açısından ve denetlemeler açısından da daha efektif bir hakimiyet sağlayacaktır.

8. SONUÇ

Bu kontratların piyasaya açılması doğru bir zamanlama mıydı, yoksa piyasa şanssız bir takım badireler atlattığı için mi yeteri kadar ilgi görmedi tartışılır; ancak gerçek şu ki, mevcut piyasadaki güvensizlik yatırımcıları türev enstrümanlarından uzak tutmaktadır.

Doğru kullanıldığında oldukça yararlı olan bu enstrümanlar ancak likit piyasaların varlığı ile ayakta kalabilir. Türkiye elektrik piyasasının geleceğinde kuşkusuz bu araçlar da yer alacak ve kullanılmaya başlanacak, rekabet artacaktır. Kazanç için değil, risklerin kontrol altında tutulmasında kullanılması gereken bu araçların bilinci ancak yatırımcıların piyasaya bakış açıları değiştikçe, yeni rekabet enstrümanlarına ihtiyaç duydukça ve riskler doğal sürecinde oluşmaya başladıkça gelişecek ve kullanılmaya başlanacaktır. Bir başka deyişle; bu tip yatırım araçlarının kullanımı ancak


120

yatırımcıların uzun vadeli düşünmeye başladıkları, amacın günlük kazançlarda sürdürebilir politikalara geçtiği, rekabetin kızıştığı ve rasyonel olduğu piyasalarda sağlıklı bir şekilde vücut bulabilir.

Bu ne zamana denk gelecektir bilinmez fakat tüm bu çabaların amacı, rekabetin kazanması ve dolayısı ile elektrik tüketen tüzel ve gerçek kişilerin daha rekabetçi fiyatlarla ve güvenilir bir şekilde elektrik tüketebilmelerini sağlamaktır.

KAYNAKLAR

[1] S. Stoft, T. Belten, C. Goldman and S. Pickle, “Primer on Electricity Futures and Other Derivatives”, Environmental Energy Technologies Division, University of California Berkeley, January 1998.

[2] Audun Botterud, Arnob K. Bhattacharyya and Marija Ilic, “Futures and Spot Prices – an Analysis of the Scandinavian Electricity Market”, Proceedings of the 34th Annual North American power Symposium (NAPS 2002); Tempa AZ- USA, October 2002.

[3] J. C. Hull, “Options, Futures, and Other Derivatives”, pp 234-249, pp 749-752, Pearson International, Essex 2011.

[4] Craig Pirrong, “Energy Market Manipulation: Definition, Diagnostics, and Deterrence”, Energy Law Journal, Vol 31, No.1, 2010.

[5] Joost M E Pennings and Willem J M Heijman, “Prospects for an Electricity Futures Market”, J. Of Resources Policy, Vol.21, No.4 pp 283-284.

[6] Michael A. S. Guth, “Are the Electricity Markets Becoming Better Indicators of Future Spot Market Prices?” The Risk Desk, Scudder Publishing Group LLC, December 2001.

SUMMARY

In markets where demand and supply determine the price of underlying asset, there is a price risk for both buyers and sellers. This price risk is caused by the fluctuation of the spot price which is measurable in terms of volatility. With the help of derivative instruments such as futures and options, it is possible for market players to hedge themselves against market risks. With proper risk management, a generator or a wholesale company can hedge against fluctuating electricity prices with properly modeled portfolio of these instruments, thus avoiding asset or cost fluctuations [1].

EEX, NYMEX and Nord Pool (now acquired by NASDAQ) are major energy markets where electricity derivatives are extensively used since late 90’s. Recently, VOB (Turkish Derivatives Exchange) has launched electricity contracts to be traded in Turkish Electricity Market. Unfortunately, Turkish investors are still conservative about these new instruments.

Major cause of this lack of interest in derivatives market is the current context of the Turkish energy market where the competition is hindered by unnatural interventions and unpredictable energy import problems. Decision makers are unable to or unwilling to undertake long term management of costs as to achieve sustainable competitive advantage against rivals. Hence, desired liquidity levels in Turkish Energy Derivatives Market could not be achieved for now. Although the situation seems pessimistic, if rational competition in the electricity market is restored, also with proper regulations, more investors will seek hedging opportunities in the derivatives market.


121

VESTAS AND THE CARBON CONSCIOUS CORPORATIONS APPROACH

Mirella Amalia VITALEVestas

ABSTRACT

To win in business, corporations have to become carbon conscious. As citizens, we are deeply aware of the impact corporations have on the development of a sustainable society, and as consumers we are equally aware that we can influence how corporations act through our purchasing decisions. Vestas has initiated several activities, including the commissioning of the Global Consumer Wind Study and in partnership with Bloomberg, the release of the global Corporate Renewable Energy Index* (CREX). The paper will provide an in-depth analysis of the Global Consumer Wind Study key results and present the main consequences for the Turkish market.

Climate is the greatest problem the world faces today. Besides being an environmental issue, it is also an economical issue. Governments execute several activities to preserve the global climate system as well as strengthen sustainable development mechanisms. While governments are the major stakeholder responsible for adapting to climate change and promoting sustainability, the private sector has increasingly becoming involved in these concerns.

As citizens, we are deeply aware of the impact corporations have on the development of a sustainable society, and as consumers we are equally aware that we can influence how corporations act through our purchasing decisions. The citizen and the consumer in each and every one of us are coming together to make rational purchases. Within this respect, a new important and powerful stakeholder has emerged:The “Citizumer.” Citizumers will have a great impact on businesses’ agendas, and will shape the way business is done through their behaviour. The effects of Citizumers have been observed in most of the sectors from retail to energy. By influencing the market, they will drive a shift from fossil fuels to renewable energy used in the production of goods and the delivery of services.

Citizen and consumer awareness has paved the way for many corporations to revise the way they do business. “Environment” has become an important chapter in the sustainability strategies of many corporations from NGOs and large MNCs, to local companies. Big organisations establish “sustainability” departments that are directly linked to top management. Life cycle assessments are made for products and processes, and corporations declare their sustainability and environmental strategies through their sustainability reports.

In this increasingly aware environment, Vestas has initiated a number of activities that provide insight into the role of renewable energy in relation to the products and services consumers use. In order to scrutinise consumer expectation and demand, Vestas

commissioned TNS Gallup in 2011 to conduct the “Global Consumer Wind Study”. Simultaneously with the release of this study, Vestas, in partnership with Bloomberg, released a pioneering study and launched a global Corporate Renewable Energy Index (CREX) ranking the use of renewable energy amongst the world’s largest corporations. The result gave two studies which complement each other, one from a consumer demand perspective, the other detailing corporate energy usage, together allowing consumers and corporations to make decisions based on facts.

Covering 31.000 consumers, 26 markets, including Turkey, and 31 leading global brands, “Global Consumer Wind Study” offers ground-breaking insights into consumer preferences towards climate friendly corporations and consumers’ willingness to act on their beliefs. The purpose of the study is to provide a competitive edge to corporations by giving them insight into the connection between climate change and consumer behaviour.

The survey was conducted during May 2011. Markets were chosen as a reflection of both the need for developing global insights, as well as the wish to include the renewable energy markets with the largest growth potential. One thousand consumers were surveyed per country in countries with populations of less than 100 million, whereas two thousand consumers were surveyed per country in countries with populations in excess of 100 million. Consumers were asked to answer specific questions about leading global brands such as Adidas, Amazon.com, Apple, BMW, Coca-Cola, IKEA, Google, Heineken, Zara, Nokia, Nestle, Toyota, and UPS. Every respondent was asked about one brand. Online panel interviews were used in all countries.

Thirty one thousand consumers were surveyed worldwide about a variety of issues related to brand perception and their views about global concerns (including the environment and climate change) as well as their views about renewable energy, including wind energy. As climate change is increasingly at the top of consumers’ agendas, the carbon footprint of products and services purchased and consumed becomes an increasingly important factor when selecting from the many options available. Because of this awareness, the perceived climate-friendliness of a brand translates into “value” for the consumer. According to the study, two thirds of the consumers have an opinion, whether positive or negative, about the climate-friendliness of the brands surveyed. The share of consumers that have an opinion of whether a brand is climate friendly or not is increasing. This increase indicates a trend that consumers are becoming more aware of the climate-friendliness of brands, and in turn, this awareness reflects itself on the consumer behaviours. Consumers have a more positive attitude towards purchasing brands they perceive to be climate


122

friendly, recommend these brands to friends and family, and in almost all cases, be willing to pay a higher price for these brands. In other words, consumers are willing to “vote” for climate-friendliness with their purchases and recommendations. Results show that fifty per cent of consumers responded that to some extent they would be willing to pay extra for products produced with renewable energy, while 45 percent responded that they would not. Five per cent did not know if they would be willing to pay extra. Consumers are willing to change their habits and patterns of consumption to mitigate climate change.

The study also shows that consumers want to move to renewable energy sources, indeed, 90 percent of consumers worldwide list a preference for an increase in the use of renewable energy. They are conscious of purchasing environmentally friendly products. Half of all consumers support a tax on carbon emissions. Fifty per cent of consumers worldwide believe a tax on carbon emissions is a good idea, 42 percent believe a tax on carbon to be a bad idea, while 7 percent replied Don’t Know. In terms of regional differences, consumers in China are the most positive when it comes to carbon tax (56 percent), while consumers in the U.S. are the least positive, 42 percent.

When it comes to wind, consumers are aware of the importance of renewable energy and especially wind,in fact, 90 percent of consumers worldwide want more renewable energy. Consumers also have an open attitude toward having renewable energy production closer to where they live. Only 7 percent of consumers worldwide oppose a wind power plant within the view of their homes, and they prefer more onshore wind farms as opposed to offshore wind farms. In total, 79 percent of consumers worldwide have a more positive perception of brands produced with wind energy.

Regarding information and transparency, 77 per cent of consumers worldwide believe consumer labels are important as guidance when choosing brands. The study also shows that 65 percent of consumers would have a positive view of a consumer label that identifies climate-friendly brands by providing information and transparency about wind energy used in production and operations. For example, 67 percent of consumers worldwide would pay extra for products labelled WindMadeTM . WindMadeTM is an Vestas initiative that allows consumers to know which brands are produced with wind power. The label is offered through the non-profit Brussels-based WindMade™ organisation, whose mission is to enable citizens to choose products and companies created with renewable energy. The organisation is supported by Vestas Wind Systems, The Global Wind Energy Council (GWEC), World Wildlife Fund (WWF), UN Global Compact, The LEGO Group, PwC, and Bloomberg, which is the official data provider.

The survey results for Turkey show that 20 percent of consumers think climate change is the primary concern currently facing the world, whilst 25 percent of consumers think utility consumption is the major reason for human-induced climate change. Renewable energy is the preferred energy source of 87 percent of consumers, whereas 65 percent think that nuclear energy use should decrease and 67 percent believe fossil fuel use should be diminished. An increase in renewable energy is supported by 93 percent of consumers, while 85 percent consider wind as a reputable resource. Collectively, 69 percent of consumers find WindMadeTM relevant, 28 percent of consumers would definitely like to buy products with the WindMadeTM label, and percent55 percent would buy products

with WindMadeTM label. However, Turkish consumers are not willing to pay extra for products labelled WindMadeTM, possibly due to the economic standards of Turkish people. It is a fact that Turkish consumers are aware of the importance of climate change and renewable energy, however, their tendency is to be passive as supposed to actively supporting the cause.

The Global Consumer Wind Study has shone a light on the perceptions of consumers. It is now necessary to see what corporations have been doing in this respect. The world’s largest corporations have become increasingly crucial in promoting the deployment of renewable energy resources across the globe. Yet there has been a remarkable lack of transparency when it comes to the impact of this investment: corporations lack insight into consumer preferences when it comes to climate-friendly products and services, and consumers lack knowledge that would enable them to choose climate-friendly brands. Global Consumer Wind Study provided information for the latter dilemma, whilst the Corporate Renewable Energy Index (CREX) sheds light on the previous. The results of the Corporate Renewable Energy Index (CREX) are based on surveys conducted by Bloomberg’s New Energy Finance of the world’s 1,000 largest corporations by market capitalisation, which is the first ever study of global corporate renewable energy procurement.

Among almost 1,000 companies surveyed, over 102 responded with 2010 figures, resulting in 176 companies included when 2009 and 2010 are combined. The CREX covers total energy consumption as well as renewable energy as a share of total energy consumption, listing absolute figures and relative percentages of corporate renewable energy consumption for electricity.

The purpose of the global Corporate Renewable Energy Index (CREX) is to provide transparency in corporate energy consumption, shedding light on the amount of renewable energy used by the world’s largest corporations. Consumer demand is a powerful transformational force, and the information contained in the CREX will allow consumers to make informed decisions when purchasing climate-friendly products and services. This, in turn, will prompt more and more corporations to switch to renewable sources of energy – and be listed on the CREX.

The aim behind the CREX is to clearly identify the level of renewable energy used by corporations around the world and provide much-needed transparency:• Transparency for consumers - who want simple information to

make decisions about the products and services they buy.• Transparency for corporations - who need to know how they are

doing relative to their peers, and what the industry leaders are doing to make their operations and their value chains more climate friendly.

• Transparency for investors – so they can accurately judge risk in companies’ energy supplies, and leadership in resource efficiency.

• Transparency for NGOs - to help them better assess the performance of corporations in order to successfully affect change and influence public policy.

• Transparency for policy-makers - so they can understand how their decisions impact corporate energy procurement decisions in order to plan effective policy measures.

Corporate sustainability efforts have motivated companies around the world to purchase clean energy to power their facilities. The


123

voluntary markets for Renewable Energy Credits (RECs) and carbon credits have grown briskly in recent years, even during the recession. But there has been little transparency regarding the size of these markets and their participants.

CREX results are based on two iterations of an online survey of renewable electricity procurement initiatives by the world’s largest companies based on market capitalisation. The surveys were conducted between November 2010 and 14 January 2011 (first iteration, gathering 2009 data) and between April 2011 and June 2011 (second iteration, gathering 2010 data). A total of 176 firms contributed data and are ranked according to their aggregate renewable electricity purchases.

Between 2004 and mid-2008, the clean energy industry enjoyed a period of growth fuelled by government policies, high natural gas prices and an abundance of low-cost capital. The financial crisis that started in autumn 2008 was a blow to the sector. Across the world, credit tightened and the cost of capital spiked and natural gas prices plummeted, dragging down power prices.

Clean energy investment would have suffered a major setback had not a new set of players – specifically governments and development banks – stepped into the breach. As a result, the industry did not experience a dramatic decline in new investment but actually saw a small increase of 4 percent from 2008 to 2009 to $186bn. The industry then returned to its previous torrid rate of growth in 2010 as $243bn of new capital flowed in – double the figure recorded in 2006 and nearly five times that of 2004. Historically the bulk of investment has been in large-scale clean power generating projects, favouring wind due to its technological maturity and relative economic competitiveness. However, it was investment in small-scale, distributed generation projects that really stole the spotlight in 2010.

purchase agreement. In recent years the US-based coffee retailer, Starbucks has gradually increased its investment in renewable energy to cover electricity usage in its company-owned stores. It purchased RECs equivalent to 20 percent of its electricity consumption in 2008 (211GWh), 25 percent in 2009 (260GWh), and 50 percent (573GWh) in 2010. Its purchasing strategy is an example of the basic REC procurement model. Sprint, the US telecommunications operator, has a green power procurement contract with Kansas City Power & Light (KCP&L).This agreement demonstrates an enhanced version of the green power procurement model as it allows the company to cite a specific renewable project that it supported. NTT Group companies provide financing for the projects via their participation in the Limited Liability Partnership (LLP); electricity from the installations serve demand at the facilities at which they are sited and the ‘green power certificates’ generated with the electricity flow back to the group companies. Activities by Credit Suisse, the Switzerland-based financial services company, to promote and adopt renewable energy fit several of the models highlighted above: asset financing, green power procurement and carbon off-take. On the asset financing side, JP Morgan has been one of the most significant players in the US market, particularly for its role as a tax equity provider. For example, in 2007, it was one of two banks that together provided $750m of tax equity to finance Nextera’s 598MW Northern Frontier wind portfolio, and in 2009, it invested $90m in tax equity to re-finance Horizon’s 101MW Lost Lakes wind project in Iowa. Staples, the US-based office products company, makes use of the expansive footprint of its retail stores. At 30 of its stores across the US, the company is hosting solar installations. Staples also bought 144,000 RECs (all wind) and

Source: Bloomberg New Energy Finance Note: Includes corporate and government R&D, small distributed capacity, and estimates for undisclosed deals. Adjusted for re-invested equity. Does not indude proceeds from acquisition transactions

Figure 1. Global total new investment in clean energy, 2004-10 ($bn).

Beyond policy incentives and mandates, the voluntary markets are an alternative channel to stimulate the deployment of renewable energy. Government programmes are ultimately funded by ratepayers and taxpayers, while in the case of the voluntary markets, consumers and companies choose to bear the incremental costs. The drivers behind the voluntary markets are generally consumer-driven demand and corporate sustainability efforts. Corporations can support the deployment of clean energy through Renewable Energy Credit (REC) procurement, Green Pricing Programme, Integrated effort, Carbon off-take, Asset finance and On-site power

Table 1. Top 20 in Terms of 2010 % RE of Electricity Consumption

Table 2. Top 20 in Terms of Total 2010 % RE Procurement


124

2.2GWh of green power (mostly wind) in 2009, corresponding to 21.3 percent of its electricity.

The results of the CREX survey show that the trend for renewable energy procurement points slightly upwards. In 2009, renewable procurement accounted for 8.2 percent of respondents’ annual electricity consumption; for 2010, that figure rose to 12.1 percent. This is because many companies with corporate sustainability initiatives have implemented increasingly stringent targets each year. Of the companies for which we have data for 2009 and 2010, 74 percent increased their procurement from one year to the next. Intel Corporation, Kohl’s Corporation, CLP Holdings, and Whole Foods Market are the top four renewable electricity buyers with a total consumption of over 4,682GWh in 2010. From the 2010 data, 30 percent of respondents did not know the technology type of renewable electricity they procured, either because they bought the available mix from their supplier (‘national blend’) or because they simply did not specify the technology type. Wind is currently the dominant source of voluntarily purchased renewable energy. This is unsurprising given that wind is the most mature renewable energy sector with the most installed capacity across the world. For 2010, 53 companies (52 percent) indicated they bought 6,083GWh of wind power, corresponding to 51 percent of the total renewable energy procured that year by companies that disclosed technology breakdown. This represents approximately 2.1GW of wind capacity; in comparison, 160GW of wind is on line worldwide today.

If we consider how the sectors differ in terms of renewable energy procurement, it can be stated that a company’s overall power needs play a key role in determining how much renewable energy it purchases. The technology and financial services sectors met the largest percentages of their electricity needs through voluntary renewable energy procurement, 22.8 percent and 19.8 percent respectively. It is again the technology companies that are the most knowledgeable and prescriptive about the source of the renewable energy they buy. Almost 100 percent of the renewable energy purchased by technology firms came from dedicated sources. Wind was by far the most prevalent source representing 45 percent of the power they bought. For every other sectors (especially the Industrial sector), a lack of awareness about the underlying technology (ie, ‘unknown’) or a less prescriptive approach for renewable sourcing (ie, ‘national blend’) were common themes.

Wind has been the dominant form of renewable energy in the world to date, with installed capacity of 160GW globally (compared to 42GW for solar and 11GW for geothermal) and with levelised costs approaching parity with fossil fuel generation in many markets.

Growth of wind has been exceptionally strong in regions that are well-represented in the survey, enabled by effective policy, high-quality resource areas, and improved turbine output in conjunction with gradual reductions in capital costs. Thus, of the 20,136GWh (2009 data) and 14,933GWh (2010 data) of renewable energy procurement captured in the survey, 27 percent (2009) and 41 percent (2010) came from wind, far outstripping any other technology’s representation. If we evaluate the results in terms of countries, generally, preferences matched the most available local renewable resource or the technology currently most deployed within the country. Wind dominates in countries such as Ireland, Canada and the US. Hydro is prevalent in Finland, Sweden and Switzerland. Solar is very popular in Spain, which saw a boost in solar panel deployment during 2008, and biomass/ biofuels are a popular source of power in Singapore, the Netherlands and Japan.

If we focus our attention on Turkey, we observe that corporate awareness has also been increasing on the topics of climate change and consumer demands. The government strategy leading up to 2023 focuses on the use of renewable energy in energy production. Turkey, by becoming part of the Kyoto Protocol, has no commitment to reducing its carbon footprint, but will face pressure to reduce its emissions in an environment where both developed and emerging economies are setting ambitious reduction targets. Therefore, the private sector will inevitably take necessary steps to contribute to the government’s targets. It is increasingly important for companies to become more transparent in their sustainability strategies and use of energy, which is he major reason for the emissions in Turkey.

Figure 2. Renewable energy procurement by sector.Figure 4. Renewable energy procurement by country and technology type (volume weighted), 2010.

Figure 3. Renewable energy procurement by sector and technology type (volume weighted), 2010.


125

To sum up, CREX and the Global Consumer Wind Study show that both consumers and corporations have become significantly aware of global warming and climate change. Consumers demand that corporations become respectable and profitable companies while they improve and sustain the world with their strategies and actions. Corporations are aware of this demand and invest in renewable energy to mitigate the effects of climate change. Vestas is, in turn, committed to providing solutions for climate change through its products, services, and Corporate Social Responsibility (CSR) approaches. The resilient technology developed by Vestas for highly challenging conditions keeps the cost of energy low. Furthermore, life cycle assessments undertaken for turbines allow Vestas to track the carbon footprint across the entire product lifespan and direct new environmental initiatives where Vestas has the greatest impact. Additionally, the sustainability initiatives, such as WindMadeTM, are also extremely important for Vestas, indeed, as a founding partner, Vestas has been promoting WindMadeTM to carbon conscious companies to increase awareness of renewable energy and wind. By becoming partners with carbon conscious companies, Vestas provides consumers with the choice to favour companies that are committed to using wind power. Moreover, in the long term, Vestas will continue to invest in and develop further CSR projects in the future, because wind, afterall, means the world to us in every sense.

REFERENCES

[1] Global Consumer Wind Study, Copenhagen, June 27, 2011. Second edition.

[2] Global Corporate Renewable Energy Index, Bloomberg New Energy Finance & Vestas Wind Systems A/S, Copenhagen,June 2011. Second edition.

[3] http://www.vestas.com/en/about-vestas/transparency.aspx[4] http://www.energytransparency.com/

SUMMARY

To win in business, corporations have to become carbon conscious. As citizens, we are deeply aware of the impact corporations have on the development of sustainable society, and as consumers we are equally aware that we can influence how corporations act through our purchasing decisions.

That is why Vestas has initiated a number of activities, including the commissioning of the ground-breaking Global Consumer Wind Study, which was conducted by TNS Gallup in 2011. In the largest survey of its kind, 31,000 consumers in 25 countries, including Turkey, were asked about their demand for products made with renewable energy, as well as how energy decisions by some of the world’s largest companies affect consumer choices. One of the main highlights of this study is that 90% of surveyed consumers worldwide want more renewable energy and would buy more favorably a product if produced with renewable energy.

The survey results for Turkey show that 20 percent of consumers think climate change is the primary concern currently facing the world, whilst 25 percent of consumers think utility consumption is the major reason for human-induced climate change. Renewable energy is the preferred energy source of 87 percent of consumers. An increase in renewable energy is supported by 93 percent of consumers, while 85 percent consider wind as a reputable resource. Collectively, 69 percent of consumers find WindMadeTM relevant, 28 percent of consumers

would definitely like to buy products with the WindMadeTM label, and percent55 percent would buy products with WindMadeTM label.

In addition to this study, Vestas, in partnership with Bloomberg, has released the global Corporate Renewable Energy Index* (CREX) which ranks the use of renewable energy by the world’s largest corporations. Among almost 1,000 companies surveyed, over 102 responded with 2010 figures, resulting in 176 companies included when 2009 and 2010 are combined. The CREX covers total energy consumption as well as renewable energy as a share of total energy consumption, listing absolute figures and relative percentages of corporate renewable energy consumption for electricity.

The results of the CREX survey show that the trend for renewable energy procurement points slightly upwards. In 2009, renewable procurement accounted for 8.2 percent of respondents’ annual electricity consumption; for 2010, that figure rose to 12.1 percent. From the 2010 data, 30 percent of respondents did not know the technology type of renewable electricity they procured, either because they bought the available mix from their supplier (‘national blend’) or because they simply did not specify the technology type. Wind is currently the dominant source of voluntarily purchased renewable energy. This is unsurprising given that wind is the most mature renewable energy sector with the most installed capacity across the world.

If we focus our attention on Turkey, we observe that corporate awareness has also been increasing on the topics of climate change and consumer demands. The government strategy leading up to 2023 focuses on the use of renewable energy in energy production. Turkey, by becoming part of the Kyoto Protocol, has no commitment to reducing its carbon footprint, but will face pressure to reduce its emissions in an environment where both developed and emerging economies are setting ambitious reduction targets. Therefore, the private sector will inevitably take necessary steps to contribute to the government’s targets. It is increasingly important for companies to become more transparent in their sustainability strategies and use of energy, which is the major reason for the emissions in Turkey.

CREX and the Global Consumer Wind Study show that both consumers and corporations have become significantly aware of global warming and climate change. Consumers demand that corporations become respectable and profitable companies while they improve and sustain the world with their strategies and actions. Corporations are aware of this demand and invest in renewable energy to mitigate the effects of climate change. Vestas is, in turn, committed to providing solutions for climate change through its products, services, and Corporate Social Responsibility (CSR) approaches. The resilient technology developed by Vestas for highly challenging conditions keeps the cost of energy low. Furthermore, life cycle assessments undertaken for turbines allow Vestas to track the carbon footprint across the entire product lifespan and direct new environmental initiatives where Vestas has the greatest impact. Additionally, the sustainability initiatives, such as WindMadeTM, are also extremely important for Vestas, indeed, as a founding partner, Vestas has been promoting WindMadeTM to carbon conscious companies to increase awareness of renewable energy and wind. By becoming partners with carbon conscious companies, Vestas provides consumers with the choice to favour companies that are committed to using wind power. Moreover, in the long term, Vestas will continue to invest in and develop further CSR projects in the future, because wind, afterall, means the world to us in every sense.


126

TÜRKİYE ELEKTRİK PİYASASI BİLGİ SERVİSİ (TPIS)

Murat KUTLUTÜRKETRM Enerji Danışmanlık ve Risk Yönetimi A.Ş.

ÖZET

Türkiye’de elektrik fiyatını tahmin etmek gerçekten mümkün mü? TPIS yani Gün Öncesi Piyasası Fiyat Tahmini Web Hizmeti Türkiye’de bu konuda yapılan ilk girişimdir. TPIS Gün Öncesi Piyasası kapsamında elektrik üretim santrallerine ait detaylı ve güncel bilgileri, değişken talep ve bölgesel hava tahminleri ile birlikte değerlendiren ve Türkiye için geliştirilmiş en iyi modeli kullanarak saatlik çözünürlükte fiyat tahmini sağlayan bir servistir.

GİRİŞ

Ekonomik büyüme, doğal gaz piyasalarının etkileri, elektrik piyasasındaki deregülasyon süreci ve işletmeye giren yeni kaynaklar gibi faktörler, Türkiye enerji piyasasında büyük bir değişim ve gelişim yaşanmakta olduğunu göstermektedir. Sektörün liberalleşmesi ile birlikte likidite ve şeffaflık önem kazanmakta ve en önemlisi enerji firmaları için doğru fiyat kavramı ve portföy bazlı yönetim ön plana çıkmaktadır. Bu rekabetçi ortam ise hızlı ve doğru karar mekanizması gerektirmekte ve geride kalanlar için büyük zarar anlamına gelmektedir.

Piyasada fiyat dalgalanmalarından etkilenebilecek tüm oyuncular için fiyat ve yük tahmini en önemli konudur. Yurt dışında yaygın olarak kullanılan karar destek mekanizmaları ise ülkemizde yeni yeni yaygınlaşmaya başlamıştır. Elektrik ticaretiyle uğraşan firmalar, elektrik dağıtım şirketleri, toptan satış şirketleri, elektrik üretim şirketleri, üretimlerini kaynak gruplarına göre takip eden firmalar, bankalar, yatırımcılar, traderlar ve finansal aracılar gibi fiyat dalgalanmalarını başarılı bir şekilde yönetmek isteyen kurumlar bu hizmete öncelikli olarak ihtiyaç duyan sektör oyuncularıdır.

TPIS

TPIS web tabanlı bir üyelik servisi olarak hazırlanarak Türkiye Elektrik Piyasası için detaylı analiz ve saatlik fiyat tahmini sağlayan bir hizmettir. Aynı zamanda kaynaklara ve kuruluşlara göre üretim raporu ve yakıt analizi ile birlikte üretim, talep tahmini, sıcaklık tahmini, yakıt fiyat projeksiyonları ve deregüle enerji piyasalarının diğer temel sürücüleri gibi piyasa dinamiklerine inmek üzere tasarlanmış araçlar içerir. Tüm bunlar, kullanıcıların enerji sektörünün değişmekte olan itici güçlerini hızlı bir şekilde kavramasına yardımcı olarak portföy optimizasyonu sürecine katkıda bulunur.

TPIS kapsamlı veriler ve sektörün önde gelen simülasyon motoru kullanılarak üretilmiştir. Bununla birlikte 20 yılı aşkın deneyimleri bulunan enerji piyasası uzmanları tarafından denetlenmiş ve takip edilmiştir.

ÜRÜN ÖZELLİKLERİ

• İnternet bazlı hizmet,• Kapsamlı veriler ve lider simülasyon motoru,• Sektör uzmanları tarafından denetlenmiş model,• Gün öncesi piyasası ve vadeli fiyatların günlük tahminleri,• Piyasa kapanışından 2 saat önce fiyat tahminlerini kullanıcıya

ulaştıran günlük hizmet,• Gelişmiş piyasa koşulları bildirimleri,• Kullanıcı bazında ayarlanabilen e-posta uyarıları,• Piyasa izleme raporu,• Yeni santraller hakkında kapsamlı bilgi.

DETAYLI VERİ TABANI VE UZMAN MODELLEME TEKNİKLERİ

Data • Dispatch süreci için detaylı santral ve ünite bilgisi,• Min. ve max. stabil üretim seviyeleri,• Yük alma ve yük atma hızları,• En düşük ve en yüksek sıcaklıklar,• Çeşitli bölgelerdeki projelerin takibi,• Yakıt ve maliyet verileri,• Saatlik talep verileri.

Şekil 1. 2011 yılında gerçekleşmiş kaynak bazlı üretimler.

Şekil 2. Saatlik gün öncesi fiyatları (Mart 2012).


127

b) Hava Durumu, Talep ve Modelleme• Detaylı analitik modeller,• Mevcut duruma uyarlanmış 14 günlük talep tahmin modeli,• Uzun dönem geçmiş sıcaklık verileri.

c) Günlük Hidroelektrik Modeli• Hidroelektrik santrallerin üretimi,• Nehir tipi santraller,• TEIAS ile günlük benchmark,• Gelecek santrallerin takibi.

d) Simülasyon Motoru• Enerji piyasası yük tevzi ve operasyonlarının saatlik ve kronolojik

simülasyon motoru ile modellenmesi,• Gün öncesi piyasası için saatlik çözünürlükte günlük fi yat tah-Gün öncesi piyasası için saatlik çözünürlükte günlük fiyat tah-

mini.

Bu üyelik bazlı hizmet geniş bir piyasa katılımcı yelpazesine hitap etmektedir; elektrik ticaretiyle uğraşan firmalar, elektrik dağıtım şirketleri, toptan satış şirketleri, elektrik üretim şirketleri, bankalar ve finansal aracılar bunlara dahildir.

Bu firmaların dışında elektrik fiyatlarının saatlik çözünürlülük bazında nasıl oluştuğunu kavramak isteyen ya da giderek karmaşıklaşan Türk elektrik piyasasındaki fiyat dalgalanmalarını başarılı bir şekilde yönetmek isteyen oyuncular için yol gösterici olacaktır.

Bu hizmet enerji ticareti ile uğraşanlara gün öncesi fiyat tahminini 1 yıl sonrasına kadar sağlayabilmektedir. Bu tahminler her gün piyasa kapanış saatinden 2 saat önce kullanıcıya iletilir. Bu sayede enerji ticaretçileri daha karlı işlemler yapabilir ve daha sağlam bir karar mekanizması oluşturulmuş olurlar. Bu işlemler paralel olarak e-mail ve yön sinyalleri uyarıları ile desteklenir.

TPIS saatlik üretim simülasyon motoru kullanılarak üretilerek enerji piyasasını detaylı ve saatlik çözünürlük ile modelleyen bir hizmettir.

TPIS yük alma hızı, termal verimlilik, hidro üretim kapasitesi, hava durumu tahminleri ile etkileşim halindedir. Değişken saatlik yük, mevsimsel olarak değişkenlik gösteren talep ve hidroelektrik üretim ile birlikte işletim kısıtları da göz önünde bulundurularak modellenmiştir.

MODEL SİMÜLASYONU, VERİ AKIŞI VE TAHMİN SONUÇLARI

İnternet Bazlı Karar Destek MekanizmasıTahmin sonuçları ve yeni veriler her gün güncellenmekte ve Türkiye saatiyle 09.30’da yayınlanmaktadır. Bu sayede kullanıcıların 2 saat

boyunca tahmin analizleri yapabilmeleri, piyasanın anlık durumuna hakim olmaları ve ertesi gün teklifleri için pozisyon almaları hedeflenmiştir.

Şekil 3.

Şekil 4.

Şekil 5.

Ortalama Saatlik Mutlak Hata Yüzdesi: %9.27

TPIS ürününün göze çarpan özelliklerinin başında; TPIS kullanıcılarının her gün 9:30-17:00 saatleri arası internet veya telefon yolu ile ETRM danışmanları ile fiyat ve yük tahmini ve piyasa gelişmeleri konularında Danışmanlık hizmeti alma hakkına sahip olmaları geliyor.

Kullanıcıların aynı zamanda değişen bölgesel sıcaklık projeksiyonları, bunların yük üzerindeki etkileri, değişen üretim dağılımı, güncel fiyat tahminleri ve gün öncesi piyasası geçmiş verilerine erişimleri sağlanmaktadır.

Online Günlük Tahmin Sonuçları• Gün öncesi fiyat tahminleri piyasa kapanmadan 2 saat önce

kullanıcılara bildirilir,• Saatlik çözünürlük,• Günlük on/off peak çözünürlükler,• Sıcaklık verileri,• Lisans ve kaynak bazında üretim dağılımı,• Talep tahmini.

14 Günlük Tahmin ve Grafikler• Gerçekleşen piyasa fiyatları,• Yük,• Hava durumu,• Üretim.

TPIS GÜNLÜK İŞ AKIŞI VE GÜN ÖNCESİ PİYASASI TAHMİNLERİ

Talep Üstüne “Piyasa Analizi”TPIS sayesinde kullanıcılar ihtiyaçlarına yönelik olarak kısa veya uzun dönemli fiyat analizlerine de ulaşma olanağına sahiptirler. Bu çalışmalar alternatif senaryo çalışmaları için kurulabilirler. Mevcut veya yeni kurulmakta olan santraller için varlık değerlemeleri hazırlanabilmektedir.


128

Çalışmaya Destek Veren KurumlarTPIS enerji sektörünün iki önder firması ETRM ve Wipro tarafından geliştirilmiş bir üründür. As/Nexia’nın bir kuruluşu olan ETRM aynı zamanda TPIS analitik ekibini barındırmaktadır.

ETRM ve Wipro güçlerini birleştirerek Türk enerji piyasasına regülasyon tecrübesi, sektör bilgisi, karmaşık enerji modelleme tecrübesi, bunların yanında kritik bakış açısı ve global deregüle piyasalardan öğrenilen derslerin verdiği tecrübeyi sunmaktadırlar.

SUMMARY

TPIS provides a daily fundamental price forecast in hourly granu-larity of the Turkish Power Market using the best available funda-mental data and models covering detailed hydro and thermal gen-eration plants, hourly load, and regional weather forecast data. TPIS is a web-based subscription service that provides a complete analysis and hourly price forecast for the Turkish power market. It also includes tools, reports and email alerts designed to allow the user to dig deeper into the market fundamentals including: monthly on-peak generator supply stack report, generation by fuel analysis, peak load forecast, temperature forecast, fuel price projections and other fundamental drivers of the market. This allows the user to fully understand the changing power market drivers, evaluate buying and selling trading opportunities, plan maintenance events, and to optimize their portfolios.


129

HİDROELEKTRİK ENERJİ YATIRIMLARINDA TEŞVİK UYGULAMALARI VE ÖZEL SEKTÖR TARAFINDAN KARŞILAŞILAN ZORLUKLAR*

Mustafa GÜRBÜZEnerji Hukuku Araştırma Enstitüsü

* Bu çalışma Enerji Hukuku Araştırma Enstitüsü’nün katkılarıyla hazırlanmıştır.

ÖZET

Yenilenebilir enerji kaynaklarını kapsamlı olarak kullanma imkânına sahip olan ülkemiz için hidroelektrik enerji, bazı zararlı çevresel ve sosyal etkilerine rağmen yenilenebilir, temiz ve tecrübe edilmiş bir enerji üretim metodu olarak ortaya çıkmaktadır. Bu doğrultuda özel sektör tarafından finanse edilen hidroelektrik santrallerin teşvikini sağlamak ve var olan tüm teknik ve ekonomik hidroelektrik potan-siyelini kullanmak amacıyla 1984 yılından bu yana birçok kanun kabul edilmiş ve çeşitli finansal modeller ve teşvikler uygulanmış-tır. Her ne kadar Türkiye elektrik marketinin serbestleştirilmesi ça-lışmaları ve bahsi geçen kanunların kabul edilmesi hidroelektrik endüstrisinin gelişimi için önemli adımlar olsa da, Türkiye’de yer alan büyük hidroelektrik santral projelerine özel sektörün katılımı yetersiz mevzuat yüzünden sınırlı sayıda kalmaktadır.

Birçok gelişmiş ve gelişmekte olan ülkede yaşanan rekabetçi bir elektrik marketi yapısına geçiş süreci ve sürekli olarak artan elekt-rik talebini çevreye zarar vermeden karşılama isteği, tekelci devlet yaklaşımının aksine, yatırım yapma kararı finansal kaygılarla şe-killenen özel sektörün çevre dostu enerji projelerine katılımlarının sağlanmasında nasıl dikkatlerinin çekileceği hususunda kaygılar yaratmıştır. Bugüne kadarki deneyimler kanıtlamıştır ki, özel sektör çevre dostu enerji projelerine yatırım kararı almayı hükümet tara-fından ve/veya uluslararası finansal kuruluşlar tarafından sağlanan önemli ölçüde bir teşvik bulunmadıkça düşünmemektedir.

Hidroelektrik enerjinin Türkiye’nin enerji politikası içerisindeki yeri incelendiğinde, unutulmaması gerekir ki, gerekli enerji yatırımları yapılmadığı takdirde, yakın gelecekte Türkiye önemli bir enerji açığı ile karşı karşıya kalabilir. Bu negatif senaryoyu önlemek için, enerji kaynakları çeşitlendirilmeli ve yerli kaynaklardan enerji üretimi artı-rılmalıdır. Jeolojik konumu, iklim ve topografik özellikleri sayesinde Türkiye yenilenebilir enerji kaynaklarını kapsamlı olarak kullanma imkânına sahiptir. Böyle bir durumda da bazı zararlı çevresel ve sosyal etkilerine rağmen hidro enerji yenilenebilir, temiz ve tecrübe edilmiş bir enerji üretim metodu olarak ortaya çıkmaktadır.

Hidroelektrik enerji uzun vadede istikrarlı bir elektrik üretimine ola-nak sağlar ve bu nedenle Türkiye’nin büyüyen ekonomisi, nüfus artışı ve hızlı endüstrileşme nedeniyle sürekli olarak artan elektrik ihtiyacı dünya çapındaki hidrokarbon fiyatlarındaki dalgalanmalar-dan etkilenmeden bu teknoloji sayesinde karşılanabilir. Herkes ta-rafından kabul edilen bir gerçektir ki, Türkiye çok çeşitli hidrokarbon kaynaklarına sahip olmasına rağmen, bu kaynaklar yeterli ölçüde değildir. Dolayısıyla, yetersiz ölçüde sahip olunan hidrokarbon

kaynaklar, aynı zamanda elektrik üretiminde ithal fosil yakıt kay-naklarına olan yüksek bağımlılık Türkiye’nin enerji arz güvenliğini tehdit etmekte ve Türkiye’yi dünyadaki en büyük enerji ithalatçısı ülkelerden, biri olarak kalmaya zorlamaktadır. Hidro enerji sadece Türkiye’nin ithal fosil yakıt kaynaklarına olan yüksek bağımlılığını azalmakta değil, aynı zamanda diğer sektörlerdeki gelişmeleri te-tikleyecek bir güce sahiptir.

Hidroelektrik teknolojinin sürdürülebilir kalkınmadaki önemi Türkiye’de olduğu gibi tüm dünyada kabul edilen bir gerçektir ve hidro enerji elektrik üretiminin yanı sıra sağladığı çok amaçlı kul-lanım özellikleri dolayısıyla en önemli yenilenebilir enerji teknolo-jilerinden biri olarak kabul edilmektedir. Bu yönüyle hidro teknoloji diğer yenilenebilir enerji teknolojileri karşısında benzersiz bir özel-lik taşımaktadır. Hidro enerji projeleri inşaat süreci boyunca emek-yoğun özellik taşıması ve uzun dönemli iş olanakları sağlamasın-dan ötürü Türkiye’deki sürdürülebilir kalkınmanın sağlanmasında büyük önem arz etmektedir. Ayrıca, modern bir termik enerji sant-rali var olan enerjinin ancak % 50’sini elektrik enerjisine çevirebilir-ken, % 90 verim oranıyla çalışan hidroelektrik santraller en verimli elektrik üretim sistemlerinden birini oluşturmaktadır. Bunun yanın-da, her ne kadar ilk yatırım maliyetleri nispeten yüksek olsa da hid-roelektrik santrallerin işletme ve bakım masrafları oldukça düşüktür ve termik enerji santraline oranla çok daha uzun ömürlü projelerdir. İlaveten, geniş rezervuarı bulunan hidroelektrik santralleri taşkınla-rı kontrol etmek, kuraklıkların etkisini azaltmak, tarım, endüstri ve konutlara su sağlamak, kültür balıkçılığı ve eko turizmi geliştirmek, navigasyon ve dinlenme tesisleri olanakları yaratmak gibi birçok ek yararlar sağlar. Ayrıca, hidroelektrik santraller ani elektrik talep dalgalanmalarına cevap verebildiklerinden puant elektrik taleple-rini karşılamada en iyi elektrik üretim sistemini oluşturmaktadır. Hidroelektrik santrallerin sağladığı diğer bir fayda çevresel bakış açısından gelir. Her ne kadar hidroelektrik santrallerin çevreye bazı zararlı etkileri olsa da, bu santraller fosil yakıtlı santrallere oran-la çok daha az sera gazı emisyonu gerçekleştirdikleri için küresel ısınmaya karşı etkili bir çözüm yolu olarak kabul edilirler. Bu ne-denle, her ne kadar çoğu sivil toplum kuruluşu hidro enerjinin tüm dünyadaki gelişimine açıkça karşı çıksa da, çoğu ülke hidroelektrik santralleri küresel ısınma tehdidine karşı koymada etkili bir elektrik üretim metodu olarak görmektedir.

Sonuç olarak, hidro enerjinin artıları ve eksileri kapsamlı olarak tartışılmalı ve fikir birliğine varılmalıdır. Türkiye’deki hidro enerjinin karşıtları ve savunucuları geleneksel zihniyetlerinin ötesine geç-meli ve ülke için en iyi kararı verebilmek adına sağlıklı bir tartışma ortamı yaratılmalıdır. Bugünlerde herkesin kabul ettiği bir gerçek vardır ki, o da Türkiye’nin enerji açığı sorununu bir şekilde çözmesi


130

gerekir ve hidro enerji Türkiye’nin sürekli olarak artan enerji ihtiya-cına çok önemli katkı sağlayabilecek güçtedir.

Türkiye’nin 433 milyar kWh olan brüt hidroelektrik potansiyeli dün-ya brüt potansiyelinin % 1’ine, ekonomik potansiyeli ise Avrupa ekonomik potansiyelinin % 16’sına karşılık gelmektedir. Ancak tek-nik ve ekonomik olarak kullanabilir potansiyel sırasıyla 216 milyar kWh ve 140 milyar kWh olarak hesaplanmıştır. 2010 yılı itibariyle Türkiye’de işletmede olan 267 adet hidroelektrik santralin kurulu gücü 15.660 MW ve ortalama yıllık üretimi ise 54.000 GWh olup, toplam teknik potansiyelin % 25’ine karşılık gelmektedir. Türkiye’nin bugünkü durumu göstermektedir ki, Türkiye bugüne kadar toplam teknik potansiyelin sadece % 25’ini kullanabilmiştir ve hidroelektrik enerji potansiyelinin gelişimi için daha büyük bir alan bulunmakta-dır. Bu nedenle, 2009 yılında kabul edilen Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesi’ne göre, Türkiye 2023 yılına kadar tüm teknik ve ekonomik olarak kullanabilir hidroelektrik potansiye-lini kullanmayı amaçlamaktadır.

Özel sektör tarafından finanse edilen hidroelektrik santrallerin teş-vikini sağlamak amacıyla 1984 yılında 3096 sayılı Kanun kabul edil-miş ve bu kanun uyarınca uygulamaya konulan “Yap-İşlet-Devret” (YİD), “Yap-İşlet” (Yİ) ve “İşletme Hakkı Devri” (İHD) modelleri ile özel sektör elektrik sektörünün tüm alanlarında faaliyet gösterme hakkını kazanmıştır. Ancak, tüm dünyada yaşanan serbestleşme ve özelleştirme akımının etkisiyle, 2001 yılında 4628 sayılı “Elekt-rik Piyasası Kanunu” kabul edilmiş ve gelecekteki YİD anlaşmaları için hazine garantilerinin iptal edilip “Elektrik Marketi Lisans Yönet-meliği”’ ne dayanan finansal teşviklerle ikame edilmesinden son-ra Türkiye’deki YİD yaklaşımı tamamen değiştirilmiştir. Belirtmek gerekir ki, her ne kadar mevcut durumdaki YİD anlaşmaları ile fa-aliyet gösteren hidroelektrik santraller yükselen elektrik fiyatları ne-deniyle son kullanıcıları hayal kırıklığına uğratsalar da, YİD modeli halen Türkiye’deki hidroelektrik santrallere özel sektörün katılımını sağlamada en çok kullanılan finansman modeli olarak karşımıza çıkmaktadır.

Elektrik Marketi Lisans Yönetmeliği’ne göre, kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan veya pompaj depolamalı hidroelektrik üretim tesisleri kurulu güç konu-sunda herhangi bir kısıtlama olmadan yenilenebilir enerji kaynakla-rına dayalı üretim tesisleri olarak kabul edilirler. Ayrıca yerli doğal kaynaklar ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurmak üzere lisans almak için başvuruda bulunan tüzel kişilerden lisans alma bedelinin yüzde biri dışında kalan tutarı tahsil edilmez. İlaveten, yerli doğal kaynaklar ile yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisleri için ilgili lisanslara derç edilen tesis tamam-lanma tarihini izleyen ilk sekiz yıl süresince yıllık lisans bedeli alın-maz.

Elektrik Marketi Lisans Yönetmeliği’nde yer alan diğer bir teşvik uy-gulaması yenilenebilir enerji kaynaklarına sisteme erişim ve sistem kullanım hakları konusunda tanınan önceliktir. Anılan Kanun’un 38. Maddesi uyarınca TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından bağlantı görüşünün oluşturulması ve sisteme bağlan-tı yapılmasında sırasıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisleri ile yerli doğal kaynaklara dayalı üretim tesislerine öncelik tanınacağı belirtilmiştir.

YİD anlaşmaları için hazine garantilerinin iptal edilmesi özel sektör için Türkiye’deki hidroelektrik santrallerin çekiciliği belli bir ölçüde azaltmıştır. Bu nedenle, tüm yenilenebilir enerji projelere olduğu

gibi hidroelektrik santrallerin gelişimi için de özel sermayeyi teşvik etmek adına 2005 yılında 5346 sayılı “Yenilenebilir Enerji Kaynak-larının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun” kabul edilmiştir. 5346 sayılı Kanun proje şirketlerinin ürettikleri servislere alım garantisi sağlamasından ötürü hidroelektrik sant-rallerin gelişimi için uygun bir ortam yaratmıştır. Yenilenebilir Enerji Kanunu’na göre, kanal veya nehir tipi veya rezervuar alanı on beş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik üretim tesisi kurulması-na uygun elektrik enerjisi üretim kaynakları kurulu güç konusunda herhangi bir kısıtlama olmadan yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisleri olarak kabul edilirler. Ancak, Elektrik Marke-ti Lisans Yönetmeliği’nin aksine, pompaj depolamalı hidroelektrik üretim tesisleri 5346 sayılı Kanun tarafından yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisleri olarak kabul edilmemektedir.

Yenilenebilir Enerji Kanunu, yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üreten şirketlere alım garantisi sağlamasından ötürü büyük önem taşımaktadır. Kanun doğrultusunda; yenilenebilir enerji kay-naklarından üretilen elektrik enerjisinin iç piyasada ve uluslararası piyasalarda alım satımında kaynak türünün belirlenmesi ve takibi için üretim lisansı sahibi tüzel kişiye EPDK tarafından “Yenilenebilir Enerji Kaynak Belgesi” (YEK Belgesi) verileceği ve bu Kanunun yürürlüğe girdiği 18.5.2005 tarihinden 31.12.2015 tarihine kadar işletmeye girmiş veya girecek YEK Destekleme Mekanizmasına tabi üretim lisansı sahipleri için, bu Kanuna ekli I sayılı Cetvelde yer alan fiyatlar, on yıl süre ile uygulanacağı hüküm altına alın-mıştır. Kanunda hidroelektrik üretim tesisleri için uygulanacak fiyat 2011 yılı değişikliği ile birlikte 7,3 ABD doları cent/kWh olarak be-lirlenmiştir. Ancak belirtmek gerekir ki, arz güvenliği başta olmak üzere diğer gelişmeler doğrultusunda 31.12.2015 tarihinden sonra işletmeye girecek olan YEK belgeli üretim tesisleri için bu kanuna göre uygulanacak miktar, fiyat ve süreler ile kaynakların cetveldeki fiyatları geçmemek üzere, Bakanlar Kurulu tarafından belirleneceği Kanunda vurgulanmıştır.

Yenilenebilir Enerji Kanunu’nda yer alan diğer bir teşvik; Kanunun yayımı tarihi itibariyle işletmede olanlar dâhil, 31.12.2015 tarihine kadar işletmeye girecek yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerinden, ulaşım yollarından ve lisanslarında belirtilen sisteme bağlantı noktasına kadarki TEİAŞ ve dağıtım şirketlerine devredilecek olanlar da dâhil enerji nakil hatlarından yatırım ve iş-letme dönemlerinin ilk on yılında izin, kira, irtifak hakkı ve kullanma izni bedellerine yüzde seksen beş indirim uygulanacağıdır. Ayrıca bu projelerden Orman Köylüleri Kalkındırma Geliri, Ağaçlandırma ve Erozyon Kontrolü Geliri de alınmaz. İlaveten, bu kanun kapsa-mındaki hidroelektrik üretim tesislerinin rezervuar alanında bulu-nan Hazinenin özel mülkiyetindeki ve devletin hüküm ve tasarrufu altındaki taşınmaz mallar için Maliye Bakanlığı tarafından bedelsiz olarak kullanma izni verilir. Son olarak, milli park, tabiat parkı, tabiat anıtı ile tabiatı koruma alanlarında, muhafaza ormanlarında, yaban hayatı geliştirme sahalarında, özel çevre koruma bölgelerinde ilgili bakanlığın, doğal sit alanlarında ise ilgili koruma bölge kurulunun olumlu görüşü alınmak kaydıyla yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı elektrik üretim tesislerinin kurulmasına izin verileceği söz konusu kanunda belirtilmiştir.

Her ne kadar Türkiye elektrik marketinin serbestleştirilmesi çalış-maları ve yukarıda bahsi geçen kanunların kabul edilmesi hidroe-lektrik endüstrisinin gelişimi için önemli adımlar olsa da, Türkiye’de yer alan büyük hidroelektrik santral projelerine özel sektörün katılı-mı yetersiz mevzuat yüzünden sınırlı sayıda kalmaktadır. Mevzuat incelendiğinde açıkça görüleceği üzere, Türkiye’de rezervuar alanı


131

on beş kilometreden az olanlar dışında hidroelektrik santralleri için uygulanabilir bir teşvik mekanizması bulunmamaktadır. Ayrıca, hid-roelektrik santral tekliflerinin değerlendirmedeki problemli ve uzun bürokratik süreç özel sektör katılımını önemli ölçüde etkilemekte-dir. Diğer bir sorun hidroelektrik santrallerin gelişimine karşı olan toplumsal muhalefetten kaynaklanmaktadır. Türkiye ve dünyadaki çoğu sivil toplum kuruluşu hidroelektrik enerjinin gelişimini çevreye ve topluma olan bazı zararları etkileri dolayısıyla açıkça reddet-mektedir. Birçok durumda, özel sektör marifetiyle gerçekleştirilen hidroelektrik santral projeleri yerel halkın protestoları nedeniyle kesintiye uğramaktadır. Yine de belirtmek gerekir ki, Türkiye’deki hidroelektrik endüstrisinin gelişimindeki en büyük engel yetersiz çevresel etki değerlendirme (ÇED) sürecidir.

Büyük hidroelektrik santral projelerine yöneltilen çoğu eleştiri bu projelerin çevreye ve topluma olan bazı zararlı etkilerinden kaynaklanmaktadır. Türkiye çevrenin korunması konusundaki hassasiyetini 1983 yılında kabul edilen “Çevre Kanunu” ve mü-teakip yasalarla göstermiştir. 1993 yılında Çevre Kanunu’nun 10. maddesi temel alınarak çıkarılan “Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği” ile altyapı projesi geliştiricilerinin ve operatörlerinin belli çevresel kabul edilebilirlik kriterlerini izlemesi gerektiği hü-küm altına alınmıştır ve yönetmelik bugüne kadar çeşitli değişik-liklere uğramıştır.

ÇED Yönetmeliği belli çevresel ve sosyal kabul edilebilirlik şart-larının altyapı projelerine, özellikle de baraj projelerine, entegre edilmesinde büyük bir öneme sahiptir ve bu yönetmelik baraj pro-jelerine karar alma sürecinde halkın katılımı olanağı sağlayan tek yasal belgedir. Diğer yandan, yasal mevzuat yetersiz ve zayıf oldu-ğu takdirde ÇED çevreyi korumak adına tek başına yeterli bir vası-ta olarak görülemez. Zira ÇED Yönetmeliğinin etkinliği tamamıyla yasal mevzuatın etkinliğine bağlıdır.

Avrupa Birliği’ne katılım sürecindeki Türkiye, ÇED sürecine olan yaklaşımı nedeniyle birçok kez uyarılmış ve Türkiye’nin barajlar hakkındaki politikası, ÇED Yönetmeliğinin içeriği ve uygulanmasın-daki zayıflıklar dolayısıyla çoğu kez ulusal ve uluslararası basına konu olmuştur.

Çevre Kanununun 10. maddesi uyarınca; gerçekleştirmeyi plânladıkları faaliyetleri sonucu çevre sorunlarına yol açabilecek kurum, kuruluş ve işletmeler, “çevresel etki değerlendirmesi rapo-ru” veya “proje tanıtım dosyası” hazırlamakla yükümlüdürler. Ayrıca “Çevresel Etki Değerlendirmesi Olumlu Kararı” veya “Çevresel Etki Değerlendirmesi Gerekli Değildir Kararı” alınmadıkça bu projelerle ilgili onay, izin, teşvik, yapı ve kullanım ruhsatı verilemez; proje için yatırıma başlanamaz ve ihale edilemez.

Hangi faaliyetlerin ÇED kapsamında olduğu yönetmelik ile belirle-nen bir husustur. Yönetmeliğin Ek-1 maddesinde “çevresel etki de-ğerlendirilmesi uygulanacak projeler listesi”, Ek-2 maddesinde ise “seçme eleme kriterleri uygulanacak projeler listesi” düzenlenmiş-tir. Her ne kadar ÇED Yönetmeliği uyarınca baraj projeleri ÇED’e tabi olsa da, birçok proje mevzuatta yer alan boşluklar nedeniyle ÇED raporu hazırlama yükümlülüğünden muaf tutulmuştur. ÇED Yönetmeliğine göre, kurulu gücü 25 MW ve üzeri olan nehir tipi santraller ve rezervuar alanı 10 milyon m³ ve üzeri olan baraj pro-jeleri çevresel etki değerlendirmesine tabi olan projelerdir. Bununla birlikte, ÇED Yönetmeliğinin geçici 3. maddesi uyarınca bazı baraj projeleri çevresel etki değerlendirme raporu alma yükümlülüğün-den muaf tutulmuştur.

ÇED Yönetmeliği Geçici 3. maddesine göre; 7.2.1993 tarihli bu Yönetmelikten önce uygulama projeleri onaylanmış veya çevre mevzuatı ve ilgili diğer mevzuat uyarınca yetkili mercilerden izin, ruhsat veya onay ya da kamulaştırma kararı alınmış veya yatırım programına alınmış veya mevzi imar planları onaylanmış projelere veya bu tarihten önce üretim ve/veya işletmeye başladığı belgele-nen projelere Çevre Kanunu ve ilgili diğer yönetmeliklerde alınması gereken izinler saklı kalmak kaydıyla bu Yönetmelik hükümleri uy-gulanmayacağı belirtilmiştir. Bu nedenle Türkiye’deki birçok baraj projesi geçici 3. madde nedeniyle ÇED’e tabi tutulmadan hayata geçirilmiştir.

ÇED Yönetmeliği’nin 1993 yılında kabul edilen ilk halinden bu yana varlığını muhafaza eden geçici 3. Madde, birçok uyuşmaz-lığa sebebiyet vermiştir. Hükmün iptali için açılan davada Danış-tay, yönetmeliğin ilk halinde bir istisna hükmü olarak yer alan bu düzenlemenin daha sonra yapılan değişikliklerle de aynı şekilde muhafaza edilmesinin uygun olmadığına karar vererek geçici mad-denin yürütmesinin durdurulması kararı vermiştir. Bu kararın ardın-dan Bakanlık söz konusu maddeyi tekrar düzenleyerek aşağıdaki şekilde değiştirmiştir:7/2/1993 tarihli ve 21489 sayılı Resmî Gazete’de yayımlanan Çev-resel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliğinden önce; a) Üretime ve/veya işletmeye başladığı belgelenen projelere, b) Uygulama projeleri onaylanmış veya çevre mevzuatı ve ilgili di-

ğer mevzuat uyarınca yetkili mercilerden izin, ruhsat veya onay ya da kamulaştırma kararı alınmış veya yatırım programına alınmış veya mevzi imar planları onaylanmış projelerden:

1) Bu Yönetmeliğin EK-I Listesinde yer alan projeler için 17/7/2015 tarihine,

2) EK-II Listesinde yer alan projeler için 17/7/2013 tarihine kadar yatırımına başlanmış projelere,

Çevre Kanunu ve ilgili diğer yönetmeliklerde alınması gereken izinler saklı kalmak kaydıyla bu Yönetmelik hükümleri uygulan-maz.”

1993 yılında ÇED Yönetmeliğinin ilk halinde yer alan bu geçici hükmün halen neden muhafaza edildiği konusunu haklı kılacak bir gerekçe bulunmamaktadır. Ancak ÇED yükümlülüğünü yerine getirmediği gerekçesiyle, tüm izinlerini tamamlamış yahut üretime geçmiş bir projenin faaliyetine son vermek yahut geçici olarak dur-durmak, hidroelektrik enerji sektörünü geliştirmek ve var olan tüm teknik potansiyelini kullanmak isteyen Türkiye için yerinde bir karar da görülmemiştir. Zira ülkemiz özel sektör yatırımlarının teşvikini sağlayarak, hidro enerji sektörünü geliştirmek ve sürdürülebilir kalkınmasının sağlanmasını amaçlamaktadır. Ancak belirtmek ge-rekir ki, maliyeti yüksek baraj projelerinin finansmanı için yurtdışı kaynaklı (özellikle çok taraflı kalkınma bankalarından ve ihracat kredisi kuruluşlarından) finansman bulunması gerektiğinde, ulus-lararası finansman kuruluşlarının uluslararası standartlara uygun olarak kapsamlı olarak ele alınmış ÇED talep ettiklerinden, Türkiye çoğu zaman finansman arayışında hayal kırıklığına uğramıştır. Bu bağlamda, Güneydoğu Anadolu Bölgesi Projesi (GAP) içerisinde yer alan en büyük projelerden biri olan Ilısu projesinden bahset-mekte fayda vardır.

Ilısu Barajı; Güneydoğu Anadolu Bölgesi’nde, Suriye sınırına yak-laşık 45 km mesafede, Dicle Nehri üzerinde inşa edilecek olup, ta-mamlandığında 1200 MW kurulu güç ile yılda ortalama 3833 GWh enerji üretecektir. 2006 yılında başlanan projenin inşaat süreci 2014/15 yılında bitirilmesi hedeflenmektedir. 1,6 milyar dolar olan projenin toplam maliyeti öncelikle Almanya, Avusturya ve İsviçre


132

ihracat kredisi kuruluşları tarafından desteklenmekteydi. Ancak, Avrupalı finansal kuruluşlar 6000 yıllık tarihi bir mirası yansıtmakta olan Hasankeyf beldesinin kısmen Ilısu Baraj Gölü altında kala-cak olmasını, ayrıca çevre ve tarihi dokunun zarar göreceğini ve Türkiye’nin Dünya Bankası’nın çevrenin ve kültürel mirasın korun-ması kriterlerine uygun olmadan hareket ettiği ve kapsamlı bir çev-resel etki değerlendirme sürecine yer vermediğinden bahisle 2009 yılında Ilısu barajı projesinden finans desteğini geri çekmişlerdir. Bunun üzerine harekete geçen hükümet, Ilısu barajının inşası için ihtiyaç duyulan finans kaynağını Türk bankalarından sağlayarak inşaata devam etme kararı almıştır.

Görüldüğü üzere, sektör ve mevzuatla ilgili birçok soruna rağmen ye-nilenebilir enerji teknolojileri içerisinde öncelik, yağış ve su kaynakla-rının hazır bulunma durumuna bağlı olarak uzun dönemde ucuz ve sürdürülebilir elektrik üretimi sağlayan hidroelektrik enerji projelerine verilmiştir. Ancak belirtmek gerekir ki, Türkiye’nin bazı bölgeleri kişi başına düşen brüt su potansiyeli yönünden su zengini olmanın çok uzağındadır. Şöyle ki, su kaynakları yönünden zengin bir ülke sayıl-mak için kişi başına düşen brüt su potansiyelinin en az 10.000 m³/yıl olması gerekir. Hâlbuki bu oran Türkiye’de 2010 yılında yaklaşık 73 milyon nüfusuyla 1600m³/yıl’dır ve bu oranın 2023 yılında tahmini 100 milyon nüfusla 1125m³/yıl’a gerilemesi beklenmektedir. Ayrıca, yıllık yağış oranı bölgeler arası büyük farklılık gösterir. Türkiye’de yıllık ortalama yağış yaklaşık 643 mm olup, ülkenin özellikle dağlık olan kıyı bölgelerinde yağış boldur (1.000~2.500 mm/yıl). Kıyılardan iç bölgelere gidildikçe yağış azalır. Marmara ve Ege bölgelerinde, Doğu Anadolu’nun yaylalarında ve dağlarında yağış 500~1.000 mm/yıl’dır. İç Anadolu’nun birçok yerinde ve Güneydoğu Anadolu’da ya-ğış 350~500 mm/yıl’dır. Tuz Gölü çevresi Türkiye’nin en az yağış alan yerlerinden biridir (250~300 mm/yıl).

Yukarıda açıklanan nedenlerle Türkiye geniş rezervuarı bulunan hidroelektrik santrallerin yapımını teşvik ederek kuraklık dönem-lerinde hidroelektrik santrallerin verimliliğini üst düzeyde tutmayı amaçlamaktadır. Bu nedenden ötürü, büyük hidroelektrik santral-lerin gelişimini eleştiren organizasyonların hazırladığı çoğu rapora karşı çıkmaktadır. Bu raporlar arasında 2000 yılında Dünya Baraj-lar Komisyonu (World Commission on Dams) tarafından ve hidro endüstrisinde çok ses getiren rapor gelmektedir. Devlet Su İşleri (DSİ) Genel Müdürlüğü’ne göre her ne kadar komisyonun raporu tüm dünyadaki hidro enerji projelerinin gelişimi hakkında kapsamlı bir değerlendirme sunmakta olsa da, rapor neredeyse tüm hidro-elektrik potansiyelini kullanmış ülkeler tarafından ve özellikle ge-lişmekte olan ülkelerdeki hidro endüstrisinin gelişimi engelleyecek kısmen önyargılı bir bakış açısıyla yazılmıştır. Dolayısıyla bugüne kadar toplam teknik potansiyelin sadece %25’ini kullanmış olan Türkiye, hem ülkenin sürekli olarak artan enerji ihtiyacına çözüm bulmak hem de ülkede sosyo-ekonomik kalkınmayı sağlamak ve sürdürmek adına çoğu zararlı çevresel etkilerine rağmen hidro enerjiye öncelik vermektedir.

KAYNAKLAR

[1] 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu.[2] 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi

Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun.[3] Elektrik Marketi Lisans Yönetmeliği.[4] Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği.[5] Kibaroglu, A., Kramer, A., Scheumann, W., “Turkey’s Water

Policy”, Berlin: Springer Science Business Media, 2011.[6] DSİ Genel Müdürlüğü 2010 Yılı Faaliyet Raporu.

SUMMARY

The desire to meet the world’s constantly increasing electricity demand without causing a harmful effect on the environment and increasing concerns related to heavy dependence on fossil fuel so-urces worldwide have canalised many developed and developing countries to meet their electricity demand from renewable energy sources. In this situation, hydropower energy emerges as a rene-wable, clean and experienced electricity production method that cannot be abandoned in the world’s energy mix despite its negati-ve social and environmental impacts. On the other hand, develop-ment of the large hydropower projects engages with different kinds of risks from their planning phase to decommissioning due to their site-specific feature, high construction risk and long construction periods compared with thermal power projects, capital intensive feature, variable output due to river flow and water management constraints.

Furthermore, implementation of large hydropower projects has been affected by the liberalisation and privatisation movement throughout the world and financing of these projects became a vi-tal concern since the private sector involvement is quite limited in this industry due to the high level of risk exposure whereas limited financial sources of governments cannot afford to put these pro-jects into practice.

Consequently, the global shift in many countries a competitive electricity market structure has led to the concern regarding how the private sector, whose decision to make an investment are shaped on financial basis in contradistinction to the monopolistic state approach, will be attracted to participate in hydropower pro-jects. Experiences to date have proved that even though many risk sharing and financing models have been used in order to mobilise private capital to the hydropower projects, the private sector parti-cipation is still quite limited in this industry. Therefore, the main aim of this article is to clarify the incentives mechanism for hydropower projects within the Turkish electricity market structure and evalu-ate the problems related to privately financed large hydropower projects, particularly in Turkey where only 25% of the technically feasible hydropower potential has being developed so far.


133

TEMİZ VE SÜRDÜRÜLEBİLİR BİR GELECEK İÇİN HİDROJEN ENERJİSİ TEKNOLOJİLERİ

Dr. Mustafa HATİPOĞLUUNIDO-ICHET (Birleşmiş Milletler Uluslararası Hidrojen Enerjisi Teknolojileri Merkezi)

ÖZET

Hızlı sanayileşme ve makinalaşmanın getirdiği büyük enerji ihtiyacı, sınırlı miktardaki petrol, doğal gaz, kömür gibi fosil enerji kaynaklarının hızla tükenmesine ve artan fosil enerji kaynakları kullanımı nedeniyle de sera gazı oluşumunun artmasına ve dolayısıyla küresel ısınmaya, sonuçta iklim değişikliğine yol açmıştır. Bu temel sorunların çözümü, en azından kontrol altına alınması, fosil enerji kaynakları yerine yeni birincil enerji kaynakları kullanılmasına bağlıdır. Yenilenebilir enerji kaynakları ve nükleer enerji, alternatif birincil enerji kaynaklarıdır. Her zaman var olmayan yenilenebilir enerji kaynaklarının, mevcut oldukları zamanda direkt kullanımından artan enerjinin hidrojen veya elektrik olarak depolanması ile temiz ve ucuz enerji elde edilebilir.

Hidrojen enerjisi, yakıt pilleri veya içten yanmalı motorlar kullanılarak temiz elektrik ve ısı enerjilerine dönüştürülüp, her türlü ulaşım araçlarında, evsel kojenere birleşik ısı+güç sistemlerinde, durağan sistemlerde emsallerinden çok daha yüksek verimlerde kullanılabilir.

KÜRESEL ENERJİ TALEBİ VE YENİ BİR ENERJİ KAYNAĞI GEREKSİNİMİ

Gittikçe azalan fosil yakıt kaynakları, gittikçe artan küresel enerji ihtiyacı, ülkelerin savaşlar yüzünden tehlikeye giren enerji bağımsızlıkları ve fosil yakıtlardan çıkan sera gazlarının neden olduğu küresel iklim değişikliği gibi büyük boyutlu sorunların ortasında kalan insanoğlu kendisine bir çıkış yolu bulmak zorunda. Bu bağlamda ülkelerin, yerine göre sahip oldukları tüm yenilenebilir enerji kaynaklarını (rüzgar, güneş, su, geotermal, dalga, biyokütle), temiz kömür teknolojileri (gazlaştırma) ve gelişmiş nükleer teknolojilerini de harekete geçirmesi gerekiyor. Fosil yakıt kaynaklarının kullanılma oranı zamanla azalırken, yukarıda anılan birincil enerji kaynaklarının kullanım oranları da giderek artacaktır.Yenilenebilir enerji kaynakları bir anlamda iklime bağlı, yani her zaman mevcut değil. Mevcut oldukları zamanlarda onlardan üretilecek elektrik enerjisi doğrudan kullanılabilir. İhtiyaç fazlası olan veya gece üretilip de (mesela rüzgar enerjisinden) şebekeye satışı cazip olmayan (doruk saatları dışında) enerji, ya elektrik olarak akülerde ya da elektroliz yoluyla hidrojen olarak tüplerde depolanabilir.

Çok yüksek bir enerji depolama kapasitesine (Hidrojen:33.306 Wh/kg; Benzin:11.944 Wh/kg; Li-Ion Akü:180k Wh/kg; Ni-MH Akü: 80 Wh/kg) ve en hafif, en temiz, kokusuz, renksiz, tatsız, zehirsiz gibi özelliklere sahip olan hidrojen; fosil enerji kaynaklarının

kimyasal dönüşümü ile (petrol cracking, kömür gazlaştırma, doğal gazın buharla reformasyonu), yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanılması (suyun elektrolizi, biyokütle gazlaştırması, biyokütle fermentasyonu, biyofotoliz, fotoelektroliz) veya nükleer enerjiden elde edilen ısı kullanılarak (suyun temolizi veya elektrolizi) üretilebilir. Hidrojenin depolama çeşitleri; gaz fazında (700 bar’a kadar basınçlı tankta), sıvı fazında (-253 C’de tank içinde), kimyasal/metal hidrür tanklarda olabilir. Otomotiv sanayi, yüksek basınçlı (700 bar’a kadar) özel tankları tercih etmektedir.

Halihazırda, hidrojen enerjisi teknolojilerinin yaygınlaşmasının önündeki başlıca engeller; hidrojen üretim maliyetlerinin fosil yakıtlardan yüksek olması, yakıt pili maliyetlerinin henüz hedeflenen seviyelere düşmemiş olması ve hidrojen dolum istasyonları altyapısının çok yetersiz olmasıdır. Ancak, sürdürülen Ar-Ge çalışmaları ve yatırımlar ile engeller ortadan kaldırılma yoluna girmiştir.

IEA verilerine göre, 2020 yılı teknolojileri temel alınırsa ve büyük ölçeklerde üretilirse, hidrojenin ortalama üretim maliyetleri; doğal gazın reformasyonu ile 1,1 USD/kg, kömür gazlaştırması ile 1,2 USD/kg, biyokütle gazlaştırması ile 1,7 USD/kg, nükleer ısı ile 2,11 USD/kg, rüzgar elektrolizi ile 2,4 USD/kg, fotovoltaik solar elektroliz ile 7,4 USD/kg dolayında olacaktır.

Yakıt pili dairesi.Hidrojen dairesi.


134

Yakıt pilleri modüler bir teknoloji olup, çalışma sıcaklıklarına göre kullanma alanları da değişir. PEM yakıt pilleri düşük sıcaklıklarda (50-100 C) çalışıp daha çok ulaşım araçlarında kullanılırken, SO (solidoksit) yakıt pilleri yüksek sıcaklıklarda (600-1000 C ) ve büyük durağan sistemlerde kullanılırlar.

Yakıt pilleri, enerjinin kullanıldığı her yerde; kara, hava, deniz araçları, uzay araçları, taşınabilir araçlar, yardımcı güç birimleri (UPS), evsel ve durağan ısı+güç sistemlerinde (CHP) kullanılırlar.

OTOMOTİV UYGULAMALARI

Elektrikli mobilite; akü elektrikli, paralel ve seri hibrid ve hidrojen yakıt pilli araç teknolojilerinden oluşur.

Seri hibrid araçlar aslında akü elektrikli araçlardır. İçinde ayrıca bir fosil yakıtlı (benzin, dizel, doğal gaz) içten yanmalı motor vardır. Bu motor tekerleklere mekanik güç vermez, ancak ucuna bağlanmış bir elektro-generatör vasıtasıyla elektrik üretip araç içindeki Li-Ion aküyü doldurur. Mekanik tahrik doğrudan aküden yapılır. Menzili, 630 km kadardır. Örnek; Opel/Ampera.

Paralel hibrid araçlarda hem akü, hem de fosil yakıtlı (benzin, dizel) içten yanmalı motor bulunur. Fazla güç istemeyen düz yerlerde mekanik tahrik doğrudan aküden yapılır. Fazla güç isteyen yerlerde fosil motor devreye girer. Menzili, benzinli araçlar gibidir. Örnek; Toyota/Prius.

Akü elektrikli araçlar Li-Ion tipi aküleri kullanırlar. Son teknoloji Li-Ion Polimer akülerin enerji depolama yoğunlukları 180 Wh/kg, Li-Ion Super Polimer’in ise 230 Wh/kg dolayındadır.

Hidrojen yakıt pilli araçlar, hidrojenin çok yüksek enerji depolama kapasitesi (Hidrojen: 33.306 Wh/kg, Benzin: 11.944 Wh/kg) nedeniyle uzun sürüş mesafesine sahiptirler. 4 kişilik bir hidrojen yakıt pilli otomobil; eğer 350 bar basınçlı hidrojen tüpü kullanıyorsa 480 km, 700 bar basınçlı hidrojen tüpü kullanıyorsa 830 km yol gidebilir. Hidrojen dolum süresi ise 3-5 dakikadır.

ticarileştirilip dünya yollarında koşmaya başlayacağı konusunda bildirge yayınladılar.

EVSEL UYGULAMALAR

Birleşik evsel ısı+güç sistemleri (CHP = Combined Heat and Power), doğal gaz veya şehir gazı girişi olan her meskende % 86 gibi çok yüksek enerji verimliliklerinde kullanılabilir. Evin doğal gaz girişinin önüne konulacak bir buhar reformatörü ve ardına konulacak bir PEM veya solid-oksit (SO) yakıt pili sayesinde toplam % 86 verimlilik elde edilebilir. PEM yakıt pili kullanıldığında elektrik verimliliği % 35-40, CO2 salım oranı % 30 daha az olurken, SO yakıt pili kullanıldığında elektrik verimliliği % 40-45, CO2 salım oranı % 50 daha az olmaktadır. PEM yakıt pilli birleşik evsel ısı+güç sistemleri, 2011 yılında devletin de mali desteği ile Japonya’da evlerde kullanılmaya başlandı. SO yakıt pilli birleşik evsel ısı+güç sistemleri ise, 2013 yılından itibaren Japonya’da ve Almanya’da evlerde kullanılmaya başlanacak.

Tablo 1. Yakıt Pilli, Seri Hibrid ve Akü Elektrikli Araçların Karşılaştırması

Hidrojen yakıt pilli araçların halen; performans, hidrojen depolama, motorun soğukta startı (-30 C), sistem güvenilirliliği ve emniyeti gibi sorunları ticari anlamda çözülmüş olup, yakıt pili maliyeti ve hidrojen altyapısı kurulması sorunları çözülmeye çalışılmaktadır. Özellikle hidrojen dolum istasyonları ağı kurma maliyeti oldukça yüksektir.

2009 yılında Brüksel’de toplanan önde gelen otomotiv üreticileri; Daimler, Toyota, Ford, GM/Opel, Honda, Hyundai, Kia, Renault/Nissan, 2015 yılından itibaren hidrojen yakıt pilli otomobillerin

HONDA/FCX Clarity hidrojen yakıt pilli otomobil ve 100 kW PEM yakıt pili.

ICHET PROJELERİ

Hiç bir kar amacı gütmeden, sadece geleceğin en temiz yakıtı hidrojen enerjisi teknolojilerinin başta Türkiye olmak üzere gelişmekte olan ülkelerde yaygınlaştırılması misyonunu üstlenen

TOSHIBA / PEM yakıt pilli evsel birleşik ısı+güç sistemi ( CHP ).

Hidrojen yakıt pilli Golf-Cart.

Hidrojen yakıt pilli scooter.


135

Yerli elektrolizör.

Hidrojen dolum ve

üretim istasyonu

(Haliç).

SOFC ısı+güç sist.

Ar-Ge projesi.

Y.E.+Akü+H2

MotoCaravan

PEM yakıt pili entegrasyonu. Yeni Delhi H2 Motorlu 3-Tekerlekli projesi.

Hidrojen yakıt pilli gemi.

Hidrojen yakıt pilli bot.

Bozcaada Hidrojen Adası projesi.

Yakıt pili

Ar-Ge projesi.

Y.E.+H2

Mobil Ev PEM.

Hidrojen içten yanmalı motorlu + akülü hibrid otobüs.

Hidrojen yakıt pilli UPS (İDO). Hidrojen yakıt pilli forklift.


136

Hidrojen içten yanmalı motor geliştirilmesi.

ICHET analitik test ve yakıt pili test laboratuvarları.

ICHET, konferans, toplantı, çalıştay, yaz okulu, seminer gibi çeşitli faaliyetlerin yanında, büyük çoğunluğu Türkiye’de olmak üzere çok sayıda uygulama ve Ar-Ge projesi yürütmektedir.

SUMMARY

Large energy demand emanated from rapid industrialization and mechanization has led to rapid depletion of fossil energy sources like petroleum, natural gas, coal, and increase of greenhouse gases formation, and thus, global warming which has resulted in climate change. The solution of these fundamental problems, or at least getting under control, depends on utilization of new primary energy resources instead of fossil energy sources. Renewable energy sources and nuclear energy are alternative primary energy sources. Clean and cheaper energy can be generated through storing of excess renewable energy sources as hydrogen and electricity when they are available,

Hydrogen energy can be used in all kinds of transportation vehicles, residental combined heat & power systems, stationary systems at much higher efficiencies than its comparables by converting it to clean electric and heat energies through fuel cells and internal combustion engines.


137

TÜRKİYE’DE ISIL VE ELEKTRİK ENERJİSİ AÇISINDAN GÜNEŞ ENERJİSİ SEKTÖRÜNÜN GELİŞİMİ VE BUGÜNKÜ DURUMU

Prof. Dr. Necdet ALTUNTOPErciyes Üniversitesi Mühendislik Fakültesi Makina Mühendisliği BölümüISES-Uluslararası Güneş Enerjisi Derneği Türkiye Bölümü-GUNDER

Arş. Görv. Doğan ERDEMİRErciyes Üniversitesi Mühendislik Fakültesi Makina Mühendisliği Bölümü

ÖZET

Türkiye’de güneş enerjisi, 1970’li yılların sonundan itibaren bir sanayi kolu olarak ortaya çıkmıştır. Güneş enerjisinin çok çeşitli uygulama alanları olmakla birlikte, günümüzde uygulama alanları olarak ısıl ve PV elektriği ön plana çıkmıştır.

Türkiye’de özellikle ısıl uygulamalar ön plandadır. Güneş enerjisinden elektrik üretimi, Türkiye’de uzun zamandan beri ihmal edilmiş olmakla birlikte, yeni YEK-Yenilenebilir Enerji Kanunu ile 2013 yılı sonuna kadar 600 MW güneş elektriği üretim sisteminin kurulması ve bu elektriğin 10 yıl süre ile satın alma garantisini vermiştir. Bu çalışmada, belirtilen konular ile ilgili olarak, dünyada ve Türkiye’de, meydana gelen gelişmeler hakkında bilgi verilecektir.

Anahtar Kelimeler; Güneş Enerjisi Isıl Uygulamalar, Güneş Elektriği, YEK Kanunu

1. GİRİŞ

Güneş enerjisinin değişik yöntemler ile çok farklı kullanım alanları olmakla birlikte, Türkiye’de, en yaygın olanı sıcak su üretimidir. Türkiye’de, 1970’lerin sonunda başlayan üretim gittikçe artmıştır. 2000’li yıllarda, Türkiye su ısıtma için kullanılan güneş kolektörlerinin üretiminde dünyada üçüncü, kullanımında ise dördüncü duruma gelmiştir. Türkiye’de, güneşli su ısıtma sistemlerinin üretimi ve kullanımı, yıllar içinde dalgalı bir seyir izlemiştir. Bu durumun sebepleri ise; a) Fosil yakıt fiyatlarındaki gelişmeler, b) Döviz kurlarındaki gelişmeler, c) Güneş enerjisi sistemlerinin ve bu sistemlerin imalatında

kullanılan ham maddelerin fiyatlarında meydana gelen değişmeler (alüminyum, bakır, çelik vb.),

d) Fosil yakıt fiyatlarına hükümetlerin ÖTV, KDV, vb. değerlerin oranlarını değiştirme ile yaptıkları değişikliklerdir.

2001 yılında Türkiye’de yaşanan ekonomik kriz ile döviz fiyatları ile yakıt fiyatlarında meydana gelen yükselişten dolayı, Türkiye’de üretim, iç ve dış satışta büyük artışlar olmuştur.

2001 ekonomik krizinden önce, devlet sübvansiyonu ile düşük fiyata satılan LPG, dünya fiyatlarında satılmaya başlanması ile güneş enerjisini ön plana çıkartmıştır. Türkiye’de güneş kolektörlerinin iç piyasa satışları çok artmıştır.

Türkiye ve dünya genelinde, büyük miktarda üretici olan ülkelerin güneş kolektörü üretim miktarları Şekil 1’de görülmektedir[1].

2. GÜNEŞ KOLEKTÖRÜ ÜRETİMİNDE TÜRKİYE’NİN YERİ

Dünya genelinde ısıl uygulamalar için güneş kolektörlerinin kullanımı, güneş kuşağı olarak adlandırılan güney ve kuzey yarım kürelerde 25–45 enlemleri arasında yer alan ülkelerde (Yunanistan, İspanya, Portekiz, Kıbrıs, İsrail, Türkiye, Hindistan, Çin, Japonya, ABD, Avustralya, Yeni Zelanda, Güney Afrika gibi) kullanımı en uygundur. Türkiye’nin orta ve güney kısımlarının oluşturduğu 2/3’lük bölüm, çok yüksek oranda güneş ışınımı almaktadır. Şekil 1’de, dünya genelinde güneş kolektörü üretiminde ülkelerin payları görülmektedir. Şekilde görüldüğü gibi, Çin en büyük üretici ve kullanıcı durumundadır. Çin’den sonra ikinci büyük kullanıcı ABD’dir. ABD’nin güneş kolektörü kullanımında en büyük payı yüzme havuzu su ısıtma kolektörleri alır. Türkiye üçüncü sıradadır. Türkiye’nin üretiminin tümüne yakınını düzlemsel güneş kolektörleri oluşturmaktadır. Şekil 1’de, dünya genelinde en büyük güneş enerjisi kullanıcıları nüfusu çok olan ülkeler gibi görülmekle birlikte, ülkelerde kişi başına güneş enerjisi sistemlerine sahip olma oranına bakıldığında; İsrail, Yunanistan, Avusturya gibi ülkeler ön plana çıkmaktadır. Güneş ışınımından ısıl enerji elde etmek için kullanılan kolektörler, yapı ve fonksiyonları açısından üç ayrı şekilde adlandırılmaktadır. Bunlar; a) Düzlemsel güneş kolektörleri, b) Vakum tüplü güneş kolektörleri, c) Camsız (üst örtüsüz – yüzme havuzları için) güneş kolektörleridir.

Vakum tüplü güneş kolektörleri ülkemize de son yıllarda gittikçe artan oranda ithal edilmektedir.

3. TÜRKİYE’DE GÜNEŞ KOLLEKTÖRÜ PAZARI

Türkiye’de, 1970’li yılların sonlarından itibaren faaliyet gösteren ve dünya çapında önemli bir büyüklüğe ve kapasiteye ulaşmış olan güneş enerjisi sistemlerini üreten bir sanayi kolu mevcuttur.

Şekil 1. 2009 yıl sonu itibari ile ülkelerin sahip oldukları her türlü güneş kolektörü miktarına göre ülkelerin güneşten elde ettikleri enerji miktarları görülmektedir [2].


138

Türkiye’de, çoğunluğu İç Anadolu, Akdeniz, Ege bölgelerinde yoğunlaşmış olmakla birlikte irili ufaklı 150 civarında üretici firma bulunmaktadır. Bu firmaların içinde yıllık 500 bin m2 üretim kapasitesine sahip, dünyada ilk sıralarda yer alan firmalar da mevcuttur. Türkiye’de üretilen güneş kolektörlerinin tümüne yakını düzlemsel güneş kolektörüdür. Son yıllarda, kısmen yerli vakum tüplü güneş kolektörü üretimi de başlamıştır. Bu üretim yakın bir tarihte tümüyle yerli üretim haline gelecektir. Türkiye’de üretilen düzlemsel güneş kolektörü miktarının yıllara göre değişimi Şekil 2’de görülmektedir. Türkiye’de üretilen düzlemsel güneş kolektörünün her yıl % 5-10’luk kısmı yurt dışına ihraç edilmektedir. Türkiye’de satılan güneş kolektörü sayısı 2004 yılında zirve yapmıştır. Döviz kurundaki artışın tersine dönmesi, doğal gazın ucuzlatılması ve yaygınlaşmasının 2004 yılından sonra güneş enerjisi sistemlerinin satışlarının düşmesine sebep olduğu görüldü. 2008, 2009 ve 2010 yıllarında düşüşler ekonomik krizin etkisi ile çok keskin olmuştur[3][4].

PV elektriğinin 2/3’ü başta İspanya ve Almanya olmak üzere Avrupa ülkelerindedir. Dünya genelinde ve Türkiye’de, kullanımı en yaygın olan güneş pili türü Şekil 4’te görüldüğü gibi, birinci jenerasyon olarak adlandırılan silikon esaslı güneş pilleri olup, pazar payı % 83 civarındadır. Türkiye’de, bulunan PV sistemleri genellikle şebekeye bağlı olmayan, trafik sinyalizasyonu, haberleşme, baz istasyonu, erken uyarı sistemleri, katodik koruma sistemleri, denizcilik araçları gibi elektrik şebekesinin olmadığı yerlerdeki uygulamalarda kullanılmaktadır. Kurulu PV elektriği kapasitesi tahminen 7-8 MW civarındadır[1,5,6].

Şekil 2. Türkiye’de satılan düzlemsel ve vakum tüplü güneş kolektörü miktarlarının yıllara göre değişimi (m²) [4].

Şekil 3. Dünya genelinde, enerji tüketim bölgelerinde PV elektriğinin üretimindeki gelişme[2].

Şekil 4. 2009’a kadar tesis edilen PV sistemlerinde kullanılan modüllerinin tipleri ve oranları[6], payları ve paylarının değişimi.

648000 654000

790500 838750

997250 945000 915500 914400

816000

596250 641250

648000

654000 790500

838750

993250

930000 885500

864400

741000

506250 531250

0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Mik

tar (

Ade

t)

Yıllar

Toplam Satılan Kollektör Miktarı İthal

Yerli

Türkiye’de güneş enerjisi sistemlerinin satışında 2004 yılına kadar olan artış ve gelişim, birçok Çin’li ve Avrupalı firmanın Türkiye piyasasına olan ilgisini artırmıştır. Bunun sonucunda bu ülkelerden olan firmaları Türkiye piyasasına daha çok vakum tüplü güneş kolektörü satmaya başlamışlardır. Şekil 2’de görüldüğü gibi, 2004 yılında 4 bin m2 olan bu sistemler, 2010 yılında çok hızlı artarak 110 bin m2’ye çıkmıştır. Türkiye, dünya genelinde büyük bir güneş kolektörü üreticisi iken gittikçe üretim azalmakta, ithalat artmaktadır. İthalat, pazarın % 15-20’sine ulaşmıştır. Talebin artmasından dolayı bazı yerli üreticiler bu sistemlerin üretimine başlamıştır. Şekil 2’de görüldüğü gibi, 2004 yılından beri güneş enerjisi sistemlerinin üretiminde meydana gelen düşüşler sonucunda, bazı üretici firmalar ya sektörden çıkmakta ya da sektör değiştirmektedir. Bazı firmalar, Uzakdoğu’dan vakum tüplü kolektör ithalatçısı olmuşlardır[4].

Türkiye’de mevcut durumda 18 milyon m2 civarında çalışır durumda düzlemsel güneş kolektörü bulunmaktadır. 2008 yılında ulaşılan bu rakam artık sabitlenmiştir. Bu sistemler Türkiye’nin enerji ihtiyacının karşılanmasında önemli bir yer tutmaktadır. Bu sistemlerin Türkiye’ye ekonomik katkısı petrol fiyatlarına bağlı olarak değişmekle birlikte, günümüzde 700-800 milyon $/yıl civarındadır.

4. DÜNYADA VE TÜRKİYE’DE FOTOVOLTAİK (PV) SİSTEMLERDE GELİŞMELER

Güneş elektriği ve özelliklede PV’den elektrik üretimi dünya genelinde çok hızlı bir şekilde artarak büyümektedir. 1998’den 2008 yılına kadar dünya genelinde PV elektriği üreten sistemlerin kurulu kapasitesi Şekil 3’te görüldüğü gibi % 1530’luk bir büyüme göstermiştir. Dünya genelinde toplam PV elektriği kurulu kapasitesi 2008 yılı sonu itibari ile 14.730 MW’dır. Dünya genelinde çalışan

4.1. Dünyada PV Kapasitesindeki Gelişmeler Küresel ısınma ve çevreci baskılar sebebi ile, başta Avrupa Birliği ülkeleri olmak üzere dünya genelinde, yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı gittikçe artmaktadır. Bu artışta AB ülkelerinden özellikle, Almanya, İspanya, İngiltere, İtalya, Danimarka başı çekmektedirler. Şekil 5’te, 2000 ve 2011 yılında AB ülkelerinde kullanılan değişik tür enerjilerin miktarları ve toplam içindeki payları görülmektedir. 2000 yılında AB’de toplam elektrik kurulu gücünün değeri (büyük hidrolik santraller dahil) % 23 iken, 2011 yılında bu oran % 31’e çıkış olup, gelişim eğilimi artış yönündedir. Şekil 6, AB ülkelerinde 1995’ten 2011’e kadar yeni kurulan değişik kaynaklı enerji santrallerinin kapasiteleri ve kuruldukları yılki toplam kapasitedeki oranları görülmektedir.

Şekil 5. Avrupa Birliği ülkelerinde 2000 ve 2011 yıllarında kullanılan enerjinin miktarı ve toplam içindeki oranların değişimi.


139

enerjisi üretimi için kullanılacak makine ve teçhizatın yerli olması halinde güneş elektriğinin fiyatının % 20 daha fazla olması imkanı getirilmiştir. Yeni YEK Kanununun en orijinal kısımlarından biri bu olmuştur. Türkiye’de, PV panel üretimi için biri 12 MW, diğeri 13 MW üretim kapasitelerinde iki laminasyon (montaj) tesisi mevcuttur. Bu tesisler hazır PV hücrelerini alarak, bunları PV panel haline getirmektedirler. EİE tarafından yapılan Türkiye güneş enerjisi potansiyelini belirleme çalışmalarında, 1.650 kWh/m2’den yüksek ışınım alan bölgelerin belirlenmesi çalışmaları yapılmıştır. Yapılan hesaplara göre, uygun bölgelerin güneş elektriği üretiminde kullanılması durumunda, 440-495 GWp kurulu PV gücü ve yılda, 638-718 milyar kWh elektrik enerjisi üretilebileceği belirlenmiştir. Türkiye’de, kurulu elektrik güç sisteminin yaklaşık 42 GW ve yıllık üretiminde yaklaşık olarak 200 milyar kWh olduğu düşünülürse, Türkiye’nin ihtiyacının üç katı ekonomik güneş elektriği potansiyeli mevcuttur[3].

30 Aralık 2010 tarihinde yasalaşan yeni YEK-Yenilenebilir Enerji Kanunu çerçevesinde, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, 2013 yılı sonuna kadar Türkiye’de 600 MW’lık güneş PV elektriği sistemi kurulmasına karar vermiştir. Bu sistemlerin ne kapasitede ve nerelerde kurulacağı Bakanlık genelgesi ile yayınlanmıştır. Tablo 1’de, PV elektriği sistemlerinin kurulacağı iller ve bu iller için tahsis edilen kapasiteler görülmektedir. Türkiye için, 600 MW’lık PV elektriği sistemlerinin kurulumu, başlangıç için heyecan vericidir[7].

Şekil 6. AB ülkelerinde kullanılan değişik enerji kaynaklarının toplam içindeki payları ve paylarının değişimi.

Bu tablodan da görüldüğü gibi, PV elektriği kapasitesi yeni kurulan kapasitelerin yarısına yaklaşmış olup sürekli olarak artmaktadır. Şekil 7’de sadece 2011 yılında kurulan yenilenebilir elektrik enerjisi kapasite ve oranlarında görüldüğü gibi PV elektriğinin toplam kapasite içindeki payı % 47’ye çıkmıştır. 2011 yılında yeni kurulan yenilenebilir enerji kaynaklarının kapasiteleri dikkate alındığında, PV elektriği kapasitesinin toplam kapasitenin % 66’sını oluşturduğu Şekil 8’de görülmektedir. AB ülkeleri temiz enerji kaynaklarının kullanımında kararlılık göstermektedir.

Şekil 7. AB

ülkelerinde 2011

yılında yeni kurulan

elektrik santrallerinin

kaynağına göre

kapasiteleri ve

oranları.

Şekil 8. AB

ülkelerinde 2011

yılında kurulan

yenilenebilir kaynaklı

elektrik santrallerinin

kapasiteleri ve toplam

içindeki payları.

4.1. Türkiye’de PV kapasitesindeki gelişmeler Türkiye, güneş enerjisinin ısıl uygulamalardaki hızlı gelişim ve yaygın kullanımına tezat oluştururcasına, ısıl yollardan ve fotovoltaik yollardan güneş elektriğinin üretilmesi konusunda, çok yavaş bir gelişime sahiptir. 2005 yılında çıkarılan 5346 sayılı YEK-Yenilenebilir Enerji Kanunu, genel olarak, tüm yenilenebilir enerji kaynaklarını kapsar gibi görünmesine rağmen, içerik olarak sadece rüzgar enerjisinin önünü açmış bir kanundu. Bu kanunda 29/12/2011 tarihinde 6094 sayılı kanun ile eski kanun metni tüm yenilenebilir enerji kaynaklarının önünü açmak için yenilendi. Yeni kanun ile yenilenebilir kaynaklardan elde edilen elektrik enerjisine farklı tarifeler getirildi. Ayrıca yenilenebilir kaynaklardan elektrik

Tablo 1. Türkiye’de İllere Göre Tesis Edilmesi Kararlaştırılan PV Elektriği Toplam Kapasiteleri[7]

Şehi

rler

PV ka

pasit

eleri

(MW

)

Şehi

rler

PV ka

pasit

eleri

(MW

)

Şehi

rler

PV ka

pasit

eleri

(MW

)

Konya-1 46Niğde-Nevşehir-Aksaray

26 Şırnak 11

Konya-2 46 Kayseri 25 Adana-Osmaniye 9

Van-Ağrı 77 Malatya-Adıyaman 22 Muş 9

Antalya-1 29 Hakkari 21Siirt-Batman-Mardin

9

Antalya-2 29 Muğla-Aydın 20 Sivas 9

Karaman 38 Isparta-Afyon 18 Elazığ 8

Mersin 35 Denizli 18 Şanlıurfa-Diyarbakır 7

K.Maraş-Adıyaman

27 Bitlis 16 Erzurum 5

Burdur 26 Tunceli-Bingöl 11 Erzincan 3

5. İRDELEME VE SONUÇLAR

Türkiye’de güneş kolektörü üretimi açısından çok büyük bir üretim kapasitesi mevcuttur. Bu potansiyele karşılık olarak, bu sistemlerin kullanımı açısından da, çok büyük bir potansiyel mevcuttur. Yüksek üretim kapasitesine sahip olan sektör, son yıllarda bu kapasiteyi değerlendirememektedir. Sıkıntı yaşayan sanayiciler başka üretim alanlarına kaymakta veya üreticiliği bırakarak sadece ithalat ve pazarlama yapan firmalara dönüşmektedir. Türkiye’de güneş enerjisinden su ısıtma sektörü, son yıllarda gittikçe artan oranda Uzakdoğu (Çin) kaynaklı ithal ürünlerin baskısı altındadır. Çin devletinin ihracat konusunda sağladığı özel ve yüksek destekleri arkasına alan Çinli firmalar, ülkemizde her yıl % 50-% 100 gibi katlayan oranlarda satışlarını artırmaktadır.


140

Bu konuda devletimizin üst makamlarına gereken bilgiler verilmesine rağmen sektörün çok dağınık ve lobi gücünün olmamasından dolayı, yapılan girişimlerden önemsenecek herhangi bir sonuç alınamamıştır. Sektörde meydana gelen üretim kaybı, pazar küçülmesi, niteliksiz ürünlerin ülkeye girmesi gibi konuların önlenebilmesi için devlet kurumlarının konu ile ilgilenmeleri ve gereken tedbirlerin alınması gerekmektedir.

Türkiye güneş elektriği sistemlerinin kurulumu ve işletilmesi konusunda çok geç adım atmış olmakla birlikte, 2013 yılı sonuna kadar 600 MW’lık güneş elektriği sisteminin kurulması konusundaki başlangıç heyecan vericidir. Güneş pili konusunda, yerli üretimin olabilmesi için, 2013 yılından sonra, neler olabileceğinin ve kapasitelerinin ne olacağının şimdiden açıklanması gerekmektedir.

KAYNAKLAR

[1] Altuntop N. and Erdemir D.,“Türkiye de, güneş enerjisi sektörünün gelişimi ve bugünkü durumu”, Irenec-11 symposium proceedings, 2011 İstanbul.

[2] http//:www.epia.org[3] http//:www.eie.gov.tr [4] Türkiye Şişe ve Cam Sanayi A.Ş., 2011. [5] http://www.yole.fr/[6] http://www.gtz.de/en/weltweit/europa-kaukasus-zentralasien/

turkei/31009.htm [7] 6094 sayılı YEK kanun ve bu kanun çerçevesinde yayımlanan

28022 sayı ve 11 Ağustos 2011 tarihli Bakanlık tebliği, 2011, Ankara.

SUMMARY

Solar energy, has become an industry sector since the end of the 1970s in Turkey. Main development areas are thermal and solar electric areas. Manufacturing of the solar energy systems which are used to get thermal energy have generally increased, although it has changed over years. Positive developments are expected to be in this area in the near future due to the expansion of the production of electricity from the PVs by the YEK law which is enacted in 2005, change in the YEK law in 2010 and the new incentives for PV power generation. In this study, profound knowledge will be given about the manufacturing, using, importing and exporting thermal applications of solar energy systems.

Key Words: Solar Energy, Thermal Applications, PV Electricity, YEK Law


141

ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURUMUNCA YÜRÜTÜLEN KAMULAŞTIRMA ÇALIŞMALARI HAKKINDA GENEL BİR DEĞERLENDİRME

Neşe LEBLEBİCİEnerji Piyasası Düzenleme Kurumu

ÖZET

Bu bildiri; elektrik, doğal gaz ve petrol piyasasında faaliyet gösterecek özel hukuk tüzel kişileri tarafından kurulması planlanan enerji tesisleri için gerekli olan taşınmazların Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK) tarafından kamulaştırılması çalışmaları hakkında genel bir değerlendirme yapılması amacıyla hazırlanmıştır.

1. GİRİŞ

4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu elektrik piyasasında üretim ve/veya dağıtım faaliyetleri için, 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu ise bu kanunda öngörülen faaliyetlerin gerektirmesi halinde 2942 sayılı Kamulaştırma Kanunu hükümleri doğrultusunda EPDK’ca kamulaştırma yapılacağını ifade etmektedir. 5015 sayılı Petrol Piyasası Kanununda da, bu kanun kapsamındaki tesisler için gerekli arazi, arsa ve binalara ilişkin hak ve mülkiyet edinimlerinin öncelikle anlaşma yoluyla yapılmasının esas olduğu, rafineri, lisanslı depolama tesisi, iletim hatları ile Kurumca belirlenecek işleme tesislerine ait edinimlerin ise Kamulaştırma Kanununda belirtilen esaslar dahilinde kamulaştırma yoluyla da yapılabileceği hükmü bulunmaktadır.

EPDK’ca yürütülen kamulaştırma çalışmalarının değerlendirilmesi amaçlanarak hazırlanan bu bildiride; ilk olarak kamulaştırma kavramı irdelenmiş, mülkiyet hakkı ve kamu yararı ile ilişkisi vurgulanmıştır. Daha sonra, EPDK tarafından yönetilen süreç ve uygulamalar sonucunda ortaya çıkan durumlar ışığında kamulaştırma çalışmalarının kapsamı gözler önüne serilmiştir. Süreç yönetimi ve uygulama aksaklıkları açısından değerlendirilmesi hedeflenerek konunun acele kamulaştırma, taşınmaz değerleme ve dolayısıyla kamulaştırma gibi özellikli alanlarına değinilmeye çalışılmıştır.

2. ENERJİ PROJELERİ İÇİN TAŞINMAZ EDİNİMİNİN UYGULAMA ARAÇLARI

Her tür kalkınma projesinin gerçekleştirilmesinde olduğu gibi enerji projelerinde de ihtiyaç duyulan arazilerin elde edilmesi büyük önem taşımaktadır. Söz konusu tesislerin kurulacağı yerlerin sağlanması genelde devletçe benimsenmiş aktif bir taşınmaz yönetim politikası ile mümkündür. Ancak ülkemizde böyle bir düzenleme henüz tam anlamıyla yapılmadığı için, projeler için ihtiyaç duyulan taşınmaz edinilmesi gayretleri kendi içinde bir bütünlükle sürdürülememektedir[1].

Bu kapsamda; enerji projeleri için gerekli olan taşınmazların mülkiyet durumlarına göre değişiklik gösteren arazi temini işlemlerinin EPDK tarafından yürütülmesi gündeme gelmektedir.

Enerji projeleri için taşınmaz edinimi uygulama araçlarını; satın alma, kamulaştırma, irtifak hakkı tesisi, kiralama, devir, tahsis olarak sıralamak mümkündür. Buna göre; özel mülkiyete ait olan taşınmazların satın alınması veya kamulaştırılması, hazineye ait veya devletin hüküm ve tasarrufu altında bulunan taşınmazlarda irtifak hakkı tesis edilmesi veya kiralama yapılması, diğer kamu tüzel kişileri ve kurumlarına ait olan taşınmazların devri, orta malı nitelikli taşınmazların tahsis amacı değiştirilerek irtifak hakkı tesis edilmesi, ormanlık alanlarda irtifak hakkı tesisi işlemleri söz konusu olmaktadır.

3. ENERJİ PROJELERİ İÇİN BİR TAŞINMAZ EDİNİMİ ARACI OLARAK KAMULAŞTIRMA

İdarenin kamu yararı düşüncesiyle ve kamu gücüne dayanarak, karşılık parasını peşin vermek şartıyla bir taşınmazı zorla yani mal sahibinin rıza ve onayına bakılmaksızın edinmesi olarak tanımlanan kamulaştırma; Anayasa’nın 35’inci ve 46’ncı maddelerinde düzenlenen hükümler gereğince, mülkiyet hakkı üzerine kamu yararına bir sınırlama konulmasını gerektirmektedir. Bu özelliği nedeniyle, toplum düzeni üzerinde büyük bir etkiye sahip olan kamulaştırma işlemi, taşınmazların enerji projeleri amaçlı edinilmesinde en önemli araç olarak değerlendirilmektedir.

Kamulaştırma Kanununun 1’inci maddesinde, özel kanunlarına dayanılarak gerçek ve özel hukuk tüzel kişileri adına yapılacak kamulaştırmalarda da bu kanun hükümlerinin uygulanacağı belirtilmektedir. Kanun maddesinin bu hükmü, elektrik, doğal gaz ve petrol piyasalarını düzenleyen kanunlara dayanılarak lisans sahibi özel hukuk tüzel kişileri adına EPDK’ca yapılan kamulaştırmalarda uygulama imkanı bulmaktadır. Bu kapsamda, EPDK tarafından kamulaştırılan taşınmazın mülkiyetinin Hazineye, kullanma hakkının kamulaştırma bedelini ödeyen lisans sahibi tüzel kişiye ait olması esastır. Elektrik dağıtım lisansı sahibi özel hukuk tüzel kişileri adına yapılan kamulaştırmalarda ise, taşınmazların Türkiye Elektrik Dağıtım A.Ş. adına tescili söz konusu olup yeni dağıtım tesisleriyle ilgili yapılan kamulaştırmaların gerektirdiği kamulaştırma bedelleri ile diğer giderler tarifeler yoluyla geri alınmaktadır.

3.1. Mülkiyet Hakkı, Kamu Yararı ve Toplum Yararı KavramlarıMülkiyet, sahibine hukuk düzeni çerçevesinde sahip olduğu şey üzerinde dilediği gibi kullanma, yararlanma ve tasarrufta bulunma yetkisi veren bir ayni haktır. Şu halde mülkiyet, eşya üzerinde hukuk düzeninin çizdiği sınırlar içinde kalmak kaydıyla kişiye en geniş yetkileri sağlamaktadır. Kamulaştırma ise, mülkiyet konusu şeyin elde bulundurma yetkisine son veren bir uygulamadır. Malikin mülkiyet hakkına kamu yararı amacıyla ve çeşitli sebeplerle kamulaştırma yapmak suretiyle son verilebilir. Kamulaştırma, mülkiyet hakkına getirilmiş bir kanuni sınırdır. Kamulaştırma mülkiyet hakkının özüne dokunmakta ve tamamen ortadan kaldırıcı


142

bir nitelik taşımaktadır. Kamulaştırma ile her ne kadar taşınmaz üzerindeki mülkiyet hakkı ortadan kalksa da hak bakımından taşınmaz malikinin bir kaybı olmamaktadır. Çünkü taşınmazın bedeli kendisine peşin ödenmek durumundadır[3].

Kamu yararı ise başlıca iki anlamı ile değerlendirilir. Bunlardan birincisi, kamu yararının hukuki, teknik ve dar anlamıdır. Diğeri ise, bu kavrama verilen geniş, siyasal ve ideolojik anlamdır. Hukuki, teknik ve dar anlamda kamu yararı; mülkiyet hakkının sınırlarının belirtilmesinde ve bu hakkın özüne yapılacak müdahalelerde bir ölçü olarak kullanılır. Siyasal, ideolojik ve geniş anlamda kamu yararı ise, yönetim hukuku çerçevesini aşmakta ve anayasaların dayandığı siyasal ve toplumsal ilkelerle ilgili bir içerik kazanarak bizi toplum yararı kavramına götürmektedir. Toplum yararı ise en geniş anlamda toplumun varlığını sürdürebilmesine ilişkin çıkarların tümüdür. Yani ülkede yaşayan tüm insanların ortak çıkarını anlatır[4]. Malın asıl sahibi olan özel kişinin iradesine bakılmaksızın gerçekleşen bir zor alım hareketi olan kamulaştırma söz konusu olduğunda kamu yararı ile özel çıkar karşı karşıya gelmekte ve kamu yararına üstünlük tanınmaktadır. Şöyle ki, kamu yararının gerçekleştirilmesi için özel çıkar feda edilmekte, belli bir taşınmaz üzerinde özel mülkiyet kaldırılarak, daha sonra kamu yararı amacına tahsis edilmek üzere, o taşınmaz yönetim malları arasına sokulmaktadır[5].

3.2. EPDK’ca Yönetilen Kamulaştırma Süreci Enerji tesisleri için gerekli olan ve her geçen yıl artan sayıda taşınmazın, EPDK tarafından mülkiyetlerinin kısmen veya tamamen kamulaştırılarak veya belirli bir derinliği veya yüksekliği üzerinde kamulaştırma yoluyla irtifak hakkı kurularak elde edilmesi söz konusu olmaktadır. Taşınmazların tapuda kayıtlı olup olmaması durumuna göre değişen işlem aşamaları, acele kamulaştırma veya satın alma usulünün tercih edilmesi durumlarına göre de çeşitlenmektedir. Söz konusu sürecin EPDK tarafından yönetilmesinde, lisans sahibi özel hukuk tüzel kişileri ile koordinasyon içerisinde bulunulması amaçlanmaktadır. Bu kapsamda; kıymet takdir ve uzlaşma komisyonlarının kurulması, lüzum kararı ve/veya kamulaştırma kararlarının alınması, avukatlara vekalet verilmesi, bilgilendirme ve uzlaşma toplantılarının yapılması vb. aşamalar EPDK tarafından gerçekleştirilirken, kamulaştırma planlarının ve zilyetlik tutanaklarının hazırlanması, kıymet takdir raporlarının düzenlenmesi, davaların açılması ve sonlandırılması vb. aşamalar ise lisans sahibi tüzel kişiler tarafından yürütülmektedir. Adres araştırması yapılması, tebligatların hazırlanması, tebligat ve dava sürecinin takibi ve kontrolü gibi konularda ise ortak çalışmalar yürütülmektedir.

Elektrik Piyasası Kanunu ile Petrol Piyasası Kanununda “kamulaştırma kararları kamu yararı kararı yerine geçer” ifadesi yer almakta iken Doğal Gaz Piyasası Kanununda “lüzum kararı kamu yararı kararı yerine geçer” hükmü bulunduğundan, eğer doğal gaz piyasası faaliyeti için gerekli olan taşınmazlar söz konusu ise, lisansın alınmasını takiben özel hukuk tüzel kişisi tarafından EPDK’ya başvuruda bulunulması halinde öncelikle kamu yararı kararı yerine geçen lüzum kararı alınmaktadır. Lüzum kararları ve kamulaştırma kararları EPDK’nın temsil ve karar organı olan kurul tarafından alınmakta, takip eden işlemler Kamulaştırma Dairesi Başkanlığı tarafından yürütülmektedir.

30/09/2004 tarihli ve 25559 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Bakanlar Kurulu Kararı doğrultusunda, EPDK’ca yapılacak kamulaştırmalarda Kamulaştırma Kanununun 27’nci maddesi

hükümleri doğrultusunda acele kamulaştırma uygulanması mümkün olmaktadır. Tesislerin kurulabilmesi için gerekli olan arazinin kullanımına yasal olarak imkan sağlaması ve inşaata başlama zamanını kısaltması gibi nedenlerle lisans sahibi tüzel kişilerce tercih edilen acele kamulaştırma usulü, bu nedenle EPDK kamulaştırma çalışmaları kapsamında yaygın olarak uygulanmaktadır. Öte yandan; ülkemiz elektrik dağıtım şebekesinin özelleştirilmesi ile oluşturulan 21 bölgede kurulan lisanslı özel hukuk tüzel kişilerinin elektrik dağıtım faaliyetleri için gerekli olan taşınmazların da EPDK tarafından kamulaştırılması söz konusu olmaktadır. Dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerce yeni dağıtım tesisleriyle ilgili yapılan kamulaştırmaların gerektirdiği kamulaştırma bedelleri ile diğer giderlerin tarifeler yoluyla geri alınacak olması, çok gerekli olan haller dışında acele kamulaştırma uygulanması yoluna gidilmesinin tercih edilmemesine neden olmaktadır[6].

Kamulaştırma işleminin en önemli unsurlarından birisi olan değerleme, taşınmazlara objektif ve bilimsel olarak değer verilmesini gerektirmektedir. Taşınmazı kamulaştırılan hak sahipleri açısından olduğu kadar kamulaştırma sürecini yöneten idareler açısından da önem taşıyan taşınmaz değerlemenin, taşınmazların değerinin güvenli ve adil olarak belirlenmesi esasına dayanarak, uzmanlık ve değerleme yöntemleri yönünden standartlaştırılarak gerçekleştirilmesi gerektiği düşünülmektedir[7]. Bu amaçla; EPDK tarafından geliştirilen bir örnek şekillerde taşınmaz değerleme usul ve esasları belirlenmiş olup, değerleme raporlarının bu örneklere göre hazırlanması talep edilmektedir. Acele kamulaştırma uygulamasında; el koyma kararları ile inşaata başlanılıp arazi yapısı değiştirilmeden önce arazi değerini etkileyen unsurların tespiti, asliye hukuk mahkemelerinin görevlendireceği bilirkişi kurulu tarafından belirlenen bedellerin karşılaştırılabilmesi ve bedeller arasında çok fark bulunması halinde Kamulaştırma Kanununun 10’uncu maddesine göre ileride açılacak davalarda savunmaya esas olarak kullanılabilmesi açısından önem taşıyan değerleme raporlarının lisans sahibi tüzel kişiler tarafından ilgili uzman kişi, kurum ya da kuruluşlardan temin edilmesi gündeme gelebilmektedir.

Satın alma usulü ile kamulaştırmada izlenen yol, kamulaştırma bedellerinin belirlenmesine özel önem kazandırmakta ve mahkeme-ye gitmeden taşınmaz malikleri ile bedel üzerinde uzlaşma olasılığını artırmaktadır. Bu amaçla, bilimsel esaslara uygun olarak ve konuyla ilgili uzman kişilerce hazırlanan kıymet takdir raporları EPDK tarafından kontrol edilmekte ve taşınmazları kamulaştırılan kişilerin zarara uğratılmamaları esasına dayanarak, adil bedel üzerinden değerlendirme yapılmasına özen gösterilmektedir. Ancak; kamulaştırma yoluyla irtifak hakkı kurulan alanların kamulaştırma bedellerinin genellikle çok düşük olması nedeniyle, uzlaşma sağlanamadığı, uzlaşma sağlandığı halde tapuda ferağ verilmediği veya maliklere ulaşılamadığı için dava açıldığı hallerde kamulaştırma bedellerinden fazla mahkeme masraflarının ortaya çıkması söz konusu olmaktadır. Ayrıca; güzergah boyunca devam eden, enerji nakil hattı, iletim kanalı, doğal gaz dağıtım hattı, petrol iletim hattı vb. gibi tesisler için gerekli olan taşınmazların kullanım biçimlerine dolayısıyla değerlerine etkileri, tüm güzergah dikkate alındığında kamulaştırma değerlerindeki değişkenlik, tapu ve nüfus kayıtları ile adres araştırması açısından genellikle birden çok yerleşimi kapsayan veri tabanlarına ihtiyaç duyulması vb. gibi hususlar kamulaştırma işlemleri açısından özellik göstermektedir[6]. EPDK tarafından yürütülen kamulaştırma çalışmaları kapsamında 2011 yılı içerisinde; elektrik piyasasında faaliyet göstermek üzere


143

kurulması planlanan 170 adet HES, 10 adet RES, 6 adet termik, 2 adet biyogaz, 2 adet jeotermal elektrik üretim tesisi olmak üzere toplam 190 adet elektrik üretim tesisinin ve özelleştirme kapsamında işletme hakkı özel hukuk tüzel kişilerine devredilen elektrik dağıtım tesisleri ile ilgili olarak 8 adet dağıtım bölgesinin kamulaştırma ile ilgili işlemleri yürütülmüştür. 190 adet elektrik üretim tesisi için toplam 24.568 adet taşınmazın 66.160.459,90 m2’lik yüzölçümünün kamulaştırılması amacıyla 195 adet kamulaştırma kararı ve elektrik dağıtım tesisleri ile ilgili olarak 1547 adet taşınmazın 1.277.336,02 m2 yüzölçümlü alanı için 44 adet kamulaştırma kararı alınmıştır.

Doğal gaz piyasasında faaliyet göstermek üzere kurulması planlanan 14 adet dağıtım tesisi için, toplam 98 adet taşınmazın 37.464,98 m2 lik yüzölçümünün kamulaştırılması amacıyla 15 adet kamulaştırma kararı alınmıştır. Petrol piyasası faaliyetleri kapsamında ise, 1 adet petrol rafineri, 3 adet petrol depolama tesisi ve 1 adet iletim tesisi olmak üzere toplam 5 adet tesise ilişkin arazi temini işlemleri devam etmektedir. Özetle; EPDK tarafından 2011 yılı içerisinde 26.213 adet taşınmazda işlem yapılmış olup 67.475.260,90 m2 yüzölçümlü alan kamulaştırılmıştır. Diğer arazi temini işlemleri de değerlendirildiğinde toplam olarak; 30127 adet taşınmaz ve 82.167.623,39 m2 yüzölçümlü alan üzerinde kamulaştırma, irtifak hakkı tesisi, kiralama vb. taşınmaz temini işlemlerinin yürütülmesine yönelik olarak 571 adet kurul kararı alınmış olup işlemleri devam etmektedir[8].

3.3. Kamulaştırma İle Ortaya Çıkan SorunlarKamulaştırma ile ortaya çıkan sorunların en önemli kaynağı, taşınmaz sahiplerine kamulaştırılan taşınmazları için ödenecek bedellerdir. Kamulaştırma amaçlı taşınmaz değerlemenin, işlemi yapacak olan EPDK’yı idari yönden ve kamulaştırma bedellerini ödeyecek olan lisans sahibi tüzel kişilerini mali yönden zora sokmayacak şekilde uygun olması, işlemin nihai amacı olan kamu yararının etkin bir biçimde sağlanabilmesi açısından hayati bir önem taşımaktadır. Kamulaştırma bedelinin tespitindeki adalet, bu toplumsal gereklilikler arasında bir denge kurulması halinde sağlanabilecektir. Bu dengenin sağlanamaması, toplum kaynaklarının kötüye kullanımının yol açacağı refah seviyesi düşüşünden, toplumun devlete ve adalete olan güveninin sarsılması ve çeşitli sosyal sorunların yaşanmasına kadar gidebilecek büyük bunalımların sorumlusu olabilecektir[4].

Kamulaştırma süreci içerisinde adli ve idari yargı mekanizmalarının işleyişinde yaşanan gecikmeler nedeniyle, kamulaştırma ile amaçlanan yararın edinilmesinin gecikmesi ve hatta ortadan kalkması söz konusu olabilmekte, bilirkişi kurullarının bazen objektif nitelik taşımayabilen değerlemeleri nedeniyle de taşınmazı kamulaştırılan kişiler maddi ve manevi zararlar görebilmektedirler[4].

Acele kamulaştırma; olağanüstü durumlarda veya zorunlu hallerde uygulanan bir kamulaştırma şekli olup, ancak kanunda sınırlı olarak sayılan hallerde uygulanabilir bir yöntemdir. Kamulaştırma işleminin tamamlanmasının beklenmesinde sorunlar yaşanabileceği hallerin varlığı halinde sınırlı durumlar için uygulama olanağı bulmakta, kıymet takdiri dışındaki işlemler sonradan tamamlanmaktadır. Acele kamulaştırma uygulamasında karşılaşılan sorun, dava açma sürecinin ne zaman başlayacağı hususudur. Ayrıca el koyma kararından sonra süre belirtmeksizin idareye satın alma usulünü uygulaması yolunu getirmektedir ki bu da mülkiyet hakkının mahiyetiyle bağdaşmamaktadır[9]. Kamulaştırma Kanununun istisnai olarak öngördüğü bir usul olan

acele kamulaştırma yönteminin[10], EPDK tarafından yaygın olarak kullanılması nedeniyle genel bir uygulama haline geldiği ve bu durumun acele kamulaştırma kavramında farklılaşmaya neden olduğu düşünülmektedir. Bunun sonucu olarak oluşan aksaklıkların giderilmesi ve belirsizliklerin çözüme kavuşturulması amacıyla Kamulaştırma Kanununun 27’nci maddesinde düzenleme yapılmasının uygun olabileceği öngörülmektedir. Ayrıca, idarece öncelikle satın alma usulünün uygulanması, uzlaşma sağlanamadığı durumlarda acele kamulaştırma yoluna gidilmesinin daha etkin bir süreç yönetimi sağlayacağı düşünülmektedir.

Özellikle elektrik dağıtım tesislerinin yapımı sırasında ortaya çıkan kamulaştırmasız el atma veya dolayısıyla kamulaştırma; kamulaştırma işlemi yapılmaksızın ve bir yasa hükmüne dayanılmadan idarenin taşınmaz üzerinde fiilen tasarrufa başlaması ve asıl mal sahibinin kullanma hakkına engel olması veya bu hakkı ortadan kaldırmış bulunması olarak tanımlanmaktadır[11][12]. Kamulaştırma Kanununun geçici 6’ncı maddesi ile; 09/10/1956 tarihi ile 04/11/1983 tarihi arasında kamulaştırmasız el atma sebebiyle malik tarafından ilgili idareye tazminat talebiyle müracaat edilmesi halinde 6 ay içerisinde uzlaşma görüşmelerinin yapılması hükme bağlanmış iken bu kez 6111 sayılı Bazı Alacakların Yeniden Yapılandırılması ile Sosyal Sigortalar ve Genel Sağlık Sigortası Kanunu ve Diğer Bazı Kanun ve Kanun Hükmünde Kararnamelerde Değişiklik Yapılması Hakkında Kanunun geçici 2’inci maddesinde yapılan düzenleme ile; süre daha da genişletilerek 09/10/1956 tarihinden itibaren 25/02/2026 tarihine kadar kamulaştırmasız el koyma işlemleri için de söz konusu uygulamanın yürütülmesi gerekli hale gelmiştir. Elektrik dağıtım tesisleri için söz konusu uygulamanın nasıl ve kimin tarafından yürütüleceğine ilişkin hususların halen tartışılıyor olması konuyu sorun haline getirmektedir[6].

Kamulaştırma işleminin uygulanması sonucunda karşılaşılan sorunlar içerisinde; taşınmazı kamulaştırılan kişilerin çeşitli ekonomik, psikolojik ve sosyal kaygılar sonucunda duyabilecekleri tepkiler ile ortaya çıkacak sorunlar da yer almaktadır[4].

4. SONUÇ

Kamu tüzel kişiliği olan, idari ve mali özerkliğe sahip, düzenleyici ve denetleyici bir kurum olarak EPDK, enerji tesisleri için gerekli olan taşınmazların kamulaştırılması yetkisine sahiptir ve ülke genelinde her geçen yıl artan sayıda taşınmazın kamulaştırılmasını gerçekleştirmektedir. Özel hukuk tüzel kişileri lehine kamulaştırmalarda kamu yararının ne ölçüde söz konusu olduğu tartışmalarının yanı sıra, oldukça uzun ve karmaşık bir yapıya sahip olan kamulaştırma sürecinde pek çok önemli sorunun ortaya çıkması da söz konusu olmaktadır. Kamulaştırma sürecinde; sürecin planlanması, etkin bir yönetimi, etkili bir koordinasyon, uzman personel ve teknik altyapı temini ve gerekli yasal düzenlemelerin yapılması öncelikli hedefler olarak alınmalıdır.

KAYNAKLAR

[1] Yıldız,N., “Kamulaştırma Tekniği” TMMOB Harita ve Kadastro Mühendisleri Odası, s. 22, 2000.

[2] Leblebici,N., “Enerji Tesisleri İçin Arazi Temini; Kamulaştırma, İrtifak Hakkı Tesisi, Kiralama, Devir, Tahsis”, Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi Türkiye 11. Enerji Kongresi, İzmir, 2009.

[3] Böke,V., “Kamulaştırma Kanunu ve Kamulaştırma Bedelinin Tespiti Davaları”, Seçkin Yayınları, s.23-27, Ankara, 2004.


144

[4] Köycü,H.K., “Türkiye’de Kentsel Toprak Politikalarının Uygulama Aracı Olarak Kamulaştırma” Yüksek Lisans Tezi, A.Ü. Sosyal Bilimler Enstitüsü, Ankara, 2006.

[5] Günday, M., “ İdare Hukuku”, İmge Kitabevi, s. 223, Ankara, 2002.

[6] Leblebici,N., “Elektrik Dağıtım Tesisleri İçin Gerekli Olan Taşınmazların Kamulaştırılması”, 17. Ululuslararası Enerji ve Çevre Fuarı ve Konferansı, İstanbul, 2011.

[7] Açlar,A. Demir, H. Çağdaş,V., “Taşınmaz Değerleme Uzmanlığı ve Jeodezi Fotogrametri (Harita) Mühendisliği”, HKM Jeodezi, Jeoinformatik ve Arazi Yönetimi Dergisi, 2002/1.

[8] Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu, Kamulaştırma Dairesi Başkanlığı, 2011 Yılı Faaliyet Raporu, Ankara, 2011.

[9] Kırmacı,K., “Türk İdari Yargısında Kamulaştırma-Yasal Düzenlemeler ve İdari Yargı Uygulamaları-”, Kamulaştırma Konferansı, Danıştay Başkanlığı, Ankara, 2011.

[10] Böke,V., “Kamulaştırma Kanunu ve Kamulaştırma Bedelinin Tespiti Davaları”, Seçkin Yayınları, s.640, Ankara, 2004.

[11] Arcak,A., “Kamulaştırmasız El Koyma ve Yeni Hükümler” Seçkin Kitabevi, s.23, Ankara, 1987.

[12] Ayhan, F., “Kamulaştırma Kanunun Geçici 6. Maddesi ve Türk Hukukunda Dolayısıyla Kamulaştırma Uygulaması Üzerine Bir Deneme”, İÜHFM C. LXIX, S.1 - 2, s. 1125-1148, 2011.

SUMMARY

This notice has been prepared in order to make a general assesment on expropriation issues carried out by the Energy Market Regulatory Authority(EMRA). For this purpose; firstly consept of expropriation has been explicated and relationship between the right of the ownership and public interest has been emphasized. And then, scope of expropriation issues have been brought out based on what is emerging as a result of process and practices managed by EMRA. In order to discuss the issue in terms of process management and application failures, specific topics such as indirect expropriation, rapid expropriation and land valuation have been mentioned.

Expropriation is performed on the basis of the procedures established in the Expropriation Law No: 2942. As it mentioned in the Expropriation Law No: 2942, Article 1, expropriation on behalf of real and private law legal persons is also carried out acording to this law. This rule has been found an opportunity to apply in EMRA’s expropriation applications based on Electricity Law No: 4628, Natural Gas Market Law No: 4646 and Petroleum Market Law No: 5015.

The ownership of the expropriated immovable shall belong to the Treasury. Usage right of the immovable registered on the Treasury shall be established for the license holding corporate bodies who paid the expropriation cost by the Ministry of Finance for free of charge. The validity period of the usage right shall be limited with the validity period of the license. Also; the expropriation demands of the license holding corporate bodies performing distribution activities in the electricity market shall be evaluated by the EMRA and if found appropriate expropriation is performed on the basis of the procedures established in the Expropriation Law No: 2942. The ownership of the expropriated immovable shall belong to the Turkish Electricity Distribution Corporation. The expropriation costs made by the distribution licensees for new distribution facilities and other costs shall be refunded through tariffs.

As an independent, administratively and financially autonomous, regulatory and supervisory public institution EMRA has the

authority of expropriation of the immovables owned by real and private law legal persons required for the purposes of establishing energy facilities and for public interest. Anywhere in the Country an increasing number of immovables are expropriated by EMRA each year. Due to the relatively long and have a comlex structure, there are many emerging problems during the expropriation process. In this process; planning, efficient administration, supply of qualified personell and technical infrastructure and also legislation should be taken as priority targets.


145

YÜK-FREKANS KONTROLÜ ve TÜRKİYE ELEKTRİK SİSTEMİ UYGULAMALARI, GENEL DEĞERLENDİRMELER

Oğuz YILMAZTÜBİTAK

ÖZET

Bu bildiride, Türkiye elektrik sistemindeki arz kalitesinin artırılması amacıyla üretim ve tüketim tesislerince sağlanması gereken ve sistem operatörü Türkiye Elektrik İletim A.Ş.’nin (TEİAŞ) resmi yönetmeliklerinde tanımlanan yan hizmetlerden Primer, Sekonder ve Tersiyer Frekans Kontrolü hizmetleri ya da genel adıyla Yük-Frekans Kontrolü hakkında temel bilgiler verilecek, mevcut uygulamalar değerlendirilecektir. Ayrıca bu hizmetlerin üretim tesislerince gerçekleştirilmesi aşamasında, gerek tasarım gerekse işletme anlamında dikkat edilmesi gereken temel prensipler ortaya koyulacak ve sağlanacak hizmetlerin teknik kriterlere uygunluğunu belirlemek üzere gerçekleştirilecek performans testlerinde dikkat edilmesi gereken hususlar ortaya koyulacaktır. Temel amaç, elektrik piyasasında üretim faaliyeti gösteren üretim şirketlerini ve bu şirketlere ait tesislerin gerçekleştirdikleri hizmetleri uygunluğu açısından denetlemekle yükümlü olan TEİAŞ çalışanlarını bilgilendirmek ve tavsiyeler sunmaktır.

1. GİRİŞ

Türkiye Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliğinde tanımlanan primer frekans kontrolü ve sekonder frekans kontrolü yan hizmetleri güç sistemleri işletmesinde uygulanan başlıca kontrol mekanizmalarından yük-frekans kontrolü özelinde değerlendirilebilir.

2. YÜK-FREKANS KONTROLÜ

Yük-frekans kontrolü güç sistemleri işletmesi ve kontrolünde en temel konulardan biri olarak ifade edilebilir.

Kısaca belirtmek gerekirse, yük-frekans kontrolü, üretim tesislerinin temel proses zaman sabitleri dikkate alınarak, fiziksel olarak gerçekleştirilebilir zaman kısıtları içerisinde üretim-tüketim dengesinin gerçek zamanlı ve sürekli olarak sağlanmasıdır[1]. Bu sebeple, tüm süreç Şekil 1’de belirtildiği gibi, zaman ekseninde gerçekleştirilme sırasına göre Primer Kontrol, Sekonder Kontrol ve Tersiyer Kontrol¹ olmak üzere başlıca üç kontrol mekanizmasına ayrılabilir.

2.1. Primer Frekans KontrolüOluşan üretim-tüketim dengesizliğinin öncelikle dönen makinelerin kinetik enerjisine yansıması sonucu oluşan hız ya da daha genel ifade ile frekans sapmasına, üretim tesislerinin saniyeler mertebesinde verdiği oransal tepki “Primer Kontrol” olarak tanımlanmaktadır.

Üniteler bazında lokal olarak gerçekleşen primer kontrol işleminde başlıca amaç, üretim-tüketim dengesinin saniyeler mertebesinde, ancak oransal bir kontrol olması sebebiyle de, farklı bir frekans seviyesinde tekrardan sağlanmasıdır.

Şekil 1. Yük-frekans kontrolü mekanizmaları.

1) Üretim=Tüketim

2)-3)Üretim<Tüketim

4) Üretim=Tüketim

Primer Tepki sonucu üretim-tüketim dengesinin sağlanması ve frekans düşüşünün durdurulması

Kaynak: ENTSO-E Operation Handbook

Şekil 2’de üretim aleyhine gerçekleşen ani bir üretim-tüketim dengesizliğinin, ünitelerin verdiği primer tepki ve oransal üretim artışı ile giderilmesi ve yeni dengenin farklı bir frekans seviyesinde (quasi-steady state) tekrardan sağlanması gösterilmektedir.

Belirtilen bu durum, temelde benzer matematiksel denklemlerle ifade edilebilmesi sebebiyle, analoji yapılarak, Şekil 3’te belirtilen süreç doğrultusunda havuzdaki seviye değişimine benzetilebilir.

Şekil 2. Primer tepki sonucu frekans sapması.

¹ Mevcut durumda, Şebeke Yönetmeliği’nde, Dengeleme Güç Piyasası kapsamında sağlanan yan hizmet olarak tanımlanmaktadır. Yan Hizmetler Yönetmeliği’nde yer almamaktadır.


146

2.1.1. Primer Frekans Kontrolü-Temel Uygulama PrensipleriPratik anlamda türbin hız regülâtörleri bir ünitenin ya da santralin tamamının primer frekans kontrolüne katılım performansındaki en temel kontrol elemanlarından biri olarak değerlendirilebilirler. Ancak bu performans üzerinde etkisi olan ve Şekil 4’te temel anlamda sadece tek bir ünite için en basit şekliyle gösterilen başka süreçler olduğu/olması gerektiği de (hız regülâtörü ya da çıkış gücü değişimleri ile direkt etkileşimi olan diğer ünite ve santral kontrol döngüleri) unutulmamalıdır[1].

Temel anlamda katılım performans kriterleri “denge durumu karakteristikleri” ve “dinamik karakteristikler”in sağlaması gereken kriterler olarak ikiye ayrılabilir.

Denge durumu performans kriterleri genellikle (biraz da eksik olarak) ya ünite hız regülâtörünün hız düşümü (“speed droop”) parametresi ve tesis bazında sağlanması gereken primer rezerv miktarı ile ya da, daha doğru olarak, üretim tesisi bazında sağlanması beklenen rezerv ve MW/Hz değişim davranışı ile belirlenirken; dinamik performans kriterleri ise yine ünite hız regülâtörü PID parametreleri ile ayarlanan, basamak frekans değişimine verilen çıkış gücü tepkisinin maksimum dengeye gelme süresi ile belirlenmektedir.

Ayrıca Şebeke Yönetmeliği Madde 126/6’da “Ünitelerin hız eğim ve ölü bant değerleri, ayarlanabilir yapıda olmalıdır. Ünitenin hız eğimi, primer frekans kontrol performans testleri ile belirlenen azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesini sağlayacak şekilde ayarlanmalıdır. Ünitenin sağlayacağı primer frekans kontrol rezerv miktarı, yük alma ve yük atma yönünde sınırlayıcı veya benzeri bir fonksiyonla sağlanmalıdır. Ünitelerin hız kontrol sisteminin ölü bandı istendiğinde 0 (sıfır) olarak ayarlanabilmelidir. Sistemin ihtiyacına göre hız eğim ve ölü bant değerlerinin TEİAŞ tarafından farklı bir değerde olması istenmesi halinde, bu değerler TEİAŞ tarafından belirlenen şekilde ayarlanmalıdır.” ifadeleri yer almaktadır. Madde 126/10’da ise “Primer frekans kontrol hizmeti sunan ünitelerin sistemdeki frekans sapmalarına göre aktif güç çıkışı aşağıdaki grafikte (Şekil 5) modellendiği gibi olmalıdır” gibi farklı algılamalar oluşturacak ifadeler bulunmaktadır.

Şekil 3. Frekans kontrolü-seviye kontrolü analojisi.

2.1.2. Primer Frekans Kontrolü-Mevcut Uygulamaların DeğerlendirilmesiTEİAŞ’ın Şebeke Yönetmeliği’ndeki beklentileri ve mevcut uygulamaları değerlendirildiğinde ise farklı algılamalar ortaya çıkmaktadır.

Öncelikle TEİAŞ’ın tüm primer rezerv beklentileri ünite bazında değil, üretim şirketinin portföyü bazında belirlenen toplam primer rezerv değerinin, çoğu zaman birden fazla üniteli, ilgili Uzlaştırmaya Esas Veriş Çekiş Birimleri tarafından sağlanmasına dayanmaktadır[2].

Şekil 4. Ünite güç kontrolü ve temel hız/yük kontrolü.

Madde 126/10 ve Şekil 5 dikkatli bir şekilde irdelendiğinde; öncelikle Piyasa Yönetim Sistemi’ne yapılan bildirimler doğrultusunda Uzlaştırmaya Esas Veriş Çekiş Birimi (UEVÇB) (ünite/blok/santral) bazında oluşan rezerv ve tepki yükümlülüklerinin, ünite bazına indirgendiğinde, ilgili ünitenin o gün için sağlamakla yükümlü olduğu primer rezervin tamamını ancak 200 mHz büyüklüğünde bir frekans sapmasında açığa çıkarmasının ve 200 mHz’den daha büyük frekans değişimlerine ise tepki vermemesinin beklenmekte olduğu anlaşılmaktadır.

Tüm bu ifadeler göz önüne alındığında, Madde 126/6 doğrultusunda hız düşüm değeri azami primer frekans kontrol rezerv kapasitesini sağlayacak şekilde % 4 olarak ayarlanan bir ünite, (200 mHz frekans sapması için maksimum % 10 primer rezerv sağlayabilecek bir ünite için hız düşümü değeri % 4 olarak ayarlanmalıdır) dâhil olduğu birbirine benzer iki üniteden oluşan UEVÇB’nin bildirimde bulunduğu % 2’lik primer rezerv miktarının yarısını (UEVÇB’nin % 1’i, ünitenin % 2’si) Madde 126/10 doğrultusunda ancak 200 mHz’lik bir frekans sapması doğrultusunda açığa çıkarmalıdır.

Bu durum ise bir çelişki olarak ya ünitenin hız düşüm değerinin % 4’ten % 20’ye ayarlanmasını (ki pratik anlamda hız regülâtörünün hız düşüm değeri böyle bir değere aşırı hız koruma kısıtları sebebiyle ayarlanamaz) ya da ünite için geçerli olan güç kontrolcüsünün “Kpr” (Bkz. Şekil 4) değerinin ünitenin % 4 olan hız düşümü gereğince vereceği tepkiyi (% 10/200 mHz) elimine etmek için, tamamıyla standart dışı bir uygulama olarak, % 10/Hz değerine çekilmesini gerektirmektedir.

Şebeke Yönetmeliği Madde 126/10’da belirtilen Şekil 5 incelen-diğinde ortaya çıkan diğer bir durum ise, ister artış isterse de yükseliş

Şekil 5. Şebeke Yönetmeliği madde 126/10 beklentileri.


147

yönünde 200 mHz değerinden daha büyük bir frekans sapmasında herhangi bir primer tepki verilmemesinin istendiği şeklindedir. Bu durum ise kontrol sisteminde gerekli değerlendirmeler yapılmadığı takdirde hem büyük üretim-tüketim dengesizliklerinde hem de ilgili üretim tesisinin bağlı olduğu sistemin izole bir ada konumunda düşmesinde çok ciddi sıkıntılar yaratacaktır.

Belirtilen durumları ve bu durumlar sonucu oluşacak primer tepkileri örnekle açıklamak için bir MATLAB Simulink simülasyon modeli oluşturulmuştur.

Modellenen üretim tesisindeki ünite, önceki açıklamalar ve şebeke yönetmeliğindeki ifadeler doğrultusunda hız regülâtörü hız düşümü değeri %4 olarak ayarlanmıştır. Ancak bağlı olduğu Uzlaştırmaya Esas Veriş Çekiş Birimi’nin (iki üniteli santral) % 2 oranında primer rezerv yükümlülüğü olması sebebiyle, yine daha önce açıklanan şebeke yönetmeliğindeki ifadeler sebebiyle, % 2’lik rezervin frekans değişimine göre lineer ve tamamının ancak 200 mHz frekans sapmasında açığa çıkarması beklentisiyle, santral güç kontrolcüsü Kpr değeri bu beklentiyi karşılayacak şekilde ayarlanmıştır. Bu durumda % 85 yük seviyesinde çalışan ünitenin, öncelikle herhangi bir limitleme olmadan, daha sonra da belirtilen uygulama gerçekleştirilerek, 100 ve 200 mHz’lik basamak frekans değişimlerine verdiği tepkiler Şekil 6 ve Şekil 7’deki gibi olmaktadır.

Grafiklerde görülen, yönetmelikte ifade edilen beklentileri denge durumu için karşılayan tepkiler, dinamik tepki değerlendirmeleri açısından farklı yorumlara sebep olabilir.

Normalde asıl olan, frekans sapmalarında, çalışma noktasından ulaşılabilir maksimum ya da minimum güç noktasına kadar tüm rezervin, o üretim tesisindeki ünitelerin hız düşümü değerleri doğrultusunda serbest bir şekilde sisteme sunulması olmalıdır. Şekil 5’te belirtilen durum, bir üretim tesisi ya da ünite için değil, Avrupa Elektrik Sistemi’ne bağlı Türkiye’nin ülke olarak sunmakla yükümlü olduğu toplam primer rezervin açığa çıkarılması için bir kıstas olarak değerlendirilmelidir[3].

Seyrek gerçekleşen ancak çok önemli sonuçlar doğuracak büyük üretim-tüketim dengesizlikleri veya hat açmaları sonucu ülke ya da bölgesel olarak izole adaya kalınması gibi sebeplerle yüksek frekans sapmaları oluşabilir. Böyle durumlarda, üretim tesislerinin yükümlülüklerinin de ötesinde tüm rezerv güçleri ile tepki vermesi bazı tesis işletmecilerince (özellikle bünyesinde gaz türbini, buhar türbini ya da her ikisini barındıran santraller) olumsuz olarak değerlendirilebilir.

Bu durumlarda ünite ve santral hız/güç kontrol sistemleri içerisinde uygulanacak çeşitli kontrol algoritmaları ile oluşan frekans sapmasının büyüklüğü ve yönüne göre farklı tepki limitlemeleri gerçekleştirilebilir. Düşen frekans durumlarında, çalışma noktası ve ulaşılabilir maksimum güç arasındaki toplam rezervin, ilk etapta minimum zorunlu tepki yükümlülüklerini sağlayacak daha sonra da sisteme gerekli katkıyı yapacak şekilde konfigüre edilmesi sağlanabilir.

Düşen frekans durumlarında primer tepkinin minimum yükümlülüklerle limitlenmesi sonucu sistem ya da bölge genelinde üretim-tüketim dengesinin üretim artışı ile sağlanamaması durumunda, düşük frekans yük atma röleleri bölgesel ya da genel bir sistem oturmasının önüne geçecektir.

Yükselen frekans durumlarında primer tepkinin minimum yükümlülüklerle limitlenmesi sonucu sistem ya da bölge genelinde üretim-tüketim dengesinin üretim azalışı ile sağlanamaması durumunda, ilgili sistem ya da bölgenin frekansı yüksek frekans korumalarını (ANSI Kod 81O) aktive edecek kadar yükselebilir. Böyle bir durumda bir üretim tesisinin herhangi bir sıkıntı yaşamadan yapabileceği otomatik üretim azalışını gerçekleştirmemesi, o ve çevresindeki diğer üretim tesislerinin yüksek frekans korumaları sebebiyle devre dışı olmalarına, bunun sonucunun da sistem/bölge oturmasına yol açacağı unutulmamalıdır.

Şekil 8’de, sadece Şekil 5’te ortaya koyulan kıstaslar doğrultusunda, ünitelerinin hız düşüm değeri % 4 ve minimum primer rezerv

Şekil 6. 100 mHz frekans değişimine verilen tepkiler.

Şekil 7. 200 mHz frekans değişimine verilen tepkiler.Şekil 8. Şekil 5 kıstasları doğrultusunda konfigüre edilmiş primer tepkiler.


148

yükümlülüğü % 2 olan bir üretim tesisinin gerçekleştireceği primer tepki görülürken, Şekil 9’da, yukarıda belirtilen hususlara dikkat edilerek konfigüre edilmiş aynı santralin gerçekleştireceği primer tepki görülebilir. (Frekans değişim süresi, detayların görülebilmesi için özellikle uzatılmıştır.) Şekil 10’da ise belirtilen bu iki farklı konfigürasyona sahip üretim tesisinin bağlı olduğu iletim sisteminin % 20 ani yük azalışı oluşturacak şekilde adaya kalması durumunda oluşacak frekans sapmaları gösterilmektedir. 2.1.3. Primer Frekans Kontrolü – Performans TestleriŞebeke Yönetmeliğinde hâlihazırda Madde E.4.A.1’de belirtilen test prosedürü, “azami primer frekans rezerv miktarını” 200 mHz frekans sapması durumunda etkinleştirme gerekliliğine dayanarak oluşturulmuştur. (200 mHz basamak frekans değişimine verilen tepkinin maksimum 30 sn içerisinde dengeye gelmesi) Ancak bir ünite için azami primer frekans rezerv miktarının neye göre belirleneceği belirtilmemiştir.

Mevcut uygulamada, bir üretim tesisinin ünitelerinin; normal ve sürekli işletmede, test edildiği parametreler yerine, bildirimde bulunulan rezerv miktarını daha önce ifade edilen ve geçerliliği tartışılan Şekil

5’teki beklentileri karşılayacak şekilde sağlamak üzere konfigüre edilerek çalıştırılması gerektiği gibi bir durum ortaya çıkmaktadır. Normalde asıl olan, bir üretim tesisinin ünitelerinin test edildikleri ve verilerle kayıt altına alındıkları konfigürasyon ile çalıştırılmasıdır. Bunun yanında, normal işletmede kullanılan ve bir üretim tesisinin vereceği primer tepki sonucu oluşan güç değişimi ile doğrudan ilişki içinde olan diğer kontrol döngülerinin, test edilen ve kayıt altına alınan performansı, test koşulları dışındaki diğer normal işletme şartlarında olumsuz yönde etkilemeyeceği irdelenmelidir. Tüm bunlara dikkat edilmediği takdirde başarılı test performansı olan bir ünitenin gerçek zamanda, önceki grafiklerde ortaya koyulduğu gibi, tamamıyla farklı ve kabul edilemeyecek tepkiler sergileyebileceği unutulmamalıdır.

2.2. Sekonder Frekans KontrolüGenel anlamıyla sekonder frekans kontrolü sürecinde temel amaç, merkezi bir kontrol ile ani ya da sıradan üretim-tüketim dengesizlikleri sebebiyle oluşan elektrik sistemi şebeke frekansındaki sapmaları ortadan kaldırarak nominal seviyeye getirmek ve senkron çalışılan çevre ülke elektrik sistemleriyle olan yük akışlarını planlanmış seviyelerde tutmak olarak özetlenebilir[3][4].

Türkiye’nin Avrupa Elektrik Sistemi’ne bağlantısı öncesi durumu, kendi içerisinde enterkonnekte ama çevre elektrik sistemlerinden izole bir ada olarak değerlendirilirse, böyle bir konfigürasyonda sekonder frekans kontrolünün temel amacı, primer frekans kontrol süreci ile farklı bir denge frekans noktasında oluşan üretim tüketim dengesinin, tekrardan şebeke frekansının nominal seviyesinde sağlanmasıdır. Yani bu konfigürasyonda ana hedef, merkezi bir kontrol ile, frekansın belirlenmiş değerine regüle edilmesidir.

Birbirlerine senkron olarak bağlı elektrik sistemlerinde ise, her bir ülkenin ya da daha doğru terimiyle kontrol alanının temel görevi, oluşan Alan Kontrol Hatası’nı (ACE)² kendi mevcut SCADA/EMS sisteminin AGC³ fonksiyonu ile yürüttüğü sekonder kontrol süreci ile ortadan kaldırmaktır. Böylelikle herhangi bir bölgede meydana gelebilecek ani üretim-tüketim dengesizlikleri sonucu oluşacak frekans sapmasına verilecek primer tepki, tüm sistemin ortak tepkisi iken, nihai durumda her ülke kendi üretim-tüketim dengesini sağlamak ve sorumlu olduğu frekans sapmasını ortadan kaldırmak zorundadır[3],[4].

Sonuç olarak bu amaçların gerçekleştirilmesi etkin bir sekonder kontrol performansı, bu da etkin çalışan bir AGC sistemi gerektirmektedir. Bir AGC sisteminin etkin çalışması kontrol parametre ayarlarına bağlı olduğu kadar, bundan daha da fazla bu sistemin otomatik denetimi altında olan ve gerekli rezervi sağlayan üretim tesislerinin performansına bağlıdır.

2.2.1. AGC (Otomatik Üretim Kontrolü) Genel Sistem MimarisiŞekil 11’de de görülebileceği üzere, SCADA/EMS sisteminin AGC fonksiyonu, belirli zaman aralıkları için planlanmış akış bilgilerini, bağlantı hatlarından gerçek zamanlı olarak ölçülen güç akışı verilerini ve anlık şebeke frekansı verilerini alır. AGC, bu verileri belirli hesaplamalar doğrultusunda değerlendirerek, kontrolü altındaki üretim tesislerine takip etmeleri gereken güç referans değerlerini belirli kriterler doğrultusunda, ICCP4 ve IEC 1015

Şekil 9. Farklı kontrol konfigürasyonu ile 200 mHz’e kadar olan frekans sapmalarına minimum yükümlülüğü doğrultusunda, daha büyük frekans değişimlerinde ise hız düşümü doğrultusunda verilen primer tepkiler.

Şekil 10. Adaya kalınmasıyla oluşan % 20 yük değişimi sonucu, farklı

kontrol konfigürasyonlarında oluşacak frekans sapmaları.

² Alan Kontrol Hatası (Area Control Error, ACE): Bir ülkenin enterkonnekte olduğu sistemde meydana gelecek bir frekans sapmasına ülke olarak vermesi beklenen primer tepkinin (K-Factor *Δf) ve hat akışlarında planlanan sevi-yelerden oluşan sapmanın (ΔP) belirli bir işaret kabullenmesi doğrultusunda toplamından oluşmaktadır.

³ AGC, Automatic Generation Control (Otomatik Üretim Kontrolü): Üretim tesisler-inin, merkezi bir yapıdan, belirli bir algoritma doğrultusunda, çalışma noktalarının

değiştirilmesi suretiyle, sürekli bir şekilde, saniyeler mertebesinden (≥ 30 sn) başlayarak dakikalar mertebesine uzanan (≤ 15 dak.) ve tekrarlanan denetimi.

4 ICCP: “Inter Control Center Protocol” ya da “Telecontrol Application Service Element” (TASE.2). Mevcut sistemde kontrol merkezleri arasındaki haberleşme için kullanılan protokol

5 IEC 60870-5-101: Kontrol merkezleri ve üretim tesisleri arasındaki haberleşme için kullanılan protokol


149

protokolleri vasıtasıyla, gerek fiber optik hatlar gerekse de PLC6 üzerinden iletir.

Normal koşullarda AGC denetimi altında olan bir üretim tesisinin, AGC sistemine iletmiş olduğu veriler ve parametreler doğrultusunda (AGC denetiminde, sekonder kontrol için ulaşılabilecek maksimum ve minimum güç değerleri, güç referansı değişim hızını belirleyen yüklenme hızı değerleri vb.) kendisine iletilen güç referansını takip etmesi beklenir.

Bu amaçla ilgili üretim tesisinde; veri iletişimini sağlayacak bir RTU ya da ICCP protokolünü değerlendirebilecek bir haberleşme ara yüzü, gelen veriyi değerlendirerek üretim tesisindeki ünitelere iletecek bir santral kontrol sistemi, (DCS ya da sırf bu amaca yönelik bir PLC) ve bu kontrol sisteminde çalışacak, gerekli hesaplamaları yapacak ve tasarımında dikkat edilmesi gereken bir kontrol döngüsü olmalıdır.

2.2.2. AGC Denetiminde Sekonder Frekans Kontolü’ne Katılım için Temel Performans KriterleriSCADA/EMS sisteminin AGC fonksiyonu altında otomatik olarak sekonder frekans kontrolüne katılacak üretim tesislerinin, AGC’den güç referansı iletilen birim7 bazında (çok üniteli santral/kombine çevrim bloğu/ünite) sağlaması gereken temel performans kriterleri aşağıda belirtilmiştir.

2.2.2.1. Yüklenme hızlarıSekonder frekans kontrolüne katılım kapsamında AGC denetiminde otomatik olarak güç referansı iletilecek üretim biriminin (santral/blok/ünite) sağlaması gereken yüklenme hızı değerleri Şebeke Yönetmeliği Madde 126/A’da ve ENSTSO-E Operation Handbook Policy1 Appendix1’de8 belirtilmiştir.

TEİAŞ tarafından aksi istenmedikçe, otomatik kontrol altında gerektiğinde9 ulaşılması beklenen maksimum yüklenme hızları aşağıda belirtilmiştir:• Motorin, fuel oil ve doğal gaz yakıtlı üretim tesisleri için nominal

gücün dakikada en az % 6’sı kadar; (dolayısıyla örnek olarak ele alabileceğimiz, AGC’den güç referansı giden 750 MW nominal güçlü bir doğal gaz kombine çevrim bloğu, tüm gaz türbinleri devrede iken gerektiğinde 45 MW/dak. ile yüklenebilmelidir. Bu değer devrede olan gaz türbin sayısına göre güncellenmelidir.)

• Rezervuarlı hidroelektrik üretim tesisleri için nominal gücün saniyede % 1.5 ile % 2.5’u arasında; (bu değer pratik anlamda

Şekil 11. SCADA/EMS AGC fonksiyonu genel sistem mimarisi prensip

şeması.

Şekil 12. Rezerv ve çalışma noktası gösterimi.

8 https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/publications/entsoe/Ope-ration_Handbook/Policy_1_Appendix%20_final.pdf

9 Bu değerler gerektiğinde ulaşılması istenen değerler olup, AGC’nin normal işle-yişi sırasında daha düşük değerler (daha yavaş çıkış gücü referans değişimleri) gerçekleşebilir.

çok yüksek bir değer olup, TEİAŞ tarafından tercih edilen gerektiğinde ulaşılması beklenen maksimum yüklenme hızları nominal gücün dakikada % 20-30’u arasında gerçekleşmektedir. AGC’den güç referansı giden 2400 MW nominal güçlü rezervuarlı bir hidroelektrik santrali, tüm üniteleri devrede iken 480 MW/dak ile yüklenebilmelidir. Bu değer devrede olan türbin sayısına göre güncellenmelidir.)

• Yakıt olarak taş kömürü kullanan üretim tesisleri için nominal gücün dakikada % 2 ile % 4’ü arasında; (örnek olarak, AGC’den güç referansı giden 660 MW nominal güçlü taş kömürü yakıtlı bir ünitede, gerektiğinde ~20 MW/dak ile yüklenebilmelidir.)

• Yakıt olarak linyit kullanan üretim tesisleri için nominal gücün dakikada % 1 ile % 2’si arasında; (örnek olarak, AGC’den güç referansı giden 1440 MW nominal güçlü dört üniteli linyit yakıtlı bir santral, tüm üniteleri devrede iken gerektiğinde ~20 MW/dak ile yüklenebilmelidir. Bu değer devrede olan türbin sayısına göre güncellenmelidir. Eğer AGC’den 360 MW’lık tek bir üniteye güç referansı gönderiliyor ise bu değerin bir ünite için ~5 MW/dak olması beklenir.)

2.2.2.2. Üretim tesislerinin sekonder frekans kontrolu için AGC denetiminde kullanılacak rezerv miktarlarıŞebeke Yönetmeliği Madde 125’te bir ünite için belirtilen figür (Şekil 12), AGC’den güç referans değeri giden bir üretim birimi (santral/blok/ünite) için yorumlanırsa;

Pmax AGC’den referans değer giden üretim biriminin devrede olan üniteleri ile çıkabileceği maksimum çıkış gücü seviyesini

Pmin AGC’den referans değer giden üretim biriminin devrede olan üniteleri ile inebileceği minimum çıkış gücü seviyesini,

PmaxRS AGC’den referans değer giden üretim biriminin sekonder frekans kontrol hizmeti kapsamında çıkabileceği azami çıkış gücü seviyesini,

PminRS AGC’den referans değer giden üretim biriminin sekonder frekans kontrol hizmeti kapsamında inebileceği asgari çıkış gücü seviyesini,

PmaxRT AGC’den referans değer giden üretim biriminin tersiyer


150

kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği azami çıkış gücü seviyesini,

PminRT AGC’den referans değer giden üretim biriminin tersiyer kontrol hizmeti kapsamında sunabildiği asgari çıkış gücü seviyesini

10 https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/publications/entsoe/Operation_Handbook/Policy_1_final.pdf

ENSTSO-E Operation Handbook Policy110’de belirtilen ve büyük bir üretim tüketim dengesizliği sonucu, Alan Kontrol Hatası’nın minimize edilmesi, dolayısıyla da frekans ve yük akışlarının referans değerlerine en geç 15 dakika içerisinde getirilmesi hedefi, bir performans hedefi olarak değil, en zor durumda dahi aşılmaması gereken bir süre olarak değerlendirilmelidir. Örneğin, hat akışlarında planlanan yeni program değerlerine ulaşılması için belirlenmiş süre, değişim miktarından bağımsız olarak 10 dakika ile sınırlandırılmıştır[3].

2.2.2.3. AGC denetiminde sekonder frekans kontrolüne katılacak üretim tesislerinde uygulanacak ön yeterlilik performans testleriBir üretim tesisinin aktif olarak uzaktan otomatik güç referansı gönderilmek suretiyle, belirli kriterler dahilinde, sekonder frekans kontrolüne katılımın sağlanması ancak ve ancak ilgili üretim tesisinin SCADA/EMS sisteminin AGC fonksiyonuna tanıtılması, gerekli haberleşme altyapısının oluşturulması ve bu sistem ile üretim tesisi arasındaki gerekli arayüzün tesis edilerek işlerlik kazandırılması ile mümkün olmaktadır.

Bu önemli, detaylı ve kapsamlı süreçten önce, bir üretim tesisinin sekonder frekans kontrolüne etkin katılımı için temel kriterler olan “yüklenme hızı”, “ölü zaman” ve “sekonder rezerv miktarı” parametrelerinin, SCADA/EMS sistemi ile bir etkileşime girmeden, tamamiyle üretim tesislerinde gerçekleştirilecek testler ile belirlenmesi mümkündür.

Böylelikle, ilgili üretim tesisinin sekonder frekans kontrolüne katılımının mümkün olup olmadığı bir ön değerlendirmeye tabi tutulmuş olacaktır. Bu ön değerlendirmede başarılı olan üretim tesisleri, TEİAŞ’ın SCADA/EMS sistemi AGC fonksiyonuna tanıtılabilir ve sekonder frekans kontrolüne başarılı bir şekilde katılımı için gerekli olan diğer fonksiyonların testi gerçekleştirilebilir.

Her iki aşamayı da başarılı bir şekilde gerçekleştirilmiş üretim tesisleri de ticari ve gerçek zamanlı olarak sekonder frekans kontrolüne katılım yan hizmetini sağlayabilir.

2.2.2.3.1. Dikkat edilmesi gereken temel noktalarÜretim tesisinde gerçekleştirilecek testler, Santral Kontrol Sistemi üzerinde ya da bu amaç için tesis edilmiş bir platformda çalışan Santral Güç Kontrol Sistemi, Lokal Güç Referansını değiştirmek suretiyle yapılmalıdır. Bu amaçla uygulanacak güç referansını ünitelere dağıtacak gerekli kontrol sistemi tasarımının uygulanmış olması esastır. Kontrol altındaki ünitelerin frekans değişimlerine verdikleri primer tepkilerini olumsuz yönde etkilemeyecek ve üniteler arasında en uygun yük dağılımını sağlayacak başarılı bir kontrol sistemi tasarımı üretim tesisinin sağlıklı işleyişi açısından da önemlidir. Farklı test donanım gereksinimleri oluşturacak, olası test sinyali uygulama noktaları Şekil 13’te belirtilmiştir.

2RPRPA ×=

2RSRSA ×=

RSmaxRTmax PPRT −=+

RTminRSmin PPRT −=−

(1)

(2)

(3)

(4)

olacak şekilde göstermektedir.

Tüm bu tanımlar göz önüne alındığında; AGC denetiminde kendisine gönderilecek güç referansına göre sekonder frekans kontrolüne katılacak bir üretim tesisinin, sürekli olarak; AGC sistemine ilettiği PminRS ve PmaxRS değerleri doğrultusunda, kendisine bu değerler arasında iletilen güç referansını takip etmesi beklenmektedir.

Gün içerisinde oluşan üretim-tüketim dengesizliklerinin giderilmesi ve bağlantı hatlarında saat başlarında değişen planlanmış yük akışlarının yeni değerlerinin sağlanabilmesi ülke için belirlenen performans kriterleri doğrultusunda gerçekleştirilmelidir. Bu sebeple üretim tesislerince sunulan AGC denetimideki tüm rezervin belirlenmiş bir süre içerisinde sunulması gereklidir.

Madde 2.2.2.1’de belirtilen üretim teknolojisine göre belirlenen, gerektiğinde ulaşılması beklenen yüklenme hızları doğrultusunda, AGC’den güç referansı giden bir üretim biriminin PminRS seviyesinden PmaxRS seviyesine en geç 5 dakika içerisinde çıkabilmesi kriteri TEİAŞ tarafından etkin bir AGC uygulaması için esas alınmalıdır.

Üretim tesisleri tarafından daha uzun sürede sağlanabilecek rezerv değerlerinin ülke genelindeki sekonder kontrol rezervine dahil edilmesi, hem gün içerisinde efektif anlamda değerlendirilmeyen atıl rezerv oluşumuna hem de AGC sisteminde performans kaybına sebep olmaktadır. Bu performans kaybının önüne geçilebilmesi için de, AGC içerisinde uygulanan sınıflandırma mantığıyla, yüklenme hızları görece yüksek olan hidrolik santraller ve kısmen de kombine çevrim santralleri sürekli olarak üretim-tüketim dengesizliklerini gidermek için ilk etapta kullanılmakta ve sekonder kontrole katılan ve yüklenme hızı görece düşük olan diğer santrallere göre çok daha sık ve büyük miktarlarda çıkış gücü değişimlerine ve beraberinde gelen problemlere maruz kalmaktadırlar.

Bu sebeplerle, AGC denetimindeki bir üretim tesisinin, belirlenmiş mevcut yüklenme hızına göre, minimumdan maksimuma kadar, en geç 5 dakika içerisinde gerçekleştirebileceği değişim miktarı doğrultusunda (RSA) PminRS ve PmaxRS seviyelerini, dolayısıyla da Sekonder Rezerv (RS) bildirimini belirlemesi esas olmalıdır. (Örneğin yüklenme hızı nominal gücünün % 6’sı olarak belirlenmiş AGC’den güç referansı alan bir birim için RSA maksimum % 30 olabilirken, bu değer % 1 olarak belirlenmiş bir birim için RSA en fazla % 5 olabilir. Bundan daha fazla rezerv sağlamak isteyen bir üretim tesisi ise yüklenme hızını, ulaşılabilir değerler doğrultusunda artırmalıdır.) Şekil 13. Test sinyali olası uygulama noktaları gösterimi.


151

Testler AGC sisteminden güç referansı iletilecek üretim biriminin bu amaçla kullanılabilecek tüm üniteleri devrede ve her biri otomatik denetim altında olacak şekilde, yani ilgili tesis için maksimum sekonder kontrol rezervi ve yüklenme hızları geçerli iken gerçekleştirilmelidir. İlgili test raporunda, üretim tesisi için geçerli proses kaynaklı ölü zaman belirtilmelidir. Ayrıca devrede olan ya da santral kontrol sistemi vasıtasıyla otomatik denetim altında olan ünite sayısı değiştikçe, ulaşılabilecek maksimum sekonder rezerv miktarı (RSA) ve yüklenme hızı (MW/dak), olabilecek her bir durum için ayrıca ortaya koyulmalıdır.

Her bir durum için, belirlenmiş mevcut yüklenme hızına göre, minimumdan maksimuma kadar, en geç 5 dakika içerisinde gerçekleştirilebilecek değişim miktarının dikkate alınarak RSA seviyesinin, dolayısıyla da ileride olabilecek Sekonder Rezerv (RS) bildirimlerinin belirlenmesi esas olmalıdır.

Belirtilen bu noktalar doğrultusunda, üretim tesislerinde gerçekleştirilecek sekonder frekans kontrolüne katılım ön yeterlilik testlerinde takip edilebilecek test süreci ve beklentiler Şekil 14’te özetlenmiştir.

Bu durum beraberinde üretim şirketlerinin stratejilerinde ve yeni tesis edilecek santral tercihlerinde farklı yönler belirlemesine sebep olmakta, Türkiye Elektrik sisteminin ve elektrik piyasasının sağlıklı idamesine yönelik çekinceler doğurmaktadır.

Öncelikle gün öncesi saatlik tüketim tahminlerinin dolayısıyla da gün öncesi dengelemenin daha sağlıklı hale gelmesi ve gün içerisinde piyasa katılımcılarına verilen talimatlara uyulup uyulmadığının denetlenmesi ile gün içi dengeleme hacmi sadece beklenmedik durumlar sonucu oluşan dengesizlikler ile sınırlı kalacaktır.

3. SONUÇ

Sonuç olarak bu bildiride Türkiye Elektrik Sisteminde Yük-Frekans Kontrolü özelinde yürütülen Primer, Sekonder ve Tersiyer Frekans Kontrolü hizmetleri ele alınmış, bu hizmetlerin temel uygulama prensipleri belirtilmiştir. Genel anlamda başarılı olarak uygulanan bu hizmetlerin, mevcut belirsizliklerin ortadan kaldırılarak daha da iyi ve sürdürülebilir bir şekilde yürütülmesi için önerilerde bulunulmuştur.

KAYNAKLAR

[1] O. Yılmaz, “Kombine Çevrim Elektrik Santrallerinin Şebeke Frekansı Kontrolüne Katılımı: Modellenmesi ve Uygulaması”, Yüksek Lisans Tezi, ODTÜ, Nisan 2006.

[2] “Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği”, 2008.[3] ENTSO-E, “Operation Handbook”, 2004.[4] O.Yılmaz, “Sekonder Frekans Kontrolü: Tanımlar, Temel

Prensipler ve AGC denetiminde Sekonder Frekans Kontrolü’ne Katılacak Üretim Tesislerinde Uygulanacak Performans Test Prosedürü”, 14 Aralık 2011.

SUMMARY

This paper describes how Primary, Secondary and Tertiary Frequency Control ancillary services are currently handled in Turkish Electric Power System. Main principles of those ancillary services are given together with some recommendations for improvement.

Power System Frequency Control or, as a more formal term, Load-Frequency Control is one of the fundamental issues in power system operation and control.

Within a brief explanation, Load-Frequency Control is nothing but real-time and continuous realization of generation-load balance

2.3. Tersiyer Frekans KontrolüTersiyer frekans kontrolü, planlı olarak gün öncesinden (Schedule Activated Tertiary Control Reserve) ya da doğrudan gün içerisinde verilen talimatın ardından 15 dakika içerisinde açığa çıkarılabilecek rezervin (Directly Activated Tertiary Control Reserve) [3] dengeleme mekanizması aracılığıyla kullanıma sokulması olarak özetlenebilir. Başlıca amaç, ekonomik unsurları da dikkate alarak güvenli sistem işletmesinin sürekliliğini ve otomatik denetim altında olan değerli sekonder rezervin boşa çıkarılmasını sağlamaktır. Dengeleme güç piyasası kapsamında tersiyer kontrole katılıma dair genel performans beklentileri Şekil 15’te belirtilmiştir.

Mevcut uygulamada, gün öncesindeki tüketim tahminleri saatlik bazda çok sağlıklı yapılamamakta, gün içerisinde dengeleme güç piyasası kapsamında verilen talimatların teklif sahiplerince belirlenen kriterlere uygun bir şekilde yerine getirilip getirilmediği yeterince değerlendirilememektedir. Tüm bunların yanında, Türkiye elektrik sisteminin toplam tüketiminin yaklaşık % 10’una ulaşan ark ocaklarının çok da öngörülemeyen tüketimlerinin ani olarak zaman zaman toplamda 300-400 MW’a varan değişimleri, tersiyer kontrol doğrultusunda dengeleme güç piyasasında oluşturulan talimatların hacmini artırmaktadır.

Şekil 14. Sekonder frekans kontrolüne katılım ön yeterlilik testlerinde takip edilebilecek test süreci ve beklentiler.

Şekil 15. Dengeleme güç piyasası kapsamında tersiyer kontrole katılımın temel performans kriterleri.


152

within physically realizable time constraints taking into account the main process time constants of the generating units. Hence, the whole process can be divided mainly in three different control mechanisms, according to the realization order through the time scale. Taking into account mainly the ENTSO-E definitions also adopted in Turkey, rather than the ones used in US, those control mechanisms are named as Primary Control, Secondary Control and Tertiary Control.

Primary Control is the dynamic response of generating units within seconds to frequency deviations, which result as a consequence of generation-load unbalance that is initially offset by the kinetic energy of rotating generators and motors.

Current grid code requirements related to primary control contain some ambiguities that may cause wrong applications and unintended results in case of islanding or large generation-load unbalance situations. Some examples and explanations are given through simulations.

Secondary Control is an automatic central control realized through the AGC function of SCADA/EMS, by assigning power reference or raise/lower commands to the participating generation facilities within minutes. Main aim is to regulate system frequency at its nominal value of 50 Hz, release the activated primary reserve, and maintain tie-line schedules with the neighboring countries at their programmed levels (tie-line bias control).

For the successful realization of the secondary control, the ramp-rate and total secondary reserve parameters defined for the participating plants are not enough. Maximum time duration to reach from PminRS to PmaxRS, with the predefined ramp rate values, is also a major parameter to be taken into account. Recommendations concerning the mentioned point are given through new technical requirements and testing methods, which can be applied to improve the AGC performance.

Tertiary Control is actually the manual or programmed allocation of 15-Minute reserve through the Balancing Mechanism (BPM and DAM), main aim being to release the valuable automatically controlled secondary reserve taking into account economics and secure system operation.

Due to lack of consistent day-ahead load forecast and unpredictable load deviations of arc furnaces that constitute a high percentage of daily load in Turkey, current volume in Balancing Power Market for Tertiary Control is more than expected resulting in uneconomical situations.

Together with the improvement of day-ahead hourly load forecast and monitoring of market participants for the decent realization of intra-day hourly market instructions will limit the volume in the Balancing Power Market only to imbalance situations that take place as a result of unexpected events like major generation loss.


153

ENERJİ POLİTİKALARI PENCERESİNDEN ARAP BAHARININ GENEL ANALİZİ VE FARKLI COĞRAFYALARI ETKİLEME İHTİMALLERİ

Oğuzhan AKYENERTPAO Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı

ÖZET

18 Aralık 2010 tarihinde Tunus’ta başlayan ateş, Arap coğrafyasında birçok devleti etkisi altına aldı. Bazı devletlerde yönetimler tamamen yıkılırken, bazılarında değişikliğe uğradı, bazılarında ise yer yer gösteriler ve isyanlar hala devam etmektedir. Ortadoğu ve Kuzey Afrika ülkeleri önemli bir değişim içerisinde iken bu değişim rüzgarının Hazar bölgesine hatta oradan Asya ve özellikle Kuzey Asya ülkelerine de yayılıp yayılmayacağı soruları zihinleri meşgul etmektedir.

Böyle bir tablo içerisinde, bu tablonun oluşmasına neden olan etkenler, bölgesel güç dengeleri, ülkeler ve coğrafyalar arası etkileşimin kaynakları ve bunların yanında değişen sistemlerin küresel sonuçları birçok uzman tarafından incelenmekte ve yorumlar yapılmaktadır. Bu yorumların yanı sıra Arap Baharının; küresel politikalara yön veren önemli faktörlerden biri olan enerji politikaları penceresinden de, farklı kriterler dikkate alınarak incelenmesi faydalı olacaktır.

Bu çalışmamızda enerji politikaları çerçevesinden Arap Baharını incelerken; bu coğrafya içerisindeki ülkelerin enerji italat ve ihracat özellikleri, mevcut kaynaklar-kaynakların üretim ve nakli için oluşturulmuş altyapı sistemleri ve bu noktalardaki uluslararası yatırımcıların özellikleri, sektörel servis hizmetlerindeki uluslararası sermayenin yapıları, enerji sektörü ile ilgili yapılan ya da yapılması planlanan önemli projeler gibi kriterler ortak bir havuzda değerlendirilecektir. Ayrıca bu değerlendirmenin bir neticesi olarak; değişim yaşanan coğrafyalardaki benzerlikler dikkate alınarak, Hazar bölgesi, Orta ve Kuzey Asya’nın da bu değişimlerden etkilenme ihtimalleri tahmin edilecektir.

1. GİRİŞ

2010 Aralık ayında başlayarak geniş bir coğrafyaya yayılan, bu coğrafyada bazı ülkelerde hala devam eden ve yerine göre etkilerinin tahminlerin dışında gelişmelerle neticelendiği Arap Baharı, tüm dünyanın ilgisini kendi üzerine çekmiştir. Bu ilginin bir sonucu olarak, Arap Baharı birçok uzman tarafından çok farklı açılardan incelenmiş, değerlendirilmiş ve yorumlanmıştır. Arap Baharının neden ve sonuçları, etkilenen coğrafya içerisinde yer alan ülkeler nezdinde incelendiğinde; sosyolojik, ekonomik, politik, dini, kültürel, ırki benzerliklerin ve farklılıkların yanı sıra bu ülkelerin enerji alanında durumlarının da incelenmesi, daha geniş perspektifte analiz yapılabilmesi için faydalı olacaktır.

Bu incelemeler yapılırken, Arap Baharından etkilenen ülkeler ile birlikte bu coğrafyada etkili olan ve etkin olmaya çalışan güç

odaklarının da göz önünde bulundurulması gerekmektedir. Bu sebeple öncelikle metodolojik olarak; dünyadaki en önemli enerji kaynakları olan, petrol ve gaz piyasasının en büyük oyuncuları içerisinden, Arap Baharının etkilediği coğrafyada önemli faaliyetlerde bulunanlar üzerine yoğunlaşılacaktır. Ve bu güç odaklarının Arap Baharı coğrafyasındaki ülkeler ile ilişkilerine rakamsal olarak değinilecektir.

2. DÜNYA ENERJİ PİYASASINDAKİ VE ARAP BAHARI COĞRAFYASINDAKİ EN ÖNEMLİ OYUNCULAR

Dünyada % 50’den fazla bir oranla, en çok tüketilen enerji kaynakları olan petrol ve gaz piyasasına odaklanarak, bu piyasa içerisindeki arz ve talep dengelerini ülkeler bazında incelersek:Not 1: Bu inceleme yapılırken; her ne kadar ortak enerji politikaları geliştirip, uygulama konusunda başarısızlıklar yaşansa da, Avrupa Birliği tek bir ülke gibi düşünülmüştür. Ayrıca petrol ihraç eden ülkeler arasında 11. sırada yer alan Irak’ın petrol üretim miktarının önümüzdeki 5 yıl içerisinde önemli bir artış göstereceği beklentisinin de göz önüne alınması önemlidir. Not 2: Tablo 1’deki veriler 2005-2009 yılları arasına aittir.

Tablo 1. Dünyada Petrol-Gaz İthalat İhracatında İlk 10’lar

Petrol İthal

Eden ÜlkelerMiktarı

(mbbl/d)

Petrol İhraç Eden Ülkeler

Miktarı (mbbl/d)

1 ABD 10,3 1 Rusya 7,4

2 AB 8,6 2 Suudi Arabistan 7,3

3 Japonya 5,3 3 Iran 2,4

4 Çin 4,4 4 BAE 2,39

5 G. Kore 2,4 5 AB 2,2

6 Hindistan 2,1 6 Norveç 2,15

7 Singapur 1,8 7 Kuveyt 2,13

8 Tayvan 1,2 8 Nijerya 2,1

9 Kanada 1,18 9 Kanada 1,93

10 Tayland 0,89 10 ABD 1,92

* Irak 1,91

Gaz İthal Eden

ÜlkelerMiktarı (bcma)

Gaz Üreten

ÜlkelerMiktarı (bcma)

1 AB 420 1 Rusya 612

2 ABD 130 2 ABD 611

3 Japonya 95 3 AB 182

4 Rusya 68 4 Kanada 152

5 Ukrayna 65 5 Iran 138

6 Türkiye 36 6 Hindistan 120

7 G. Kore 34 7 Katar 116

8 Belarus 22 8 Norveç 106

9 Kanada 13 9 Çin 94

10 Meksika 12 10 Cezayir 85


154

Öncelikle Tablo 1’de yapılan sıralamalarda ilk 10’a girmiş olan ülkeler arasında, uluslararası arenada etkin olma potansiyeli açısından eleme yapılırken, nüfus ve gayrisafi milli hâsılalar dikkate alındığında geriye; AB, ABD, Japonya, Çin, Rusya, Güney Kore, Kanada, Hindistan kalmaktadır.

Bu ilk elemeden sonra, uluslararası politikaları belirleme ve küresel etkinlik kapasiteleri, tarihsel, kültürel ve sosyal karakterleri ve özellikle Ortadoğu-Kuzey Afrika coğrafyası olarak da tanımlanabilecek ilgilendiğimiz bölgede aktif ekonomik faaliyetleri gibi kriterler incelendiğinde; Arap Baharı coğrafyasında ekonomik-siyasi-politik olarak etkili olan ve olmaya çalışan güç odaklarının öncelikle ABD, AB, Çin, Japonya ve Rusya olduğu söylenebilir. (Diğer bir ifadeyle; G. Kore ve Kanada ABD ile, Hindistan ise Çin ile aynı grupta kabul edilebilir.) Bunun yanı sıra uluslararası politikaların belirlenmesinde ortak tavırları ve paralel çıkarları göz önüne alınırsa; ABD ile AB, Rusya ile Çin de aynı grupta kabul edilebilecektir. Japonya her ne kadar bu iki gruba da yakın politikalar izlese de, ülkenin ikisinden de ayrı kabul edilmesi daha doğru olabilir.

Bu çerçeveden yaklaşıldığında bu güç odakları arasındaki paralel olan ya da çelişen çıkarlar ve dengeler Arap Baharı coğrafyasının şekillenmesi ile de bağlantılı olacaktır. Ayrıca Arap Baharının sonuçlarının bu güç odakları üzerindeki etkilerinin değerlendirilmesi de farklı bir bakış açısı oluşturacaktır.

3. ARAP BAHARI COĞRAFYASINDA YER ALAN ÜLKELERİN PETROL VE GAZ ÜRETİMLERİ

Arap Baharını analiz ederken öncelikle ilgili coğrafyada yer alan ülkelerin günlük petrol ve gaz üretimlerini en güncel verileri ile incelediğimizde Tablo 2’deki verilerle karşılaşırız.

Tablo 2’den anlaşılacağı üzere; petrol veya gaz üretimi açısından, Mısır, Libya, Yemen, Suriye, Cezayir, Umman, Kuveyt, Bahreyn, Irak, Suudi Arabistan ve Sudan önemli ülkelerdir. Tunus; petrol sektörünün ve aramacılık faaliyetlerinin gelişmeye başladığı ve

önem kazanan bir ülke olarak kabul edilebilir. Fas ve Moritanya ise petrol aramacılık faaliyetlerinin yeni başladığı, önemli keşifler olması durumunda birbirleri ile birlikte Batı Sahra’daki aramacılık faaliyetlerini de etkileyecek ülkelerdir. Ürdün ve Lübnan ise henüz önemli keşifler yapılmamış olan küçük ülkelerdir.

4. ARAP BAHARI COĞRAFYASINDA YER ALAN ÜLKELERİN KÜRESEL GÜÇ ODAKLARI İLE İLİŞKİLERİ

Arap Baharı coğrafyasında yer alan ülkelerin küresel güç odakları ile petrol ve doğal gaz sektörü içerisindeki ilişkilerini genel olarak ele aldığımızda dikkat edilmesi gereken noktalar;• Belirlenen güç odaklarının hepsi; enerji tüketimlerinin önemli

kısmını petrol ve gaz kaynaklarından sağlamaktadır. 20 yıllık tü-ketim tahminlerinde öngörüldüğü üzere; hepsinin talep (özellikle Çin) miktarı ciddi artışlar gösterecektir. Kendilerindeki kısıtlı kay-naklar nedeni ile (Rusya hariç, özellikle Japonya), büyük mik-tarlarda petrol ve gaz ithal etmektedir. Bu durum petrol ithalatı yaptıkları ülkeleri ve coğrafyaları enerji arz güvenliği açısından stratejik olarak önemli bölgeler haline getirmektedir.

• Arap Baharı coğrafyasının kapsadığı Ortadoğu-Kuzey Afrika bölgesi, dünya petrol arzının ortalama % 40’ının sağlandığı ve dünya gaz üretiminin % 20’sinin yapıldığı bölge olması nedeni ile tüm petrol ve gaz talebinde bulunan büyük güç odakları için stratejik olarak önemlidir.

• Bu önemin neticesi olarak, talepkar olan güç odakları, arz coğ-Bu önemin neticesi olarak, talepkar olan güç odakları, arz coğ-rafyasındaki ülkelerde etkinliğini artırabilmek için sosyal, politik, ekonomik tabanlı çok farklı faaliyetlerde bulunurlar. Petrol ve doğal gaz alanında ise devlet şirketleri ya da devlet destekli özel şirketler kanalı ile arz bölgelerindeki kaynakların aranması, üretilmesi, geliştirilmesi, taşınması, piyasaya sürülmesi ve kendi bölgelerine satılması gibi alanlarda faaliyet gösterirler.

• En önemli enerji kaynağı olan petrolün arz güvenliği alanındaki bu faaliyetlerin genel olarak incelenmesi dahi güç odaklarının Arap Baharı coğrafyasındaki çıkar mücadelelerinin varlığı ve Arap Baharının nedenlerinden birinin de enerji olduğu konusun-da önemli bir kanıt teşkil edecektir.

Tablo 2. Arap Baharı Coğrafyasındaki Ülkelerin Günlük Petrol ve Gaz Üretimleri

ÜlkePetrol Urt.

(bbl/d)D.Gaz Urt. (mmcf/d)

1. D

erec

e E

tki.

Tunus 79,600 318

Mısır 560,000 5,900

Libya 1,486,000 2,900

Yemen 272,000 50

Suriye 386,000 974

2. D

erec

e E

tki.

Cezayir 1,270,000 14

Fas 0 5

Umman 864,600 4

Kuveyt 2,310,000 1,200

Bahreyn 184,000 1,129

Urdun 100 18

Lübnan 0 0

3. D

er. E

tki.

Irak 2,360,000 1,425

Bati Sahra 0 0

Suudi Arab. 8,055,000 8,300

Sudan 462,000 6

Moritanya 11,640 0

Tablo 3. Güç Odaklarının Arap Baharı Coğrafyasındaki Ülkelerden Yaptıkları Petrol ve Gaz İthalat Yüzdeleri

AB

AB

D

ÇİN

RU

SY

A

JAP

.

AB

AB

D

ÇİN

RU

SY

A

JAP

.

Pet

rol İ

hrac

ı %

Tunus

Gaz

İhra

cı %

Tunus

Mısır Mısır 2% 33% 1%

Libya 9% 2% Libya 3%

Yemen Yemen 6% 1%

Suriye Suriye

Cezayir 2% Cezayir 14% 1%

Fas Fas

Umman 0.4% 4% Umman 0.4% 4 %

Kuveyt 1.6% 2% 9% Kuveyt

Bahreyn Bahreyn

Urdun Urdun

Lübnan 2% Lübnan

Irak 4% 5% 3% Irak

B.Sahra B.Sahra

S.Arab. 6% 12% 14% 27% S. Arab.

Sudan 4 % Sudan

Morit. Morit.


155

• Bu inceleme kapsamında, öncelikle güç odaklarının petrol-gaz ithalatlarının Arap coğrafyasındaki hangi ülkelerden sağladığına dikkat edilecek, sonrasında da güç odaklarının bu ülkelerde pet-rol ve gaz sektöründe faaliyet gösteren önemli kurumları sayısal olarak incelenecektir.

4.1.Ham Petrol ve Doğal Gaz İthalatı Açısından İlişkileriTablo 3’ten de görüleceği üzere; petrol ve gaz arzı sağlanması ve bu alanda oluşması beklenen mücadele ortamı acısından, AB-ABD grubu ile Çin ve Çin’in dışında Japonya’nın da Arap Baharının etkilemiş olduğu ülkelerden Mısır, Yemen Libya, Cezayir, Umman, Kuveyt, Irak, Suudi Arabistan ve Sudan ile alışverişleri bulunmaktadır.

Diğer ülkelere baktığımızda ise, (Bahreyn hariç) hepsinin petrol ve gaz sektörlerinin gelişmemiş olduğu, bunun neticesinde arz edebilecek önemli bir petrol veya gaz kaynaklarının henüz bulunmadığı bilinmektedir. Yalnızca Bahreyn, küçük bir ada ülkesi olması ve ham petrol yerine rafine edilmiş petrol ürünleri ithal ediyor olması nedeni ile bu tablonun dışında değerlendirilmiştir.

4.2. Güç Odaklarının Arap Baharı Ülkelerinde Petrol ve Gaz Alanında Önemli Faaliyetler Gösteren Şirket Sayıları Tablo 4’ten de anlaşılacağı üzere, ABD (ABD’nin Kanada üzerinden piyasaya açıldığı da bilinmektedir) ve AB grubu Arap Baharı coğrafyasındaki tüm ülkelerde sistemlerini oturtmuştur. Arka bahçeleri olarak gördükleri bu bölgede etkin olmaya başlayan diğer oyuncular olan, Çin, Japonya ve Rusya’yı istememektedir.

4.3. Arap Baharı Coğrafyasındaki Petrol ve Gaz Piyasasına Yeni Büyük Güç Odaklarının Aramacılık ve Üretim Faaliyetleri Alanından GirişiBir önceki bölümden de anlaşılacağı üzere; Arap Baharı coğrafyasındaki petrol ve doğal gaz piyasasında büyük oranda ABD-AB grubunun etkin olduğu aşikârdır. Fakat özellikle son 10 yıldır, faaliyetlerinde ciddi miktarda artış görülen yeni, güçlü, büyük oyuncuların varlığı dengeleri değiştirmeye başlamıştır. Bu oyuncular, daha önceki bölümlerde de bahsedildiği üzere; Çin, Rusya ve Japonya’dır.

Bu üç büyük devletin sadece resmi petrol şirketlerinin Arap Baharı coğrafyasındaki petrol-gaz arama ve üretim projeleri konusundaki yeni girişimlerinin varlığına aşağıdaki Tablo 5’ten baktığımızda göreceğimiz üzere; güç odakları arasındaki petrol ve gaz arama/üretim alanındaki mücadele, Bahreyn, Ürdün, Lübnan ve Batı Sahra dışında çoktan başlamıştır. Belki de, Bahreyn’in kendi içinde üretim ve rafinaj yaparak, petrol ürünü satan küçük bir ada ülkesi oluşu, Ürdün ve Lübnan’da henüz önemli keşiflerin ve kaynakların olmayışı, Batı Sahra’nın ise bağımsız devlet yapısının oturmamış oluşu ve petrol ve gaz aramacılığına yönelik kayda değer giri-şimlerin henüz yapılmamış oluşu, (bu girişimlerin önümüzdeki on yıl içerisinde Fas ve Moritanya’da önemli kesifler olması halinde tüm güç odakları tarafından yapılması beklenmektedir) bu ülkelerde küresel güç mücadelelerinin henüz diğerlerine nazaran neden daha az yoğun olduğunun göstergesidir.

Ayrıca, tüm Arap Baharı coğrafyasında petrol ve gaz sektörünün servis hizmetleri (sondaj-sismik-kuyu tamamlama-malzeme temini vb.) alanında da özellikle Çin şirketlerinin, diğer şirketlere nazaran daha uygun fiyatları sayesinde, hızla piyasayı ele geçirdiği gözlemlenmektedir.

Not: Çin’in Orta Doğu-Afrika coğrafyasındaki enerji sektörü üzerinde hâkimiyet kurma girişimleri, 2005’li yıllarda birçok batılı enstitü ve düşünce kuruluşu tarafından tehlike çanları eşliğinde akademik çalışmalara yansıtılmıştır. ABD’nin önemli düşünce kuruluşlarından olan Council on Foreign Relations uzmanlarından Princeton N. Lyman, 21 Temmuz 2005 yılında hazırladığı ‘Çin’in Afrika’daki Genişleyen Rolü’ başlıklı makalesinde, Çin’in Afrika coğrafyasındaki faaliyetlerinde yüksek nakit imkânı ile çok başarılı olduğundan ayrıca Çin’in Afrika’daki hâkimiyetini artırması ile artık Afrika’nın, Batılı milletlerin ve ABD’nin av bahçesi (chasse garde) olmadığından fakat ABD ve Batılı milletlerin bunu anlamadığından bahsetmektedir.

5. SONUÇ VE ARAP BAHARININ BAŞKA COĞRAFYALARA YAYILMA İHTİMALİ

Arap Baharı coğrafyası olarak tanımladığımız, genişletilmiş büyük Ortadoğu projesi gibi popüler projelerin de kapsadığı, Ortadoğu ve Kuzey Afrika coğrafyası, önemli petrol ve gaz kaynaklarına sahip bölgelerdir. Tüm bu coğrafyada yer alan ülkeler Arap Baharı olarak nitelendirilen bir değişim havasından farklı oranlarda etkilenmektedir. Muhakkak ki bu etkileşim sürecinin başlaması ve yayılması ile ilgili siyasi, ekonomik, sosyal, politik ve dış etkenli yönlendirmeler sonucu oluşan sebepler mevcuttur.

Bu coğrafyada yer alan ülkelerin önemli çoğunluğunun sahip olduğu petrol ve gaz kaynakları, dünya piyasalarına sağladıkları önemli arz kapasitelerinin mevcudiyeti ile dünya enerji politikaları açısından çok

Tablo 4. Güç Odaklarının Arap Baharı Ülkelerinde Faaliyet Gösteren Şirket Sayıları

Tun

us

Mıs

ır

Liby

a

Yem

en

Sur

iye

Cez

ayir

Fas

Um

man

Kuv

eyt

Bah

reyn

Urd

un

Lübn

an

Irak

B.S

ahra

S. A

rabi

stan

Sud

an

Mor

itany

a

ABD 5 4 4 4 2 3 6 1 1 2 1 (+Kanada)

AB 8 9 12 6 4 10 5 8 1 3 2 1 4

Çin 1 1 1 1 2 1 1

Rusya 2 2 2 1

Japonya 3 1

Tablo 5. Çin, Rusya ve Japonya’nın Resmi Petrol Şirketleri ile 2005’ten Başlayarak Petrol-Gaz Üretim ve Arama Faaliyetlerinde Bulunduğu Arap Baharı Ülkeleri

Tun

us

Mıs

ır

Liby

a

Yem

en

Sur

iye

Cez

ayir

Fas

Um

man

Kuv

eyt

Bah

reyn

Urd

un

Lübn

an

Irak

B.S

ahra

S. A

rabi

stan

Sud

an

Mor

itany

a

Çin CNPC-Sinopec

Rusya Tatneft-Lukoil

Japonya Inpex-JNOC-Japex


156

önemli oluşu da, bu coğrafyada yaşanan Arap Baharına farklı bir pencereden bakmamız gereğini doğuracaktır. Bu pencere ise en önemli enerji kaynakları olan petrol ve doğal gazdır.

Bu çalışmada, Arap Baharı coğrafyasındaki ülkelerin petrol ve gaz kaynakları-piyasaları-üretimleri üzerinde durularak, bu coğrafyada söz sahibi olmak isteyen büyük küresel oyuncuların, bu ülkelerdeki petrol ve gaz pazarlarındaki varlıklarından ve bu varlıkların sonucunda oluşması beklenen doğal mücadele ortamından söz edilmiştir. Bu mücadele çerçevesinde, Arap Baharının bölge ülkelerini etkilemesi nedeni ile bu ülkelerde faaliyet gösteren ve çıkarları olan güç odakları da etkileneceğinden, doğal olarak yerine göre bu güç odakları Arap Baharı lehinde ya da aleyhinde tavır takınmışlar ve takınacaklardır. Siyasi gelişmelerden gözlemlenebildiği kadarı ile ABD-AB Arap Baharı lehinde, Japonya çekingen, Çin ve Rusya ise genelde aleyhinde tavır sergilemektedir. Bu tavırların da değerlendirmelerde göz önüne alınması gerekmektedir. Arap Baharının bu coğrafya üzerindeki etkileri ancak birkaç yıl sonra tamamlanıp, sistemler ve piyasalar oturduktan sonra gözlemlenebilecektir.

Arap Baharının şu an için coğrafyadaki etkilerinin sonuçları merak konusu olmakla birlikte, bu akımın Kafkaslar ve Hazar bölgelerinde de etkili olup olamayacağı tartışılmaktadır. Bu sorunun cevabı da, dini ve sosyal yapı olarak Arap Baharının etkilediği coğrafya ile bazı benzerlikler göstermesi nedeni ile batılı düşünürler tarafından, etkilenmesi ihtimalinin yüksek oluşu (temennisi) yönünde olsa da (ki dikkat edilmelidir ki, bu yeni coğrafya da önemli enerji kaynaklarına sahiptir), dengeler bu yeni coğrafyada daha farklıdır. Ki, bu coğrafyada Rusya, Çin ve Japonya çok daha güçlü ve çok daha eskidir. Ayrıca göz önüne alınmalıdır ki, Rusya ve Rusya’nın uluslararası politikaları için çok önemli sonuçlar doğurabilecek son başkanlık seçimlerini tekrar Putin kazanmıştır.

Tabiî ki böylesi çok kriterli analiz edilmesi gereken, çok yönlü bir konu kitaplarca analiz sonucu doğru değerlendirilebilir, fakat Arap Baharının Hazar, Kafkaslar, Kuzey ve Orta Asya coğrafyasına yayılma ihtimali, özellikle batı dünyası (ABD+AB), Suriye ve akabinde İran ile ilgili problemlerini çözmeden şu an için çok zayıf görülmektedir.

KAYNAKLAR

[1] http://en.wikipedia.org/wiki/Main_Page[2] http://www.jodidata.org/[3] http://205.254.135.7/countries/[4] www.iagas.org[5] bp.com/statisticalreview

SUMMARY

The fire started in Tunisia in 18 December 2010 has affected so many countries in Arab Geography. While some governments were collapsing in some countries, for others civil disorder and protests are sustaining and some governmental changes has occurred. While the Middle East and North Africa governments are in such a revolutionary changes, the possible effects of this wave occupies the minds for other regions such as Caspian Asia and north Asia.In such a picture, all the effects, regional political balances, the sources of the interactions between the governments and the nations and the global results of these changes are being studied

and analyzed be lots of experts. In addition to these studies, it is important to analyze the Arab spring through the window of energy politics, which is an important factor for determination of global policies.

In this paper, while studying the Arab spring through the window of energy politics; all the import & export rates of the Arab spring region countries, existing reserves, production and exporting infrastructure properties, international investors and companies in the region and important projects will be considered. As a result of this study, a general estimation of possibilities of Arab spring to affect other regions such as Caspian and middle and north Asia will be estimated.


157

ASSESSMENT AND COMPARISON OF AN OPERATIONAL WIND FARM USING WIND ATLAS AND CFD METHODS

Ömer Emre ORHANFICHTNER Wind Team

Barış BAYIRLARFICHTNER Wind Team

Çiğdem ÜNALANFICHTNER Wind Team

Gökhan AHMETMETU Aerospace Engineering Department

ABSTRACT

For the resource and wind assessment of wind farms, there are several methodologies available in the literature. One of the most well known and utilized is the Wind Atlas Methodology (WAM). WAM is very effective in terms of providing fast results. However, it is also well known that WAM has several drawbacks especially in complex topographies. These are mainly because of the assumptions involved in order to obtain a quick response from the methodology. Apart from WAM, Computational Fluid Dynamics (CFD) is another method of providing wind assessment results. Although, it is known that CFD provides more accurate and more detailed results, it is also more time consuming and requires a relatively high computational resource. But, popularity of CFD methods in the field of wind assessments have been increasing nowadays. The selection of which method to apply depends on several factors such as complexity of the site, time requirements and the level of details needed.

In this study, assessment of an already existing wind farm which is already in operation for almost a year, is performed. The project site is located in northwestern part of Turkey and is composed of nine wind turbines. First of all, a yield assessment study is performed using one of the commercial softwares utilizing WAM. Then, these results are compared with the results obtained by CFD. In the conclusion section, the pros and cons of both methods are evaluated and presented for future studies.

1. INTRODUCTION

In this study, the performance of SARES Wind Farm (WF) which has been developed by GARET Enerji – the Project Company of

Gama Energy – will be evaluated by two different methodologies. The first study has been executed using WindPro [1]-Wasp [2] and the second one using WindSim[3].

SARES WF with an installed capacity of 22.5 MW has 9 GE 2.5XL wind turbines and is located in Ezine district of Çanakkale which is at the northwest of Turkey. SARES WF is fully under operation since 11.03.2011. First 6 of the wind turbines were commissioned on 23.12.2010 and the remaining 3 were commissioned on 11.03.2011. SARES WF with an average Capacity Factor (CF) of 47.5 % for 2011 can be considered as one of the best wind farms in Turkey.

The following figure shows 4 of the 9 wind turbines after mechanical completion of SARES.

2. METHODOLOGY

In this section, basic theoretical background behind wind atlas and computational fluid dynamics methodologies for wind assessment is explained briefly.

2.1. Wind Atlas MethodologyThe direct use of a measured wind data is only possible if wind resource calculation is needed for that specific point. However, WAM is a method de-veloped to transform the wind measurements at a point to a specific region that needs ex-trapolation in vertical and hori-zontal directions, roughness and sheltering models. Figure 2 is a representation of WAM which is a linear method that is based on the atmospheric boundary layer theory. A rep-resentation of the atmospheric boundary layer can be seen in Figure 3. According to the at-mospheric boundary layer theo-ry, a fictitious wind speed which is driving the boundary layer is calculated from the pressure field[5].

Figure 1. SARES Wind Farm.

Figure 2. Wind Atlas meth-

odology[4].


158

Since it is a linear method, the application is mainly limited to rela-tively flat terrain. However, more and more WFs are installed in complex terrains which might require the detailed investigation of flow separation and high turbulence intensities[7]. For that, ten-dency to use Computational Fluid Dynamics (CFD) methodologies is more and more becoming popular.

Figure 3. Atmospheric boundary layer[6].

2.2. Computational Fluid Dynamics (CFD) MethodologyCFD calculations are very common in the field of Fluid Dynamics but it is hard to say that they are thoroughly penetrated and integrat-ed in the field of wind resource assessment. This is mainly because they are more time and cost demanding compared to the linear mod-els. However, especially in complex terrains, in order to capture flow patterns around steep hillsa CFD analysis is required.

There are several commercial CFD solvers available in the market. For this study, evaluation version of WindSim has been utilized[3]. This version of the software has no time limits and functionality. But the grid size is limited to 5000 cells. Although this restriction is crucial for this kind of study, effects of grid resolution will be examined in future studies. WindSim solves Reynold Averaged Navier Stokes (RANS) equations to create wind fields and takes a statistical approach by using these wind fields and the wind data measured from the corresponding area.

3. RESULTS

Wind speed statistics have been obtained using the met mast wind speed data that is available between May 2007 and September 2009. Figure 5 shows the wind distributions at 85 meters above ground, which is the hub-height of the turbines, calculated by WindSim. Triangular signs show the position of the wind turbines and the circle points the met mast.

Figure 4. Results of a CFD study[8].

Table 1. Average Wind Speeds and Production Per

Wind Turbine

Operation WindPro-WasP WindSim

Turbine No

Mean Wind

Speed (m/s)

Production (MWh/a)

Mean Wind

Speed (m/s)

Production (MWh/a)

Mean Wind

Speed (m/s)

Production (MWh/a)

T1 7,25 9630 8,69 9972 9,06 10808

T2 6,65 9146 8,64 10174 9,01 10742

T3 7,54 10879 8,97 10554 9,24 11027

T4 7,72 10998 9,20 10832 9,34 11144

T5 8,00 11570 9,46 11017 9,46 11246

T6 6,39 8596 8,47 9705 8,67 10313

T7 7,81 9416 9,06 10617 9,63 11420

T8 8,09 9725 8,80 10225 9,71 11550

T9 8,58 8961 8,57 9810 10,06 11877

Table 1 shows the comparison of the results obtained by WindPro-WasP and WindSim with the operational results. Empirical Turbulence Model developed by Dutch TNO Laboratory is used for WindPro-WasP whereas k-ε is utilized for WindSim. In both methodologies the wake model developed by Jensen is used. Table 1 represents the comparisons of the average wind speeds and annual energy production for the operational wind farm and the results obtained by using WindPro-WasP and WindSim.

From Table 1, it is clear that the operational wind speeds which are obtained through SCADA are lower than the results calculated by WindPro-WasP and WindSim. This is mainly because of the wake effects of the blade. Since the anemometer and the wind vane of the wind turbine is behind the rotor, and if the blade is just in front of the anemometer, the recorded wind speed is much lower than the real wind speed.

Considering the production values, SARES WF has an operating Capacity Factor of approximately 47.5 %. For the calculation of this value, an average of the first 6 turbines has been taken till 10.03.2011 and for the remaining period average of the 9 turbines is calculated. The Capacity Factor calculated by WindPro is around 47 % including a general loss of 7 % over the gross production whereas the calculated Capacity Factor by WindSim is 51 % which is a little bit optimistic.

Figure 5. Wind speed (m/s) distribution and wake deficit(m/s) obtained

by WindSim (respectively).


159

4. CONCLUSION

In this study, the results of linear (WAM) and non-linear (CFD) methodologies have been compared with the operational results of a wind farm. For the CFD calculation, evaluation copy of WindSim has been utilized, therefore the number of elements was restricted to 5000 only. Because of this no grid consistency check was possible. CFD results could be refined with higher number of elements. This would be the topic of future studies. In addition to that, only the results of 1 turbulence and wake model have been represented in this paper. Comparison of different turbulence and wake models will be the focus of future studies.

It is very important to check the calculated energy yield of a wind farm with the operational values. To the knowledge of the authors, this is the first example of such a study in Turkey. However, it should not be the last since most of the wind projects in Turkey are developed in complex terrain. It is known that linear methods are quick and are appropriate for flat terrains whereas the non-linear methods are more accurate but time consuming and relatively expensive. On the other hand, with the current improvements on the computational technologies, it is totally getting affordable for these kind of high cost investments. Under these circumstances, it is very important to decide correctly which methodology to be used especially for the turbines having gearboxes since turbulence is an important phenomenon for wind energy applications. It is expected that the results of complex terrain related issues will be seen in the upcoming years.

5. ACKNOWLEDGEMENTS

It is greatly acknowledged the support of Mehmet Yıldız and İlker İlhan from Gama Energy. Without their understanding and support this study would not be possible.

REFERENCES

[1] http://www.emd.dk/WindPRO/Frontpage[2] http://www.wasp.dk/?sc_lang=en[3] http://www.windsim.com/[4] Troen, I. and E.L. Petersen, “European Wind Atlas”, Riso

National Laboratory, Roskilde, Denmark 1989.[5] E.L. Petersen, N.G. Mortensen, L. Landberg, J. Hojstrup

and H.P. Frank “Wind Power Methodology”, Riso National Laboratory, Roskilde, Denmark, December 1997.

[6] http://mae.ucdavis.edu/~wind/facilities/ablwt.html[7] J.M.L.M. Palma, F.A. Castro, L.F. Ribeiro, A.H. Rodrigues

and A.P. Pinto “Linear and Nonlinear models in wind resource assessment and wind turbine micro-siting in complex terrain”, Journal of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics, pp. 2308-2326, 2008.

[8] http://www.greenward-technologies.com/newsarchive.html


160

RİSK PAYLAŞIMI VE FİNANSMAN GEREKLİLİKLERİ AÇISINDAN ENERJİ TESİSİ KURULUM SÖZLEŞMESİ (EPC KONTRAT) VE

BAZI ESASLI MADDELERİ

Ömer KESİKLİKesikli & Ülker Hukuk Bürosu

ÖZET

Mühendislik, Tedarik ve İnşaat (“EPC”) işlerini bünyesinde barındıran enerji tesisi kurulumu projelerinde yatırımcının (“İş Sahibi”) öncelikle karar vermesi gereken husus; mevzu bahis enerji tesisinin ne tür bir kontrat yapısıyla kurulacağının tespiti olup belirlenecek yapıya uygun bir EPC sözleşmesinin (“EPC Kontrat”) hazırlanması, gerek finansman şartları gerekse de proje risklerinin paylaştırılması açısından büyük önem arz etmektedir.

Projenin yer alacağı ülke hukuku, hatta proje konusu ekipmanın ithal edileceği ülke hukukları dahi bir EPC Kontrat’ın yapılandırılmasında ve risk paylaşımının yapılmasında kritik konumdadır. Her ne kadar taraflar, sözleşme serbestîsi ilkesi kapsamında, sözleşmelerinde hak ve yükümlülüklerini özgürce belirleyebileceklerse de bu özgürlük sınırsız değildir. Zira yazılacak hükümlerin geçerli olup olmadığı tâbi olunan hukukun emredici kurallarına göre belirlenecektir. Enerji tesisi kurulumu projeleri kapsamındaki sözleşmelerde yapılacak küçük görünen hatalar domino etkisiyle yüklenici, tedarikçi veya İş Sahibi firmaları büyük finansal zararlara uğratabilecek nitelikte olabilir. İş Sahibi açısından dikkate alınması gereken bir diğer önemli husus ise EPC Kontrat’ın projeye kredi verecek olan bankaların ve finans kuruluşlarının (“Kreditörler”) şartlarını da karşılayan bir yapıda olmasının sağlanmasıdır.

Bu bildiride kısaca, kontrollü bir risk paylaşımı yapılması ve finansman gereklilikleri açısından enerji tesisi kurulumunu konu alan EPC Kontratlarda yer alan bazı önemli maddeler üzerinde durulacak ve bu kapsamda mevzu bahis konulara ilişkin kısa değerlendirmelere yer verilecektir. Seçmiş olduğumuz maddelerin, tecrübelerimize göre sözleşme müzakereleri sırasında en fazla zaman harcanan konular arasında yer aldığını belirtmekte fayda vardır. Değinilecek konular sırasıyla şöyledir: İş Kapsamı ve Kapsam Değişikliği; Uygulanacak Hukuk ve Uyuşmazlıkların Çözümü; Mücbir Sebep Riskleri; Süre Uzatımı ve Gecikme Cezaları; Performans Garantileri ve Cezalar; Finansal Garantiler.

1. GİRİŞ

Yalnızca enerji projelerinde değil, kompleks yapıdaki pek çok endüstriyel yapının konu edildiği projelerde de sıklıkla kullanılan EPC Kontratlar, alelade inşaat işlerini konu eden sözleşmelerden radikal farklılıklar içermektedir. Enerji santrallerinin kurulumunda kullanılan sözleşme tipleri tabi ki EPC Kontratlarla sınırlı değildir. Proje özelliklerine ve gereksinimlerine göre İş Sahibi, ayrı ayrı mühendislik ve/veya tedarik ve/veya inşaat sözleşmeleri yapmak suretiyle veya bunların bir kısmını birleştirmek suretiyle farklı sözleşme yapılarıyla da tesisin inşasını sağlayabilir. Örneğin,

santralin detay mühendislik ve montaj işleri bir firmaya ihale edilebilir, santralin ana ekipmanı İşveren tarafından doğrudan satın alınabilir, tüm yardımcı ekipmanlar için ise tedarikçi bir firmayla anlaşma yapılabilir. Bu tür örneklerin varyasyonlarına da rastlanmaktadır.

Tecrübelerimize göre, risk yönetimi ve hukuki sorumluluklar açısından getirdiği avantajlar nedeniyle enerji santrali kurulumu kontratlarında tüm işlerden sorumlu, teknik ve finansal yeterliliği haiz bir yükleniciye (“Yüklenici”) götürü bedel ile ve anahtar teslim esasına göre proje kapsamındaki tüm mühendislik, tedarik ve inşaat (“EPC”) işlerinin bir EPC Kontrat ile ihale edilmesi, uygulamada özellikle büyük ölçekli enerji projelerinde tercih edilebilecek başlıca seçenektir. Ayrıştırılmış kontrat yapısı, maliyetler açısından belirli bir tasarruf imkanı sağlayabiliyor olsa da, EPC Kontratların bu yapıya nazaran öne çıkan başlıca avantajı, İş Sahibi’nin karşısında herşeyden hukuken sorumlu tek muhatap görüyor olmasıdır. Kusur, işlerin hangi kısmında çıkarsa çıksın, hangi tedarikçi veya alt-yüklenicinin kapsamından kaynaklandığına bakılmaksızın, EPC Kontrat tahtında İş Sahibi karşısında tek sorumlu Yüklenici’dir. Yani, EPC Kontrat yapısının benimsenmesi durumunda, ayrıştırılmış kontrat yapısında alt-yüklenici, mühendis ve tedarikçiler ekseninde yaşanabilecek sorumluluğun kime ait olduğunun tespiti problemiyle zaman ve para kaybetme riskinin önüne geçilebilmektedir. Getirdiği bu avantaj ve risk yönetimi kolaylığı nedeniyle, enerji projelerine kredi veren Kreditörlerin de kredi ve risk değerlendirmesi yaparken EPC Kontrat yapısına sıcak baktıkları görülmektedir.

Şimdi seçmiş olduğumuz madde başlıkları altında kısa paylaşımlarda bulunacağız:

2. MADDE BAŞLIKLARI VE AÇIKLAMALAR

2.1. İş Kapsamı ve Kapsam Değişikliği maddesi esasen teknik bir konu gibi görünmekle birlikte, aslında hukuki ve finansal pek çok sonuç doğurabilecek nitelikte önemli hususları ihtiva eder. İş kapsamı tarif edilirken teknik bir eksiklik veya çelişki olmamasına dikkat edilmesi son derece önemlidir. Ancak buna rağmen, çok çeşitli malzeme, dizayn ve ekipman opsiyonu ile karşı karşıya olunduğu gerçeği göz önüne alındığında, eksiksiz bir teknik şartname hazırlanabilmesi pratikte her zaman mümkün olmayabilir. Zira ayrıntıya girildikçe şartnamenin hata içerme olasılığı ve böylece fiyatın gereksiz yere arttırılma olasılığı da artacaktır. Bu sebeple, EPC Kontratın kapsam maddesinde sarih bir ifadeyle, açıkça sözleşmede zikredilmemesine rağmen tesisin anahtar teslim esasına göre eksiksiz, kusursuz, güvenli ve iyi enerji üretimi tekniklerine, mevzuata ve sözleşmeye uygun olarak işletilebilmesi için gerekli tüm malzeme, ekipman ve hizmetlerin sözleşme bedeline dahil olduğuna ilişkin genel bir hükme sözleşmede yer


161

verilmesi İş Sahibi’ne ek maliyet yaratabilecek kapsam tanımındaki olası eksikliklerin yaratacağı olumsuz etkinin önüne geçmekte yardımcı olacaktır. Zira finansman analizi yaparken Kreditörler de EPC Kontrat’ta özellikle kapsamın eksiksiz yazılmış olması ve buna ek olarak “anahtar teslim” esasına ve “götürü bedel” usulüne göre sabit bir bedele tüm işlerin dahil edilmiş olması kriterini aramaktadır. Diğer taraftan, Yüklenici’nin hiç öngörmediği kalemlerin, ucu açık hükümlerle kapsama alınması her zaman hakkaniyete uygun sonuçlar vermeyebilir. O halde, Yüklenici açısından bu hususta alınabilecek önlem de kapsam sınırlarının gerek genel şartlarda ve gerekse de teknik şartnamelerde niyetleri yansıtır şekilde çizilebilmesini sağlamak ve mümkünse tartışmaya yer bırakmamak adına kapsam dışında kalan kalemleri açıkça ifade etmektir. Yüklenici’nin malzeme ve ekipman alabileceği tedarikçi listesinin sözleşmeye eklenmesi de bu konuda tesisin bir parçasını teşkil edecek ekipman ve malzemelerin kalitesi konusunda belirlilik sağlanması noktasında katma değer sağlayacaktır. Zira hangi tedarikçiden alınacağı önceden planlanan belirli marka ekipman ve malzemelerin, proje süresince gerek süre kısıtı, fiyat ve ödeme şartları, gerekse de çeşitli etkenler nedeniyle farklı tedarikçilerden alınması gerekebilir. İş Sahibi’nin kalite kaygısı, Yüklenici’nin ise benzer kalitedeki farklı opsiyonları değerlendirerek fiyat ve garanti şartlarında rekabetçi fiyat alabilme kaygısı, onaylanmış yeterli genişlikte bir tedarikçi listesinin sözleşmeye ek yapılmasını gerekli kılmaktadır.

İş Sahibi’ne ait olacak bir tesiste, kapsamda İş Sahibi’nin değişiklik yapılmasını talep hakkına sahip olması, eşyanın doğası gereğidir. Her ne kadar taraflar başlangıçta bir kapsam üzerinde anlaşmışlarsa da bu kapsamın makul olarak değiştirilebilmesi İş Sahibi’nin tasarrufunda olmalıdır. Bu sebeple EPC Kontrat’ta İş Sahibi’ne kapsamda değişiklik yapma hakkını tanıyan hükümlere yer verilmelidir. Sözleşmede buna ilişkin bir hüküm yer almaması halinde ilgili kapsam değişikliği talebi Yüklenici tarafından kabul edilmeyebileceği gibi nazarı itibara dahi alınmayabilir. Aksi sözleşmede öngörülmediği sürece bu değişiklik adeta sözleşmenin tek taraflı değiştirilmesi niteliğinde etki doğurabilecek, kısmi fesih anlamına dahi gelebilecek ve İş Sahibi tarafından bunun olumsuz sonuçlarına katlanılması gerekebilecektir. Böylesi kompleks yapıdaki endüstriyel tesislerde kapsamın İş Sahibi tarafından değiştirilmek istenmesi birçok nedenle gündeme gelebilir. Mevzuat değişiklikleri, finansal sebepler, mücbir sebepler, yeni teknolojiler, verim kaygıları, pazar değişiklikleri akla gelen örneklerden yalnızca birkaçını teşkil etmektedir. İş Sahibi’ne kapsam değişikliği hakkı verilmesi, Yüklenici’nin mağdur edileceği anlamına da gelmemelidir. Değişiklik prosedürü, sözleşmede açıkça tanımlanmalı, Yüklenici’nin yeni kapsama ilişkin teklifi nasıl ve hangi detayda, ne kadar süre içerisinde sunacağı, baz alınacak fiyatlar, ek maliyetlerin, süre uzatımının nasıl hesaplanacağı gibi konulara sözleşmede yer verilmelidir. Bu detayların sözleşmeye girilmemesi halinde kapsam değişikliğinin gündeme gelmesi çoğu zaman Yükleniciler tarafından daha önce sebebiyet verilen gecikmelere veya hatalı yapılan işlere adeta kılıf uydurulması sonucunu doğurabilecektir. Ayrıca, gündeme böyle bir konunun gelmesi halinde sözleşmesel olarak teklif verme zorunluluğu bulunmayan Yüklenici, işi sürüncemede bırakarak zaman kaybı yaşanmasına da sebebiyet verebilecektir. Bu konuda uygulamada sıklıkla yaşanan bir durum da, değişik kapsama ilişkin ödeme şartlarında anlaşılmaksızın Yüklenici’nin işlere devam etmemesi halidir. Böylesi bir durumda Yüklenici, teklif ettiği fiyat makul olmadığı hallerde dahi işi sürüncemede bırakabilecek, projenin gecikmesine sebebiyet verebilecek ve sözleşmesel haklarını

kötüye kullanabilecektir. O halde ek kapsama ilişkin maliyetlerde anlaşılamaması halinde ne tür bir yol izleneceği de sözleşmede açıkça hüküm altına alınmalıdır.

2.2. Uygulanacak Hukuk ve Uyuşmazlık ÇözümüSözleşmenin tabi olacağı hukukun seçimi, sözleşmenin iskeletini ve şartlarını oluştururken göz önünde bulundurulması gereken başlıca unsurlar arasında gelmektedir. Sözleşmeye yazılabilecek cezai şartlar, tazminat maddeleri, sorumluluğun sınırlandırılmasına ilişkin hükümler ve sair birçok husus, uygulanacak hukuka göre farklı şekilde yazıya dökülecektir. Uygulamada zaman zaman hatalı olarak, uygulanacak hukuk maddesinin en son üzerinde görüşülecek konular arasına bırakıldığına rastlanmaktadır. Oysaki ilk olarak üzerinde görüşülmesi gereken husus sözleşmenin tabi olacağı hukuktur. Sözleşmede yer alan cezai şart hükümleri, sorumluluk maddeleri, tazminat maddeleri ve sair çeşitli hükümler seçilen hukuka göre geçersiz addolunabilecek, böylece sözleşmede kurulmaya çalışılan denge ve esaslar bozulabilecektir.

Uyuşmazlık çözümü konusunda ise klasik olarak Mahkemeler nezdinde uyuşmazlıkların çözümü yerine arabuluculuk, bağlayıcı ve bağlayıcı olmayan tahkim, bilirkişi tahkimi gibi çeşitli alternatif uyuşmazlık çözüm yöntemlerine sözleşmede yer verilmesi önemli kazanımlar sağlayabilir. Zira enerji projeleri yapıları gereği teknik ve/veya hukuki uzmanlık alanına girmekte, uyuşmazlık noktalarında karar verilirken, belki de ilk defa böyle bir işle karşılaşacak olan mahkemece atanmış bilirkişilere bağlı kalınması gerek zaman açısından gerekse de durumun doğru tespiti açısından birtakım zorlukları beraberinde getirebilecektir. Niteliği itibariyle dinamik, esnek ve hızlı bir şekilde işlemesi gereken enerji projelerinde kaybedilecek her gün, yüklü miktarda para kaybına da yol açacaktır. Belirli, esnek ve hızlı çözümler barındıran tahkim yönteminde, tarafların ihtilafların halline bakacak olan hakemlerin kimlikleri üzerinde dahi önceden anlaşmaya varabilmeleri mümkündür. Bu seçim yapılırken projenin ihtiyaçlarına uygun seçimler yapılabilecektir. Ayrıca ara bir çözüm yöntemi olarak (karşı çıkılmadığı takdirde) bağlayıcı olmayan tahkim yöntemi bile tarafların çözüme ulaşma ve sulh olma çabaları doğrultusunda hızlı ve olumlu sonuçlar vermektedir. Esas olarak her iki tarafın amacının da projenin sorunsuz ilerlemesi ve karşılıklı hak ve borçların tamamlanması olması icabı gereği makul bir sonuca hızlı bir yöntemle varabilmek her iki tarafın da menfaatine olacaktır.

2.3. Mücbir Sebep (Force Majeure) RiskleriMücbir sebep maddesi, hemen bütün EPC Kontratlarda yer alan bir düzenleme olmasına karşın, gerçekten bu terimin ne anlama geldiği ve hangi halleri içerdiği konularında taraflardan birisinin mücbir sebep ilan ettiği ana kadar, çok ayrıntılı bir irdeleme yapılmadığı görülmektedir. Kanunlarda ise mücbir sebebin tanımı ve sorumluluk ayrımı yapıldığına nadiren rastlanmaktadır. Kontrat müzakerelerinde bu maddenin kanuni bir zorunlulukmuş gibi algılanıp, üzerinde fazla durulmadığı da zaman zaman görülmektedir. Oysaki mücbir sebep risklerinin doğru bir şekilde tanımlanması ve taraflar arasında net bir şekilde paylaştırılması her iki taraf açısından da istisnai bir öneme sahiptir. Neyin mücbir sebep olup neyin olmadığını da iyi tanımlayabilmek gerekir. Tipik olarak belli başlı bilinen şartlar, mücbir sebebin bir tarafın kusuru ile meydana gelmemiş olması; makul olarak öngörülemeyecek olması; tarafların kontrolü dışında gerçekleşmesi ve taraflarca öncesinden ilgili olayın veya sonuçlarının önlenemeyecek olmasıdır. Her ne kadar burada her iki tarafı da zikretmişsek de, esasen bir mücbir sebebin kabul edilebilmesi için mücbir sebep ilan eden (veya mücbir sebepten etkilenen) tarafın


162

şartları göz önünde bulundurularak bir değerlendirme yapmak gerekecektir. Çünkü riskler her zaman iki tarafın kontrolü dışında değil, taraflardan yalnızca birisinin kontrolü dışında da oluşabilir. İşte bu noktada bir ayrım yapılarak kimi zaman taraflardan her birisinin kontrol edebileceği alanlar olduğu varsayılarak bunların coğrafi sınırlarına sözleşmelerde yer verilebilmektedir. Örneğin, proje sahasında meydana gelebilecek mücbir sebep riskleri İş Sahibi’ne, saha dışında bir yerde oluşabilecek riskler Yüklenici’ye ait olacak şekilde bir yapı öngörülebilir. Zira EPC Kontrat dendiği zaman farklı ülkelerden birçok farklı ekipmanın ve malzemenin sahaya getirileceği öngörüsünde, İş Sahibi’nin yurtdışında yaşanabilecek sayısız mücbir sebep riskini üstleniyor olması, yönetilmesi çok zor bir risk altına girmesi anlamına gelecektir. Bunun yanı sıra, Yüklenici’nin kaldıramayacağı veya risk marjını arttıran bir kalem olarak fiyatlayabileceği bu kadar katı bir ayrım yapmak yerine orta bir yol olarak mücbir sebep risklerinin belirli bir kontrol ayrımı yapılmak suretiyle, taraflar arasında paylaşılması da tasarlanabilir. Yani örneğin, Yüklenici’nin kontrol alanında meydana gelebilecek bir mücbir sebepten dolayı, herhangi bir ek maliyet talebi kabul edilmezken, bu mücbir sebebin yukarıda saydığımız koşulları taşıyor olması kaydıyla süre uzatımına sebebiyet verebilmesi kararlaştırılabilir. Bu örnekte tüm riski bir tarafa yıkmak yerine, paylaşılan bir riskten söz edilmektedir.

Mücbir sebep maddesinin vurgulamak istediğimiz bir diğer özelliği, sözleşmenin ayakta tutulabilmesi noktasında ortaya çıkar. Zira, böyle bir maddenin yokluğunda sözleşmenin tabi olduğu hukuk hükümleri uygulanacak ve işlem temelinin çökmesi nedeniyle sözleşmenin feshi imkanı doğabilecektir. Oysaki, uzun ihale süreçlerinden, değerlendirmelerden ve müzakerelerden sonra imzalanan EPC Kontratın, gerçekleşme olasılığı her zaman çok da düşük olmayan mücbir sebep hallerinde kolayca sona erdirilmesi ihtimali, tarafların mevzu bahis kontrat için harcadıkları emek ve sermayenin adeta kolayca çöpe atılması riskini taşımak anlamına gelmektedir. Daha da önemlisi böyle bir feshin sonuçlarını açık sözleşme maddeleri olmaksızın öngörebilmek de bu tür kompleks işlerde hiç de kolay olmayacaktır. Elbette sözleşmeye dercedilecek olan mücbir sebep maddesi de belirli hallerde feshi öngörüyor olacaksa da bunun belirli prosedürleri, şartları, süreleri ve sonuçları da ilgili madde içerisinde yer alacaktır.

Mücbir sebebin gündeme getireceği bir diğer soru ise kısmen veya tamamen ifa edilmiş işlere veya teslim edilmiş ekipmana mücbir sebebin verebileceği zarar ve ziyanın nasıl ve kimin sorumluluğunda giderileceği ve zarar görmüş işlerin bedellerinin ödenip ödenmeyeceği sorunudur. Kimi sözleşmelerde bu hususlara hiç değinilmediği dahi görülmektedir. Genel itibariyle, EPC Kontratlarda yer verilen “risk transferi” hükümlerinde tipik olarak işletmeye alma tarihine veya geçici kabul tarihine kadar işlere gelebilecek hasar ve zarar riskinin Yüklenici’de olduğu ifade edilmektedir. İşte bu maddeyle birlikte değerlendirildiğinde, sözleşmede aksine bir hüküm olmadığı hallerde ekipmana, malzemelere, işlere gelebilecek tüm zararlar Yüklenici sorumluluğunda ve riskinde kalacaktır. Bu sonuçlar hiç düşünülmeksizin risk transferi maddesinin kaleme alınması, Yükleniciler için katlanılması güç bir durum yaratabileceği gibi, projenin sıhhatini de olumsuz yönde etkileyecektir. Bu noktada, EPC Kontratın sigortalara ilişkin maddesi de ayrı bir önem taşımakta olup, sigortaların kimin kapsamında olduğuna göre farklı bir risk paylaşımı ve zarar giderimi prosedürü öngörülmesi gerekecektir. Örneğin “All Risk” sigorta poliçesi kapsamında tazminatını tahsil edecek olan tarafın İş Sahibi olduğu varsayımında, sahada oluşabilecek zararlarda

sigortaya ilgili başvuruların yapılarak zararın karşılanması, İş Sahibi kontrolünde Yüklenici’ye zarar gören işlerin yeniden yaptırılması gerekecektir. Ciddi meblağlar karşılığında satın alınan ana ekipmana gelebilecek zararlar durumunda sigortadan ilgili zarara ilişkin tazminatın tahsil edilmesinin beklenmesi Yükleniciler tarafından, zarar gören işin yeniden ifası için bir şart olarak öne sürülebilmektedir. Bu gibi durumlarda İş Sahibi tarafından alınabilecek önlem, belirli bir meblağa veya büyüklüğe kadar oluşabilecek zararlarda Yüklenici’nin tazminatı beklemeden işleri yeniden yapma yükümlülüğünde olduğuna ilişkin prosedürleri EPC Kontrata dercetmek olacaktır.

2.4. Tamamlanma Süresi, Süre Uzatımı ve Gecikme CezalarıTesisin planlandığı vakitte işletmeye alınabilmesi, İş Sahibi için önem arz eden en önemli konular arasındadır. Bu sebeple, EPC Kontratlarda tüm işlerin anahtar teslim tamamlanacağı tarihe sözleşmelerde hemen her zaman yer verilmektedir. Kreditörler de açık bir tamamlanma tarihinin kontratın içerisinde açıkça zikredilmesini zaruri görmektedir. Tesisin geç devreye alınması, kredi borcunun gecikmesine, planlanan geri ödeme tarihlerinin kaymasına yol açabilecek, proje risklerini artıracaktır. Zira Kreditörler için, tesisin üreteceği enerjinin satış geliri üzerine koyulan temlik, önemli teminat enstrümanları arasındadır. Bahsi geçen tamamlanma tarihine haklı olarak atfedilen büyük önem nedeniyle, bu tarihte yaşanabilecek gecikmelere ilişkin olarak EPC Kontrat’ta gecikme cezalarına yer verilmesi adeta bir pazar uygulaması haline dönüşmüştür.

Acaba süre uzatımı ve gecikme cezası maddeleri kimin menfaatinedir? Bu soruya kısaca “Yüklenici’nin veya İş Sahibi’nin menfaatinedir şeklinde cevap vermek kanaatimizce mümkün değildir. Yerine göre böyle bir maddenin sözleşmede varlığı her iki tarafın da menfaatine sonuçlar doğuracaktır. Söz konusu madde, öncelikle süre uzatımının hangi hallerde mümkün olup, hangi hallerde mümkün olmadığını açıkça belirleyerek öngörülebilirliği sağlamak noktasında her iki taraf için katma değer sağlamaktadır. İş Sahibi tarafından istifade edilebilecek bir diğer avantaj, bu madde kapsamında süre uzatımı taleplerini belirli süre ve prosedürlere bağlayarak Yüklenici’nin süre uzatımına hak kazanabilmesi için yerine getirmesi gereken şartları hüküm altına alarak, bu şartlara aykırı olarak veya makul olmayan zamanlarda bu tür taleplerin gelmesinin önüne geçebilmek ve başlangıçta taahhüt edilen tamamlanma tarihinin değişmesi halinde bu tarihin ne süreyle uzatılacağını belirleyerek, ucunun belirsiz bir şekilde açık bırakılmasının önüne geçmektir. Gecikme cezalarının EPC Kontrat’ta öngörülmesinin İş Sahibi açısından bir diğer avantajı, ilgili ihlal nedeniyle uğramış olduğu zararları ispat etmesine gerek olmaksızın, ihlal halinde sözleşmede belirtilen cezai tazminatı talep hakkına sahip olmasıdır. Ceza öngören bir hükmün bulunmaması durumunda, İş Sahibi gecikilen süre nedeniyle ne kadar zarara uğramış olduğunu ispat etmeden bu zararlarının tazminini talep edemeyecektir. Diğer taraftan, Yükleniciler için gecikme cezası maddesinin bir nevi sorumluluk sınırlandırması olarak işlev gördüğünü söyleyebiliriz. Sınırsız sorumluluk üstlenmek istemeyen Yüklenicilerin gecikme cezaları için bir üst sınır talep etmeleri neticesinde EPC Kontratlar’da bu tip sınırlamalara yer verilmesi pazar uygulaması haline gelmiştir. Bu sınırlamalar, yalnız başına Yüklenici’yi sorumluluk sınırını aşan zararlar için tam anlamıyla koruyamayabilir. Zira İş Sahibi, aşan zararlarını da ispat etmek kaydıyla bunları da talep hakkına sahiptir. Dolayısıyla Yüklenici gerçek anlamda bir sınırlama için gerekli ek hükümler konusunda da EPC Kontrat’ta ısrarcı olmalıdır. Hiç gecikme cezası öngörülmeyen


163

hallerde, gecikme nedeniyle uğranabilecek zarar miktarları oldukça yüksek olabilecek ve Yüklenici sınırsız bir sorumlulukla karşı karşıya kalabilecektir. Söz konusu üst sınır İş Sahibi tarafından kabul edilirken bu sınırın istisnalarına ve üst sınıra ulaşılması halinde uygulanacak ek müeyyidelere yer verilmemesi İş Sahibi için büyük bir handikap oluşturacaktır. Sorumluluk sınırını aşan bir ihlal halinde, Yüklenici başkaca bir sorumluluğu olmadığını iddia edebilecek ve ifadan kaçınabilecektir. Kreditörlerin ceza sınırları konusundaki yaklaşımı da, bu sınırların mümkün olduğunca yüksek tutulması, sınır kapsamında sayılmayan istisnalara ve sınıra ulaşılması halinde İş Sahibi’ne tanınan ek haklara açıkça EPC Kontrat’ta yer verilmesi yönündedir. Cezai şart miktarı belirlenirken, bunun mümkün olduğunca, böyle bir ihlal halinde uğranabilecek gerçek zarara yakın olmasının sağlanması önem teşkil eder. Zira örneğin Türk Hukuku’na göre, sözleşme ihlalinden kaynaklanan zararlar talep edilirken ihlale maruz kalan tarafın yalnızca ihlali, zararı ve illiyet bağını ispat etmesi yeterliyken, ilgili ihlale ilişkin bir cezai şarta sözleşmede yer verildiği takdirde zararın ispatına ihtiyaç yoktur. Esasen bu İş Sahibi açısından bir avantaj teşkil etmekle birlikte, cezanın miktarının gerçek zararın altında kaldığı hallerde cezai şart konulmasının dezavantajı da bulunmaktadır. Çünkü cezai şart miktarını aşan zararların talep edilmesi halinde, İş Sahibi’nin, ihlali, zararı ve illiyet bağını ispat yüküne ek olarak, Yüklenici kusurunu da ispat etme yükü altına girdiğini belirtmek gerekir.

Her ne kadar tesisin kurulumunun tamamlanma tarihi, nihai olarak esas alınacak tarih olsa da, İş Sahibi’nin amacı yalnızca bu tarihi Yüklenici’ye taahhüt ettirmek değil, bu taahhüdün gerçekleşmesi için gerekli işlerin ve hizmetlerin ifa edilmesini fiilen sağlamaktır. Zira işlerin zamanlıca ifa ediliyor olduğunun takibi ve denetimi, projenin sıhhati için zaruridir. İş Sahibi’nin bu denetim ve takibi sağlayabilmek adına bu alanda uzmanlaşmış müşavir mühendis (“Mühendis”) şirketlerle anlaşabilmesi mümkün olduğu gibi, uzman bir personel kadrosunu kendi bünyesinde barındırarak da ilgili denetimi yapabilmesi mümkündür. (Mühendisin getirebileceği katma değer, avantaj ve dezavantajlara bu bildiri kapsamında değinmeyeceğiz/)

İşlerin takip edilebilmesi için EPC Kontrat’ta iş programı ile ilgili ayrıntılı hükümlere yer vermek gerekecektir. İşin başında temel mühendislik hizmetleri henüz ifa edilmemişse, bu programın yeteri kadar detaylandırılması mümkün olmayabileceği gibi mevcut program defalarca revizyona uğrayabilir. O halde, ilgili sözleşme maddesinde bu programın ne sürelerle, hangi aşamalarda ve ne detayda ayrıntılandırılacağı ve İş Sahibi’nin onayına sunulacağı açıkça zikredilmelidir. Bunun yanı sıra, bu program içerisinde, sapması halinde tamamlanma tarihini olumsuz etkileyebileceği düşünülen kritik işler ve tarihler belirlenmeli, bu tarihlerdeki gecikmeler de gecikme cezası ile müeyyidelendirilmelidir. Yükleniciler bu yaklaşıma kısmen haklı gerekçelerle karşı çıkabilirler.

Gerçekten de bu kadar kompleks bir işte, ara tarihler bazı sapmalar gösterebilecek olup, Yüklenici, kendisinden kaynaklanabilecek gecikmelerin önüne geçebilmek adına iş programında bazı revizyonlar yapabilme esnekliğine sahip olmalıdır. Ancak iş programındaki revizyonlar, taahhüt edilen tamamlanma tarihini de etkilememelidir. Bunun yanı sıra, Yüklenici tarafından bu konuda EPC Kontrat’ta yer verilmesi istenebilecek bir diğer hüküm, cezaya tabi ara tarihlerdeki sapmalara rağmen tamamlanma tarihinin tutturulması durumunda ara tarihler için öngörülen cezaların uygulanmayacağı düzenlemesidir. Gerçekten de belirli gecikmelerin saha çalışmalarında vardiyaları arttırmak, işçi sayısını artırmak veya

alternatif çözümler bulmak yollarıyla tolere edilebilmesi mümkün olabilir. Proje kapsamındaki bu tür iş programı revizyonlarının, Mühendis veya İş Sahibi’nin onayına tabi tutulması, bu onayın da makul olmayan gerekçelerle verilmekten imtina edilmemesi gerekir. İş programının bu şekilde sıkı takibi, henüz işin başında veya ortalarındayken, tamamlanma tarihinde herhangi bir gecikme olup olmayacağı konusunda öngörü oluşturacaktır. Bu öngörü, işlerin ne sebeple olursa olsun gecikmesi halinde İş Sahibi’ne işlerin hızlandırılması için gerekli önlemleri ve kararları alabilmesi için imkan tanıyacaktır. Örneğin İş Sahibi, işlerin hızlandırılması yönünde Yüklenici’ye talimat verebilir. Gecikmelerin Yüklenici’nin kusurundan veya riskinden kaynaklandığı hallerde bu talimatın ek bir maliyet talebi olmaksızın Yüklenici tarafından yerine getirilmesi sözleşmesel bir yükümlülük olmalı, Yüklenici kusuru veya riski dışındaki hallerde ise ek maliyeti karşılığı gerekli hızlandırmanın yapılması yine Yüklenici’ye ait bir sözleşmesel edim borcu olarak EPC Kontrat’ta hükmolunmalıdır. Yüklenici’nin iş programına uygun olarak işleri ifa edemediğinin ve/veya tamamlanma tarihinde kabul edilemez bir gecikme yaşanacağının anlaşılması halinde, İş Sahibi için bir başka yöntem de sözleşmeyi feshetme seçeneğine başvurmaktır. Her ne kadar EPC Kontratın feshi, her iki taraf açısından da olumsuz sonuçları sebebiyle o kadar kolay alınabilecek bir karar olmasa da, Yüklenici’nin belirli bir gecikme sınırını geçtiği ve İş Sahibi’nin artık Yüklenici’ye olan güveninin kaybolduğu durumlarda, taahhüt edilen tamamlanma tarihini beklemek, zararın daha da büyümesine yol açabilecektir. İşte bu zor fesih kararını alabilmek, sözleşmesel yükümlülüklerin, ihlallerin ve risklerin doğru bir şekilde analizini gerekli kılmakta olup, bu kapsamda Yüklenici tarafından ileri sürülmesi muhtemel olan “feshin haksız bir fesih olduğu” iddiasını çürütebilecek kanıt ve vakıaların durumu, bu iddianın akıbetini belirleyecektir. Bu aşamada, gecikme ile ilgili ihlallerde iş programının önemi bir kez daha ortaya çıkacak, ne kadar gecikme yaşandığı ve yaşanabileceği program üzerinden gösterilebilecek, ilgili feshin temellendirilmesinde başrolü üstlenecektir.

2.5. Performans Garantileri ve CezalarTesis inşaatının ve ekipman montajının mekanik olarak tamamlanmasını müteakip, tesisin Yüklenici tarafından taahhüt edilen performans kriterlerini sağlayıp sağlayamayacağı konusunun enerji tesisi kurulum projelerindeki en kritik aşamayı teşkil ettiği söylenebilir. Esasen projenin başında kredi değerlendirilmesi, fizibilite tetkiki ve risk fiyatlaması yapılırken de öngörülen performans ve verimlilik kriterleri, Kreditörlerin projeye kredi tahsis edip edemeyecekleri noktasında verecekleri kararda kırılma noktası teşkil edecek önemdedir. Keza, tesiste kullanılacak teknolojinin kanıtlanmış olup olmadığı da değerlendirmede esas alınacak bir diğer kriterdir. Entegre tesisin çalışıp çalışmayacağı, istenen performans değerlerini verip veremeyeceği, istikrarlı ve güvenli şekilde kurulum yapılıp yapılmadığı, tesisin mevzuat ve lisans gerekliliklerini sağlayıp sağlamadığı ise işin sonunda yapılacak testlerin ve tetkiklerin sonucunda belli olacaktır. Bu nedenledir ki, EPC Kontratlar’da testlerle ilgili ayrıntılı düzenlemelere, prosedürlere ve testlerin sonunda ortaya çıkacak sonuçlara göre farklılaştırılmış hukuki müeyyidelere yer verilmesi gerekir. Hemen her zaman geçici kabulün şartlarından birisi olarak öngörülen testlerin başarıyla sonuçlanması, Yüklenici için geçici kabule veya test sonuçlarına bağlı ödemelerini tahsil edebilmek, garanti süresini başlatabilmek, teminat mektuplarının serbest bırakılmasını sağlayabilmek gibi pratik sonuçlar açısından ayrıca önem taşır. Bu aşamanın başarıyla geçilmesi her yönden taraflar açısından proje risklerini önemli ölçüde azaltmış olacaktır.


164

Performans kriterlerinin yerine gelmemesi durumunda ne tür düzenlemelere sözleşmelerde yer verilebileceğine de kısaca değinmek isteriz. Tercihe göre EPC Kontratlar’da projenin niteliğine göre farklı yapılar kurulabilecek olup, başarısız test sonuçları için tipik olarak şu şekilde bir ayrım yapabilmek mümkündür: i) Tesis minimum performans kriterlerini sağlıyor, ancak garanti edilen performans kriterlerini sağlamıyor olabilir; veya ii) Tesis minimum performans kriterlerini dahi sağlamıyor olabilir. Her zaman “minimum değerler” ve “garanti edilen değerler” şeklinde bir ayrım yapılması şart olmamakla birlikte pratikte bu ayrımın taraflar açısından faydalı olacağı kanaatindeyiz. Bu ayrıma göre minimum değerler, İş Sahibi için halen kabul edilebilir değerler olsa da, esasen garanti edilen değerlerin altında kaldığı için belirli bir performans kaybı yaşandığını gösterir niteliktedir. Mevzu bahis performans kaybı tesisin kullanılabilir ömrü boyunca yaşanacak bir kayıp olduğundan bunun önemli bir zarar kalemi olduğu yadsınamaz. İşte performans kriterlerinin sağlanamaması halinde yaşanabilecek kayıplara karşılık, garanti edilen değerlerden her bir birim sapma karşılığında, belirli cezai tazminatların ödeneceği EPC Kontratlar’da hüküm altına alınmaktadır. Bu cezaların da aynen gecikme cezalarında olduğu gibi ilgili ihlal nedeniyle maruz kalınacak zararın gerçeğe yakın tahmini bir bedel olarak belirlenmesi önem taşır. Uygulamada, performans cezalarının da Yükleniciler’in talepleriyle belirli bir yüzdeyle sınırlandırıldığı görülmektedir. Yukarıda (d) maddesinde cezai şartlara ilişkin yapmış olduğumuz ceza sınırına ve ispat yüküne ilişkin açıklamalar performans garantileri ve cezaları için de geçerlidir. Cezaların hangi şartlarla uygulanacağına gelirsek, çözüm odaklı bir yaklaşımda bu cezaların, performans testlerinin ilk kez yapılmasını müteakip derhal uygulanmayacağı, Yükleniciye başarısız testi müteakip belirli bir “iyileştirme süresi” tanınarak testlerin tekrar edileceği bir yapının EPC Kontrat’ta öngörülebileceğini söyleyebiliriz. Çünkü burada İş Sahibi’nin amacı cezalardan para kazanmak değil, tesisin mümkün olduğunca verimli ve yüksek performansta çalışabilirliğini sağlamaktır. Çoğu zaman performans cezası sınırlarının da gerçek zararın altında kaldığı varsayımında, zaten cezaların gelir getirme fonksiyonunun olmayacağı veya oldukça sınırlı kalacağı söylenebilir. Buna rağmen cezaların Yüklenici üzerinde baskı yaratıcı, motive edici ve caydırıcı bir etkisi olduğu gerçeğini yadsımak da mümkün değildir. Bu sebeplerle, mümkünse İş Sahibi’nin istenen performans değerlerine ulaşılabilmesi için Yüklenici’yi zorlayabilmesini sağlayan yükümlülüklerin cezalarla birlikte sözleşmeye dercedilmesinin proje için önemli bir katma değer yaratacağı kanaatindeyiz. Bunun yanı sıra, İş Sahibi tarafından tanınan iyileştirme sürelerinin veriliyor olmasının, gecikme cezalarının işlemesini etkilemeyeceğinin hüküm altına alınması Yükleniciyi bir an önce iyileştirici faaliyetlerini tamamlayabilmesi için zorlayıcı bir etkiyi haiz olacaktır. Ancak belirtmek gerekir ki, İş Sahibi’nin ticari amaçları açısından ilgili iyileştirme süresinin ilk testin bitiminden hemen sonra yapılması cazip olmayabilir. Bu durumda, tesisin ticari işletmeye alınmasını geciktirmeden, İş Sahibi’nin ilgili iyileştirme çalışmalarını ve tekrar edilecek performans testlerini İş Sahibi’nin kabulüne uygun, makul bir tarihe çekebilme esnekliğine sahip olmasını sağlayabilecek hükümlere EPC Kontrat’ta yer verilmesi gerekecektir.

Tesisin, EPC Kontrat’ta öngörülen minimum performans değerlerini dahi sağlayamıyor olduğu durumlarda ise İş Sahibi’ne belirli seçimlik haklar tanınmaktadır. Yukarıda belirtilen iyileştirme sürelerinin başarıyla sonuçlanmadığı durumlarda, yükseltilmiş performans cezalarının uygulanması, fesih, sözleşmeden dönme, sözleşme bedelinde indirim hakkı gibi opsiyonlar EPC Kontrat kapsamında İş Sahibi’ne tanınabilir. Bunların arasında sözleşmeden dönme Yargıtay içtihatları ışığında, hukuki açıdan her zaman mümkün

olmayabileceği gibi, ticari açıdan da bu opsiyonu kullanmak duruma göre doğru bir karar teşkil etmeyebilir. Her bir somut olayda seçimlik haklar kullanılırken tesisin fiili durumuna ve ticari verimliliğine göre bir değerlendirme yapmak gerekecektir.

Performans garantilerine ilişkin sözleşme maddesinde veya kapsam maddesinde testlerde ve tekrar edilecek testlerde kullanılacak sarf malzemelerinin bedellerinin sözleşme bedeline dahil olup olmadığının açıkça yer alması, testlerin hangi prosedürlere göre ifa edileceğinin net olarak belirlenmiş olması, aksi durumda ortaya çıkabilecek ihtilafların önüne geçmesi açısından önem taşır.

Tesisin performans değerlerinin yanı sıra teknik olarak güvenilirlik kriterlerini de sağlıyor olması, istikrarlı ticari işletme için elzemdir. Bu yüzden, uygulamada İş Sahibi’nin performans testleriyle yetinmeyip güvenilirlik için de belirli garantiler talep etmesi, bu garanti şartlarının yerine gelmemesine ilişkin hukuki sonuçların da EPC Kontrat’ta tanımlanması İş Sahibi açısından önemli bir katma değer sağlayacaktır.

2.6. Finansal GarantilerUygulamada EPC Kontrat tahtında İş Sahibi tarafından talep edilebilecek finansal garantileri genel bir ifadeyle i) şayet bir avans ödemesi yapılacak ise aynı meblağda avans teminat mektubu; ii) sözleşmesel yükümlülüklerin ve performans garantilerinin yerine getirilmesini teminen bir performans (kesin) teminat mektubu; iii) geçici kabulü müteakip performans teminatının iadesi karşılığında ayıptan sorumluluk süresi içerisinde geçerli olacak bir garanti süresi teminat mektubu, şeklinde özetleyebiliriz. Bunlara ek olarak, Yüklenici’nin ana şirketinden alınacak bir “Ana Şirket Taahhüdü” de İş Sahibi tarafından talep edilebilir. Proje Kreditörleri’nin, bu teminatların devredilebilir ve temlik edilebilir nitelikte olması şartını aradığını tecrübelerimiz ışığında belirtmeliyiz. Bu teminatlar arasında performans (kesin) teminat mektubu bedelinin en azından gecikme ve performans cezalarının toplam üst sınırına eşit bir meblağda olması Kreditörler’in tatmini açısından gerekli olacaktır. Bu meblağın, projenin risk derecesine göre daha yüksek meblağlara çekilmesi de mümkün olabilecektir. Ancak, teminat mektuplarının bedelleri yükseldikçe, bu sefer de Yüklenici’nin finansal riski artacağından, fiyatlanacak risk nedeniyle sözleşme bedellerinin yükseleceğinin de altını çizmek gerekir.

3. SONUÇ

Özet olarak belirtmeliyiz ki, sabit bir tamamlanma tarihi; detaylandırılmış ve sınırlandırılmış bir süre uzatımı maddesi; hukuki sonuçları tasarlanarak yapılmış bir hukuk seçimi maddesi; götürü bedel esasına göre belirlenmiş bir sözleşme bedeli; anahtar teslim esasına göre çizilmiş kapsam; tanımlanmış ve sonuçları belirlenmiş açık bir mücbir sebep maddesi; kanıtlanmış teknoloji kullanımının temini; kapsam değişikliklerini, performans ve güvenilirlik garantilerini düzenleyen ayrıntılı hükümler; gecikmeye ve performans ihlallerine ilişkin cezai tazminat maddeleri; finansal garantilerin yeterli bedellerle temini EPC Kontratlara kredi temini için önem arz eden başlıca hususlar arasında gelmektedir. EPC Kontrat, İş Sahibi ve Yüklenici arasında riskin nasıl paylaşılacağını projenin başında belirleyebilme imkanını da taraflara sağlamaktadır. EPC Kontrat’ın hazırlanması ve müzakeresinde gerekli özen ve önem gösterilmek suretiyle bu imkânın kullanılmasıyla, projenin yürütülmesi aşamasında ortaya çıkması muhtemel ihtilafların ve ihtilafların beraberinde getireceği zaman ve para kaybının asgariye indirilmesi veya önüne geçilmesi mümkün olacaktır.


165

SUMMARY

From a legal standpoint, when structuring an EPC Project the investor (owner) should first choose the correct contract type amongst various other options to follow, and draft the appropriate EPC Contract (or possibly a Construction Contract and/or Engineering Contract and/or Procurement Contract or a contract blending some of these options).

The legal requirements of the applicable law of the contract, and the country in which the project will take place and even the places from where any part of the works will be imported or procured may play a crucial role deciding on the structure and allocating the risks properly in an EPC Contract. This requires the EPC Contract to be well drafted both from the perspectives of the contractor and the owner in consideration with the applicable law, since in a possibly large or small project even one mistake which seems to be minor may cause a domino effect starting a huge financial catastrophe in the end for contractors, suppliers or investors. Further, it is also obvious that an investor should identify the domestic and foreign sources of capital required for the financing of the Project and structure its EPC Contract to satisfy the financing requirements of the relevant creditors or financers of their Projects wisely.

This paper will briefly summarize the vital major issues in a contract with limited or controlled risk allocation and some of the requirements of the lenders to be inserted in an EPC Contract. In consideration with the complexity of an EPC Project, while there might be several other provisions concerning the essence of an EPC Contract, we limited the subjects to be discussed herein with the outline of certain provisions which are commonly consuming most of the time while we are negotiating EPC Contracts in practice. The main terms to be explained herein shall include: The Scope of Work and Variations; Governing Law and Dispute Resolution; Force Majeure Risks; Time for Completion, Extension of Time and Delay Liquidated Damages; Performance Guarantees and Liquidated Damages; Financial Guarantees.


166

TOPLU KONUTLARDA KOJENERASYON UYGULAMALARI İÇİN ALTERNATİF YAKLAŞIMLAR

Özay KASArke Enerji Sistemleri

ÖZET

21 Temmuz 2011 tarihinde yayınlanan “Lisanssız Elektrik Üretme Yönetmeliği” ile sadece kendi ihtiyacını karşılamak üzere kojenerasyon sistemi kuran gerçek ve tüzel kişilere lisans alma ve şirket olma muafiyeti getirilmiştir. Böylece vakıfların, toplu konutların, kamu kuruluşlarının, küçük ve orta büyüklükte faaliyet gösteren tesislerin kojenerasyon sistemi kurmalarında kolaylıklar sağlanmıştır.

Temel felsefesi tasarruf sağlamak olan kojenerasyon sistemlerinin etkin ve verimli hizmet vermesi için öncelikli olarak sistem kapasitesinin doğru belirlenmesi gerekmektedir.

Kojenerasyon sistemlerinin doğasından gelen belirli bir kapasite aralığında çalışma zorunluluğu ile özellikle toplu konutların gün içi ve mevsimsel etkilere bağlı olarak elektrik ve ısıtma ihtiyaçlarının değişkenlik göstermesi; sistem kapasitesinin belirlenmesinde optimizasyon yapılmasını zorunlu kılmaktadır.

OPTİMİZASYON İÇİN TEMEL TEKNİK KRİTERLER

Toplu konutlar için kojenerasyon sistemi seçiminde 3 temel kriterin maksimize edilmesi hedeftir. Bunlar; • Elektrik tüketiminin maksimum oranda karşılanması, • Soğutma ve ısı ihtiyacının maksimum oranda karşılanması, • Kojenerasyon sisteminin maksimum kapasiteyle çalışmasıdır.

Ancak elektrik ve ısı tüketiminin günlük ve mevsimsel etkilerle değişkenlik göstermesi ve kojenerasyon ünitelerinin nominal güçlerinin belirli aralıklarla üretilmesi nedeniyle; temel amacı tasarruf olan sistem seçiminde optimizasyon yapmak zorunludur. Optimizasyon için 3 temel kriterin maksimize edilmesinin yanı sıra yatırım geri ödeme süresinin minimum yapılması ana hedeftir.

Elektrik tüketiminin maksimum oranda karşılanması için yapılacak en temel hata; tesisin kurulu trafo gücüne veya kurulu talep gücüne paralel olarak kojenerasyon kapasitesinin belirlenmesidir. Kış mevsimi gece tüketimi ile yaz mevsimi gündüz tüketimi arasında 10-12 kat fark olan bir toplu konut için kurulu güce seçim yapılması durumunda kojenerasyon ünitesinin sürekli düşük kapasitede çalışması, hatta elektrik tüketiminin sistemin minimum çalışma yükünün altına inmesi durumunda devre dışı kalması kaçınılmaz olacaktır. Kojenerasyon sisteminin sadece kendi ihtiyaçlarını karşılamak üzere kurulması durumunda şebekeye elektrik beslemesi yapmamak için; sistem şebeke ile paralel çalışırken şebekeden sürekli % 3-5 oranında elektrik alacak şekilde sistemin işletilmesi zorunludur. Aksi takdirde tesiste devreye girip çıkan

asansör, pompa, kompresör, fan gibi ekipmanlar nedeniyle devreden çıktıkları anda birkaç saniye de olsa şebekeye elektrik beslemek kaçınılmaz olacaktır.

kWh cinsinden elektrik ve doğal gaz yakıtlı ısı enerjisi arasında ortalama 4 kat fiyat farkı bulunmaktadır. Isı enerjisinin elektrik enerjine göre ucuz olması kojenerasyon sistemi seçiminde ısı ihtiyacının karşılanmasının maksimize edilmesini ikinci plana itmektedir. Performans katsayısı (COP / EER) 4 olan hava soğutmalı veya su soğutmalı soğutma grubu için de durum aynıdır. Elektrik tüketimini göz ardı ederek ısıtma ihtiyacının tamamının karşılanması için % 90 verimli ısıtma kazanı yerine % 45-50 ısıl verimli kojenerasyon ünitesini çalıştıracak şekilde seçim yapmak akılcı değildir. Elektrik ihtiyacına uygun olarak seçilen kojenerasyon ünitesi birim elektrik üretim maliyetinin şebeke elektriğine göre zaten % 35-40 oranında daha ucuz olduğu dikkate alındığında, ısıtma ve soğutma sistemine sağlanacak katkı ile bakım ve işletme masrafları fazlası ile karşılanabilir, hatta toplam yıllık net tasarruf oranı % 50’ye ulaştırılabilir.

Kojenerasyon ünitelerinin nominal güçlerinin belirli aralıklarla üretilmesi ve nominal güçlerinin % 35-45’inin altında çalışamamaları kapasite seçiminde en belirleyici teknik kısıtlardır. Sistemin mümkün olduğunca tam yüküne yakın noktada çalışması, ekipman yatırımı geri ödeme süresini kısaltacaktır. Ancak bunu sağlamak için tesisin en düşük tüketim anına göre seçim yapmak tesisin elektrik ve ısı ihtiyacının düşük oranda karşılanmasına olanak tanıyacak, yüksek oranda tasarruf yapılmasını engelleyecektir. Bu nedenle seçim yapılırken; elektrik tüketimin minimum-maksimum noktaları arasında, hem sistemi mümkün olduğunca maksimum kapasitede, hem de tesisin elektrik / ısı ihtiyacını maksimum oranda karşılayacak seviyenin belirlenmesi gereklidir.

Elektrik ve ısı ihtiyacının stabil olduğu endüstriyel tesislerden farklı olarak; toplu konutların elektrik tüketimleri, gün içindeki yoğunluğa bağlı olarak değişkenlik göstermektedir. Mevsimsel değişiklikler ise konutların özellikle klima yüküne bağlı olarak değişmektedir.

OPTİMİZASYON İÇİN MEVZUAT KRİTERLERİ VE KISITLAR

Toplu konutların kojenerasyon uygulaması için 2 temel alternatif mevcuttur: • 1. alternatif; konutların kendi ev içi tüketimleri hariç ortak alanlarının

elektrik tüketiminin karşılanması ve toplam ısı ihtiyacının üretilen elektrik enerjisine paralel olarak desteklenmesi.

• 2. alternatif; konutların kendi ev içi tüketimleri ve ortak alanlarının elektrik tüketimleri dahil tüm sitenin elektrik ihtiyacının karşılanması ve toplam ısı ihtiyacının üretilen elektrik


167

enerjisine paralel olarak desteklenmesidir. Bu alternatifte, ev içi tüketimlerinin dahil edilebilmesi için Lisanssız Elektrik Üretme Yönetmeliği Uygulama Tebliği’ne uygun olarak talep birleştirme ile bireysel elektrik aboneliklerinin iptal edilmesi gerekmektedir.

Lisanssız Elektrik Üretme Yönetmeliğine göre toplu konutların kojenerasyon uygulaması için 3 farklı potansiyel alternatifi vardır. Bu alternatiflerin uygulanması için değerlendirmeler aşağıda özetlenmiştir.

1. Mikro Kojenerasyon Uygulaması:Lisanssız Elektrik Üretme Yönetmeliğine göre 50 kWe ve altında mikro kojenerasyon tesisi kuran gerçek ve tüzel kişiler şirket olmaktan ve lisans almaktan muaftır. Buna göre toplu konut yöneticilikleri lisans almadan mikro kojenerasyon tesisi kurabilirler.

Mikro kojenerasyon sistemlerinin güncel enerji birim fiyatları ile yıllık enerji tasarruf tutarı 40.000-50.000 TL ile sınırlıdır. Konut sayısının yüzlerle ifade edildiği sitelerde üretilen elektrik 50 kWe ile sınırlı olduğu için ev içi tüketimlere katkı sağlaması kapasite sınırı nedeniyle pek mümkün değildir. Bu nedenle mikro kojenerasyon uygulaması; büyük sitelerin ortak alan elektrik tüketiminin karşılanması amacıyla kullanılması uygun olacaktır.

2. Yenilenebilir Enerji Kaynaklarına Dayalı Kojenerasyon Uygulaması:Lisanssız Elektrik Üretme Yönetmeliğine göre 500 kWe ve altında yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kuran gerçek ve tüzel kişiler şirket olmaktan ve lisans almaktan muaftır. Buna göre toplu konut yöneticilikleri lisans almadan üretim tesisi kurabilirler.

Toplu konut sitelerinin özellikle şehir merkezlerinde yer almaları; biyogaz, biyokütle ve hidroelektrik kaynaklı uygulamalardan genellikle uzak olmalarına neden olmaktadır. Rüzgar ve güneş enerjisine dayalı üretim için sitenin bulunduğu alanın rüzgar ve güneş potansiyeline, bu uygulamalar için gerekli yeterli alana sahip olup olmadıkları ile ilgili olduğundan bu makalede detaya girilmeyecektir.

3. Yüksek Verimli (< %80) Kojenerasyon Uygulaması:Lisanssız Elektrik Üretme Yönetmeliğine göre sadece kendi ihtiyacını karşılamak üzere % 80 verimliliğin üzerinde kojenerasyon tesisi kuran gerçek ve tüzel kişiler şirket olmaktan ve lisans almaktan muaftır. Buna göre toplu konut yöneticilikleri lisans almadan kojenerasyon tesisi kurabilirler.

Yüksek verimli kojenerasyon uygulaması için en önemli kriter sadece kendi ihtiyacını karşılamak üzere olduğundan gece gündüz tüketim farkı 10-12 kat olan konutların minimum tüketim miktarı kojenerasyon ünitesinin minimum çalışma yükünden (% 35-40) daha düşük olmamalıdır. Bu durumda, tek ünite ile elektrik enerjisi ihtiyacının % 30-40’ının karşılanması mümkün olacaktır. Daha yüksek oranda karşılama için birden çok ünitenin paralel hizmet vermek üzere kurulması zorunludur.

Yüksek verimli kojenerasyon uygulaması için toplu konut sitelerinde en uygun alan sosyal tesisler dahil olmak üzere tüm ortak kullanım alanlarıdır. Özellikle yüzme havuzu, fitness salonu gibi spor alanlarına sahip sosyal tesislerin elektrik tüketimleri düzenli ve dengelidir. Gece periyodunda sosyal tesislerin kapalı olduğu saatlerde tüketimin yerini sitenin dış çevre aydınlatması alır. Bu

makalede anlatılan konuların somut olarak örneklenmesi amacıyla tüketim değerleri bilinen bir toplu konut sitesi seçilmiştir.

Grafik 1 ve Grafik 2, Ankara’da bulunan 850 daireli bir sitenin yaz ve kış dönemine ait ortak alan günlük elektrik tüketim trendini, daireler dahil toplam ısı ihtiyacını ve optimizasyon çalışması sonucunda seçilen kojenerasyon ünitesinin elektrik ve ısı üretimi kapasiteleri ile sitenin elektrik ve ısı ihtiyacını karşılama oranlarını göstermektedir.

Sitenin kendi ortak alan elektrik ve ısı ihtiyacını karşılamak üzere seçilen kojenerasyon ünitesi ile; yıllık elektrik ihtiyacının %63’ü, ısı ihtiyacının %10’u karşılanmaktadır. Kojenerasyon ünitesinin elektrik üretimi kapasite kullanım oranı %81, ısı üretimi kapasite kullanım oranı ise %99’dur. Böylece %37,4 elektrik ve %49,5 ısıl verimli kojenerasyon ünitesinin üreteceği elektriğin tamamı, ısının %99’u faydalı olarak kullanıldığından %86,4 toplam verimi sağlamak mümkündür.

Grafik 1 ve Grafik 2’de gösterilen elektrik tüketimi ve ısı ihtiyacının karşılanması için güncel enerji fiyatları (tüm fon ve paylar dahil, KDV hariç olmak üzere; elektrik: 0,2406 TL/kwh, doğalgaz: 0,7087 TL/m3) ile sitenin kojenerasyon sistemi öncesi yıllık elektrik gideri 2.157.000 kWh karşılığı 519.000 TL, doğalgaz gideri 1.950.000 m3 karşılığı 1.382.000 TL olmak üzere toplam 1.901.000 TL/yıl’dır.

Kojenerasyon sisteminin kurulumundan sonra bakım giderleri dahil olmak üzere toplam enerji gideri 1.618.000 TL’ye gerileyecek, konvansiyonel sisteme göre 283.000 TL/yıl tasarruf sağlanacaktır. Buna göre toplam tasarruf oranı % 15 olarak hesaplanmıştır. Toplam yatırım tutarının finansman maliyetleri dahil yaklaşık 220.000 Euro olduğu dikkate alındığında, yapılan yatırımın geri ödeme süresi 22-24 ay civarındadır.

Grafik 1.

Grafik 2.


168

Temel felsefesi tasarruf sağlamak olan kojenerasyon sistemlerinin etkin ve verimli hizmet vermesi için öncelikli olarak sistem kapasitesinin doğru belirlenmesi gerekmektedir. Aksi takdirde mevzuat kriterlerinin de dışında verimsiz, hatta atıl tesislerin oluşması kaçınılmaz olacaktır.

Toplu konut sitelerinin elektrik ve ısıtma ihtiyacı verilerine dayalı olarak oluşturulacak analiz ve etüd tekniği ile yüksek doğrulukta optimizasyon yapmak mümkündür. Böylece önemli ekonomik tasarruflar vaat eden kojenerasyon sistemlerinin doğru seçimi ile gereksiz yatırımların önüne geçilebilecek ve yatırım geri ödeme süreleri en aza indirilebilecektir.

SUMMARY

According to regulation dated 21st July 2011 published by Energy Market Regulatory Authority (EMRA), legal and natural personalities get right to construct cogeneration systems without licence and without being a company if only to meet for own electrical consumption. This regulation provides effortlessness for foundations, sites, state offices and small facilities to establish cogeneration systems.

Cogeneration systems are produced in some certain nominal power steps and have to operate in some capacity range. Public Housing Sites’ daily and seasonal consumption of electricity, heating and cooling demands vary in wide range. Because of such restrictions obligate to make optimization in aim of determining cogeneration nominal capacity.

There are three main parameters for determining capacity of a cogeneration system. These are; to meet electrical consumption in maximum rate, to meet cooling-heating demands in maximum rate, and to operate cogeneration system at maximum load. However, it is impossible to maximize these 3 parameters at the same time. Therefore, an optimization study has to be derived.

Main purpose of a cogeneration system is to provide cost saving. Capacity of these systems has to be determined accurately, to provide effective and efficient service. Otherwise, it will be unavoidable to create non-efficient and inactive facilities.

It is possible to make optimization accurately regarding to electrical and heating-cooling consumption datas of service facilities. Thus, it will be possible to avoid useless investments and minimize payback periods by accurately determining cogeneration system capacity which promises great economic savings.


169

DAR ÇAPLI JEOTERMAL KUYULAR VE KUYU KONTROLÜ

Özgür Çağlan KUYUMCUBM Holding A.Ş.

Umut Z. Destegül SOLAROĞLUBM Holding A.Ş.

ÖZET

Jeotermal arama sektöründe sürekli olarak yeni, ucuz ve hızlı sondaj yöntemleri geliştirilmektedir. Bunlara en yeni örnek madencilik kökenli dar çaplı karotlu kuyulardır. Bu tip kuyular, jeotermal kaynak keşfi süresince doğru planlanmaları durumunda geleneksel sondaj kuyuları fonksiyonlarının çoğunu yerine getirebilmektedirler. Diğer taraftan, Türkiye’de yaygın olan planlama eksikleri ve kuyu başı teçhizatındaki eksiklikler, patlama ve diğer önemli riskleri de beraberinde getirmektedir. Türkiye’de pek çok jeotermal rezervuarlarda yüksek basınç altında CO2 veya H2S gibi zehirli gazların yoğun olarak bulunduğu bilinmektedir. Sondaj sırasında bu gazların kontrolsüz olarak serbest kalması ciddi maddi zayiat, ölümler ve hatta büyük çevre felaketlerine yol açabilmektedir. Sondaj süresince potansiyel risklerin önüne geçebilmek için uygun kuyu başı donanımları, yüksek basınca dayanıklı ana vana, yeterli sayıda boğma ve tahliye vanaları, kapatma birimleri, annular veya ram tipi emniyet vanaları, gaz dedektörleri gibi güvenlik elemanları ve bütün bu teçhizatın sığabileceği yükseklikteki sondaj platformu bulundurulmalıdır. Bunların yanı sıra tüm olası sızıntıları sınırlamak ve güvenlik amacıyla her zaman ağır sondaj çamuru hazır bulundurulmalıdır. Sondaj personeli teknik konularda ve güvenlik tedbirleri konularında iyi eğitimli ve gezici gaz dedektörleri ve gaz maskeleri gibi donanımlarla ile donatılmış olmalıdır. Türkiye gibi jeotermal kaynaklar açısından zengin ülkede bu standartlar uygulanması ve önlemlerin alınması hükümet ya da yerel yönetimler tarafından düzenlenmeli ve kontrol edilmelidir.

1. GİRİŞ

Yapılan son çalışmalar, Türkiye’nin jeotermal enerji potansiyelini 4500 MWe ve 38000 MWt civarlarında belirlemekte ve Türkiye’yi dünyada yedinci sıraya yerleştirmektedir. Türkiye’de 1960’lı yıllarda Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü tarafından başlatılan jeotermal aramacılık çalışmaları neticesinde % 95’i düşük ve orta entalpili sahalar olmak üzere 170’in üzerinde jeotermal saha keşfi yapılmıştır (Balat, 2006). 06.2007 yılında yürürlüğe giren 5686 sayılı jeotermal yasası sonrasında Türkiye’de jeotermal aramacılık sektörü bu defa özel sektörün de katılımıyla artan bir hızla büyümeye başlamıştır. 2010 Haziran-2011 Aralık döneminde, Maden İşleri Genel Müdürlüğü tarafından 135 arama ruhsat sahası ihale edilmiştir. Bunlara ek olarak MTA ve İl Özel İdareleri de saha ihaleleri gerçekleştirmektedir. Halen tahmini olarak 1000’in üzerinde sahada arama çalışmaları devam etmektedir. Ayrıca Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu 2011 yılı verilerine göre 425 MWe kapasitede başvurusu kabul edilmiş ve 115 MWe kapasitede kurulu Jeotermal Enerji Santral projesi bulunmaktadır.

Jeotermal aramacılık faaliyetleri jeolojik, jeofiziksel ve jeokimyasal birçok farklı etüt çalışmasının doğru bir sıralama içerisinde yapılmasını ve değerlendirilmesini gerektirmektedir. Ancak aramacılığın kaçınılmaz son noktası sondaj yapılmasıdır. Benzer şekilde bulunmuş bir kaynağın veya bir jeotermal projenin geliştirilmesi de ancak sondajlar ve kuyular üzerinde yapılacak testler sayesinde mümkün olabilmektedir. Bilineceği üzere jeotermal enerji yatırımlarında en önemli maliyet kalemi sondaj, yani kuyu açılmasıdır. Kuyu açılmasından önceki arama harcamaları yüz bin dolarlar ile ifade edilirken, sondaj aşamasına geçildiğinde bu rakamlar logaritmik bir artış göstererek çoğu durumda milyon dolarlar mertebesine ulaşır.

Yüksek sondaj maliyetlerini azaltabilmek için jeotermal aramacılık sektörü sürekli olarak ekonomik, hızlı ve etkili sondaj çözümleri geliştirme çabası içindedir. Bu çözümlerin ekonomik fayda anlamında en değerlisi, özellikle maden sektöründe sıklıkla kullanılan karotlu sondaj makinelerinin jeotermal aramacılığa adapte edilmesi olmuştur. Makinelerin belli revizyonlardan geçirilmesi sayesinde, jeotermal aramacılıkta da 3000 metre derinliğe kadar dar çaplı (slim-hole) karotlu kuyular açılması sağlanmış ve belirli kuyuların maliyetlerinde neredeyse % 80’i bulan tasarruflar sağlanmıştır.

Diğer taraftan, anlatılan adaptasyon önemli bir riski de beraberinde getirmektedir. Jeotermal sahaların maden sahalarının birçoğundan önemli bir farkı, yapılarında yüksek sıcaklıkta ve yüksek basınç altında gazları ihtiva etmeleridir. Dahası bu gazların CO2 ve H2S gibi yaygın görülen bir kısmı, havadan ağır ve ölümcüldür. Bu sahalara dar çaplı sondaj makineleri ile kuyular açılmak istendiğinde, kuleler üzerinde gerekli revizyonların yapılmadığı ve gerekli tedbirlerin alınmadığı aceleci uygulamalarda, gaz gelişlerine dayalı teknik aksaklıklar ve kuyu kayıplarından büyük çaplı çevresel felaketlere kadar varan önemli kazalar meydana gelmektedir. Buna ülkemizden en güncel olarak; Şubat 2009’da Denizli Sarayköy’de üç kişinin yaralanması ile sonuçlanan kuyu patlaması, Aralık 2010’da Bolu Örencik’te jeotermal kuyudan yoğun karbondiyoksit gazı kaçağı ve Şubat 2011’de Bursa’nın merkez ilçesi Osmangazi’de kuyu başı teçhizi yapılmayan jeotermal kuyunun aniden gayzer yaparak fışkırması örnek verilebilir.

2. DAR ÇAPLI KUYULAR

Dar çaplı kuyular (Slim Hole Wells) genellikle 6 inç (15 cm) ve daha küçük çaplarda açılan sondajlara verilen genel bir isimdir (Serpen, 2010). Genellikle petrol, doğal gaz ve özellikle de maden endüstrisinde kullanılan dar çaplı kuyular son yıllarda jeotermal enerji endüstrisinde de boy göstermeye başlamışlardır. Dar çaplı kuyular, gerektirdiği daha mobilizasyon işi, iş gücü, akaryakıt, su,


170

çamur, kimyasal ve sondaj sarf malzemeleri, daha küçük lokasyon ihtiyacı gibi nedenlerle oldukça ekonomik olabilmektedir. 2000 metre derinlikte tipik bir jeotermal arama kuyusunun 26” başlayarak 8-1/2” çapta sonlanacağını varsayacak olursak, muhtemel metre sondaj maliyetinin 900 - 1400 USD aralığında olması beklenmelidir. Diğer taraftan benzer bir dar çaplı kuyunun aynı derinlikteki metre sondaj maliyeti yaklaşık olarak 250-450 USD aralığında olacaktır.

Bu kuyuların sağladığı ekonominin yanında, hem karotlardan yeraltındaki hidrotermal alterasyon durumu ve jeolojik yapı hakkında detaylı bilgiler, hem de sondaj sırasındaki ölçümler, sondaj parametreleri ve kuyu içi ölçümlemeler marifeti ile jeotermal sistem ve rezervuara dair bilgiler alınabilmektedir (Şekil 1). Doğru planlama ile, dar çaplı kuyular da konvasiyonel kuyuların sunduğu faydaların büyük kısmını sunabilmektedirler. Bu sayede, aramacılığın ilk aşamalarında yatırımcılara yüklenen büyük mali yüklerin önemli bir kısmı bertaraf edilebilmektedir.

Slim hole kuyuların gelişimine bakıldığında, geçmişte ilk olarak elmaslı matkaplarla karot alınarak delinen 3” ile 4” çap aralığında kuyuların, sıcaklık gradyenini ölçmek ve konvansiyonel kuyular için lokasyon belirlemek amacıyla kullanıldığı görülmektedir (Finger ve Jacobson, 1999). Amerika Birleşik Devletleri’nde jeotermal amaçlı “Slim Hole” olarak anılan uygulamalar genellikle 6” (15 cm) ve üzeri çaplarda olmuş, uygulamalar ilk olarak 1993 yılında Nevada Steamboat jeotermal sahasında başlamıştır (Willis ve diğerleri, 2010). Sonraları benzer uygulamaları karotlu ve rotary sondaj teknikleri ile Oregon Vale ve Caldera, Texas Fort Bliss sahalarında sırasıyla 1994 ve 1995 yıllarında uygulanmıştır (Willis ve diğerleri, 2010). Bu dönemde açılan dar çaplı kuyularda kuyu içi sıcaklık ölçümleri ve sınırlı kuyu üretim testleri de gerçekleştirmiş olmakla beraber, 5” (13cm) ve altı çaptaki kuyularda bu tip uygulamalar gerçekleştirilmemiştir.

Türkiye’deki uygulamalara bakıldığında ise, Gümüşköy, Aydın Jeotermal sahasında 2010 yılında açılan 5-1/2” çap başlangıç ve 3-1/2” çap sonlu G-GK-14 kuyusu, 1600 m derinliği ile ilk ciddi dar çaplı jeotermal kuyusu olmuştur. Daha sonraki çalışmalar sırasında Aydın’daki Gümüşköy ve Ortaklar sahalarında 15 civarında dar çaplı karotlu kuyu açılmıştır.

3. KUYU KONTROLÜ

Jeotermal sondajları diğer sondajlardan ayıran temel özellik, yüksek sıcaklık, basınç ve geçirimliliğe sahip rezervuarlar içerisinde veya bu özelliklerin muhtemel olacağı alanlarda gerçekleştirilmeleridir. Bu durumun uzantısı olarak, metamorfik sistemlerdeki birçok jeotermal sondajı tektonik açıdan aktif ve çok çatlaklı sahalarda gerçekleştirilmektedir. Üretim açısından hedef gösterilen bu şartlar, sondaj sırasında ise bir yandan (pozitif basınç-overbalanced- tarafında) kuyu içi duraylığın sağlanması ve diğer yandan (negatif basınç –underbalanced- tarafında) kuyunun kontrol altında tutulması bakımından önemli riskleri de beraberinde getirmektedir. Yüksek sıcaklık, basınç koşullarına ilave olarak CO2, H2S gibi tehlikeli gazların varlığı, sondaj sırasında kuyunun sürekli olarak kontrol altında tutulmasını gerekli kılmaktadır (Ulutaş ve Özdemir, 2009).

Jeotermal sondajlar özel makine ve ekipman gerektiren, bilgi ve deneyim sahibi uzman mühendisler denetiminde yapılması gereken sondajlardır. Kuyu tekniğine uygun açılmaz ya da gerekli güvenlik tedbirleri alınmaz ise sondaj sırasında veya sonrasında kuyu kontrol dışına çıkarak aniden üretime geçeme, patlama, basınçlı zehirli gaz çıkışı gibi problemlerle karşılaşılabilir.

Sondaj çalışması sırasında kuyuda geçilen formasyonlardan basınçlı akışkanın, kontrolsüz bir şekilde harekete geçmesi ve sondaj kuyusuna, sondaj kulesine, çalışanlara ve çevreye zarar verecek şekilde fışkırması kuyu fışkırması (blowout) denir. Kuyu fışkırması olayı ani bir şekilde gelişmeyip, sondaj kuyusunda çalışma esnasında zamanla çamurun uyguladığı hidrostatik basıncın azalarak, formasyon basıncı altına düşmesi nedeniyle oluşur. Sondaj esnasında kuyu fışkırması riski şu şekilde fark edilebilir:

Çamur tankları ve çamur havuzlarında seviyenin yükselmesi,• Sondaj ilerleme hızında artış,• Sirkülasyon basıncında azalma,• Sondaj çamurunda gaz gözlenmesi,• Sondaj çamurunda klorür iyon miktarı artışı.•

Jeotermal sondaj risklerini en aza indirmek ve kuyu kontrolünü sağlamak için bir dizi hayati öneme sahip donanıma ihtiyaç duyulmaktadır (Şekil 2).

Şekil 1. Karotlu dar çaplı kuyularda örnek kuyu logu.

Bu donanımların başlıcaları şu şekilde özetlenebilir:Kondüktör boru ve düzgün çimentolanmış muhafaza boruları• Kuyu başı donanımı•

Uygun basınç dayanımı ve ağız tasarımına sahip drilling spool o (sondaj başlığı),Spool üzerinde susturma hattı, tahliye hattı ve akış hattı için o yeterli miktarda vana, Yüksek basınca dayanıklı ana vana (en az 1 adet),o

Şekil 2. Dar çaplı sondaj kulesi ve kuyu kontrolü için gerekli donanımlar.


171

Annular ve/veya Ram tipi BOP (blowout preventer)o Basınçlı otomatik kapama ünitesi (closing unit)o

Yükseltilmiş sondaj platformu• Ağır sondaj çamuru• Sızdırmayı önleyici tapa çimento operasyonları için G-tipi • çimento ve priz hızlandırıcılarKuyu başı gaz detektörleri•

3.1. Kondüktör Boru ve Doğru Çimentolanmış Muhafaza BorularıSondaj sırasında kullanılan kuyu başı ekipmanının sızdırmazlık görevini yerine getirebilmesi için, muhafaza borusuna sağlam şekilde (genellikle kaynak ile) tutturulması gerekmektedir. Yüksek basınçlar altında bu düzenek önemli kuvvetlere maruz kalabileceğinden, kullanılacak boruların da yeterli derinlikte programlanması ve indirildikten sonra kuyu içerisinde doğru hazırlık ve çimentolama tekniği ile çimentolanarak tespit edilmesi önemlidir. Aksi durumda yüksek basınçlar altında kuyu başı tamamen yerinden çıkabileceği gibi, boru dışından (boru ile formasyon arasından) önemli sızmalar da olabilecektir. Dahası, bu tür sızmaların engellenmesi, kuyu içerisindeki problemlerle mücadele edilmesinden çok daha zor ve maliyetli olmaktadır.

3.2. Kuyu Başı Donanımı ve Emniyet Vanaları (Blowout Preventer)Yüksek basınçlı rezervuarlarda yapılacak slim-hole sondajlarda, aynı konvansiyonel kuyularda olduğu şekilde uygun basınç dayanımına sahip drilling spool, gate valve, kill ve choke hatları ve akış tahliye hattının tesis edilmesi gerekir. Bunun yanı sıra sondajın tamamlanmasına müteakip kuyu kontrolü için en az bir adet ana vananın da kuyu başına bağlanması gereklidir.

Jeotermal kuyularda sondaj sırasında patlamayı ve akışkan ani gelişini önlemek amacıyla kullanılan donanıma “Blow Out Preventer” (BOP) denir. Jeotermal kuyularda kullanılan emniyet vanaları döner başlı BOP (Rotating Head Control Preventer) BOP, annular BOP, ram (Pipe Ram) BOP ve kör (Blind Ram) BOP olmak üzere 4 farklı çeşitte bulunurlar (Akman, 1995). Farklı BOP’ler tek başlarına kullanılabildiği gibi birçok kuyu başı tasarımında tandem şekilde de kullanılırlar.

“Rotating Head” emniyet vanaları sondaj dizisi ile birlikte döner ve contalar aracılığı ile etrafında bir sızdırmazlık oluşturur. Bu sayede sondajın negatif basınç altında da devam etmesine (underbalanced drilling) imkân tanırlar. Annular tipi emniyet vanaları, tetiklendiğinde devreye girerek sondaj kuyusu içerisinde bulunan ekipmanın çevresini sıkıp kapatacak şekilde tasarlanır (Şekil 3a). Yapıları sayesinde, kuyu içerisinde sondaj dizisi bulunan durumlarda da dizi etrafını sararak kuyunun kapatılmasını sağlarlar. Diğer taraftan boş kuyuları etkin şekilde kapatamazlar ve RAM BOP’lere göre daha düşük basınç dayanımlarına sahip olabilirler. Tek BOP kullanılacak sondajlarda annular BOP’ler tercih edilmektedir. Ram tipi BOP’ler ise sondaj dizisini, her biri sondaj dizisini içine alacak yarı daire şeklinde oyuklar bulunduran 2 pabuç ile karşılıklı olarak sıkarak geçirimsizlik sağlama prensibi ile çalışırlar (Şekil 3b). Hidrolik yağ basıncı altındaki pistonların uçlarında bağlı bulunan ramleri kuyu merkezine doğru iterek, bu sırada basıncın artmasıyla birlikte ram lastiklerinin sondaj kuyusu içerisinde bulunan ekipmanı sıkıca kapatması esasına dayalı olarak çalışır. Bu üniteler tek RAM içerebilecekleri gibi iki sıra RAM içeren (double ram) tipleri de mevcuttur. Yaygın uygulamalarda her çap değişiminde double ram’lerden bir tanesini pabuçları kullanılan sondaj dizisinin çapına

göre değiştirilerek ayarlanır, diğerinde ise daha ciddi durumlarda diziyi de keserek kuyuyu tam kapatacak kör uçlar (blind ram) bulundurulur.

a)

b)

Şekil 3(a) Annular Tip BOP, (b) Ram Tipi BOP

Emniyet vanaları yüksek basınç ile çalıştıklarından genellikle hidrolik basınç ile kapatılabilirler. Bazı modellerde acil durumlar için el ile kapama aparatları da sunulmaktadır. Öte yandan esas problem, bu ünitelerin yüksek sıcaklık veya tehlikeli gaz fışkırması esnasında hızlı ve garantili şekilde kapatılabilmelerini garanti altına almaktır. Bu koşullar altında kuyu başına yaklaşarak müdahale etmek veya uzun süreler boyunca gerekli hidrolik basıncın sağlanmasını beklemek genellikle tehlikeli olduğundan, bu iş için otomatik kapama üniteleri (closing unit) kullanılır. Bu üniteler genellikle belirli bir seviyede basınçlandırılmış gazlar içeren tanklardan oluşan ve tek bir düğme ile bu gaz basıncını kullanarak BOP’leri kapatan ünitelerdir. Bu ünitelerin hazır ve bakımlı durumda bulundurularak kuyu başına getirilmeleri, montaj ve kontrollerinin yapılması ve personelin kullanımı konusunda eğitimli tutulması son derece önemlidir.

3.3. Yükseltilmiş Sondaj PlatformuYüksek basınçlı rezervuarlarda gerekli kuyu başı ekipmanının, konvansiyonel cellar pit tasarımları ile beraber kulenin altına sığabilmesi genellikle mümkün değildir. Nitekim sığması halinde dahi, elle müdahalelerin yapılabilmesi için ekipmanın yerin altında olması tercih edilmez. Bu nedenle sondaj kulesi uygun seviyeye kaldırılarak ekipmanlar için yer yaratılır. Sondaj kulesinin istenilen seviyeye yükseltilebilmesi için, etrafında yürüme yolları, merdivenler, acil durum kaçış rampası, sondaj dizi elemanlarının masaya çekilebileceği kızaklar ve çamur tanklarını da içeren bir düzenek kullanılmalıdır.

3.4. Ağır Sondaj ÇamuruAkışkan sıcaklığının 140 oC’yi geçtiği jeotermal sondajlarda doğru sondaj çamuru seçimi, çamur yapısının korunması ve sirkülasyonun devamlılığı açısından büyük önem arz etmektedir. Bu yüksek sıcaklıklar sondaj çamurundaki kil, anhidrit ve cips katkılarından kimyasal reaksiyona sebebiyet vererek çamurun


172

özelliğini kaybetmesine yol açar. Bu sebepten ötürü jeotermal sondajlarda yüksek ısılara dayanıklı ve olası akışkan gelişlerini bastırıp sondaja müsaade edecek kalite ve standartlarda çamur kullanılmalıdır.

Bununla beraber, ağır çamur kullanımı aynı zamanda bir güvenlik tedbiri olarak olası patlamaları susturmak amacıyla da kullanılmakta olup, birçok durumda sondajın devamı için de tek çare olmaktadır. Sondaj esnasında su gelişlerini ve kaçakları tespit etmenin en basit yöntemi sondaj çamuru seviyesinin takibi ile olur. Çamur havuzlarındaki seviye normalden fazla artmaya başlar ise kuyudan su gelişi olduğu anlamına gelmektedir. Kuyudan su gelişi ayrıca ani yükselen çamur geri dönüş sıcaklığı ve gaz çıkışı ile de tespit edilebilir. Bu tür durumlarda çamur kalitesi anlık kontrol edilip gelişi susturmak gerekmektedir.

Formasyon basıncını yenerek kuyuda dengeyi sağlayabilecek yeni sondaj çamurunun yoğunluğu şu şekilde hesaplanabilir (Akman, 1995):

h1.0P

d f

×=

sB

sçBB DD

DDDQ

−−

=

( )2çb

1ç2çb

dDddD

W−

−∗=

(1)

(2)

(3)

d :Yeni çamurun yoğunluğu (gr/cm3)Pf : Formasyon basıncı (kg/cm2)h : Kuyu derinliği (metre)

Yoğunluğu artırılmış yeni çamurla kuyu susturulup denge sağlandıktan sonra normal sondaj işlemine devam edilirken, formasyon basıncıyla çamurun hidrostatik basıncı arasında 100 ila 200 psi’lik bir emniyet payı olacak şekilde çamur yoğunluğu artırılmalıdır. Jeotermal sondajlarda bentonit ile hazırlanan 1 m3

sondaj sıvısı için çamur yoğunluğunda su miktarı ve bentonit miktarı ilişkisi aşağıdaki formül ile hesaplanabilir (Akman, 1995):

QB : Bentonit miktarı (ton)DB : Kuru bentonit yoğunluğu (2.6 ton/m3) DÇ : İstenen çamur yoğunluğu (ton/m3)DS : Su yoğunluğu (ton/m3)

Ayrıca, blowout durumunda kuyudaki basıncı yenip, kuyuda dengeyi sağlayabilmek için belirlenen yoğun sondaj çamuru (d) hazırlamak için mevcut sondaj sıvısına ağırlaştırıcı olarak barit ilave etmek gerekir. Çamur tanklarındaki bentonitli çamuru ağırlaştırmak için ilave edilecek barit miktarını ise aşağıdaki formülle hesaplanabilir (Akman, 1995).

W : Barit miktarı (Ton)Db : Kuru barit yoğunluğu (4.2 gr/cm3)dç1 : Mevcut çamur yoğunluğudç2 : İstenen ağır çamur yoğunluğu

Yüksek basınçlı formasyonlarda açılan dar çaplı kuyularda olası gelişlerin hızlı şekilde engellenebilmesi için, kuyu başında ilave çamur tankları tesis edilerek içerisinde uygun ağırlıkta ağır çamurun önceden hazırlanması ve sondaj süresince hazır şekilde tutulması gerekmektedir. Benzer şekilde, kuyulardaki basınçlı

seviyelerin hızlı şekilde kapatılabilmesini sağlamak amacıyla uygun evsafta (genellikle G-tipi) çimento ve priz hız artırıcı kimyasalların da kuyu başında hazır tutulması gereklidir. Yine önemli olarak, bu çimento karışımının istenen neticeyi vermesini sağlamak amacıyla önceden laboratuvarda, beklenir kuyu içi koşullarında karışım testlerinin yapılarak karışımın priz alma süresi, basınç dayanımı gibi özelliklerinin tespit edilmiş olması gereklidir. Ani kuyu fışkırmalarında gerekli olan acil müdahale ancak bu şekilde zamanında yapılabilmektedir.

3.5. Kuyu Başı Gaz DedektörleriZehirli gazların bazıları koku vermezler ve bu nedenle de olası sızmalar halinde çok geç olana kadar durum fark edilmeyebilir. Bu nedenle basınçlı jeotermal rezervuarlarda yapılan sondajlar sırasında devamlı olarak bakımlı, kalibrasyonu yapılmış gaz dedektörlerinin kuyu başında çalışır vaziyette tutulması gereklidir. Bu dedektörlerin montajı sırasında hâkim rüzgâr yönlerine dikkat edilmeli ve mümkünse kuyu başının çeşitli taraflarına birden fazla dedektör yerleştirilerek rüzgâr etkileri ortadan kaldırılmalıdır. Gaz dedektörlerinin vereceği uyarı sinyallerinin, sondaj çalışması sırasında görülecek ve duyulacak tür ve seviyede olmasına da dikkat edilmelidir. Sabit dedektörlerin tespit edemeyeceği gaz lokalizasyonlarının tespit edilmesi amacıyla personelin kıyafetleri üzerinde de tehlikeli seviyelerde gaz okumalarını sesli uyarılar ile haber veren mobil gaz dedektörlerinin bulundurulması son derece önemlidir. Gaz dedektörlerinin uyarı vermesi halinde çalışmaların devam edebilmesini teminen, yeterli sayıda gaz maskesi çalışır ve dolu durumda sondaj lokasyonunda ve kolaylıkla ulaşılabilir bir noktada tutulmalıdır.

4. DEĞERLENDİRMELER VE SONUÇLAR

Jeotermal aramacılıkta dar çaplı kuyuların kullanılması, teknolojik gelişmelere paralel olarak son derece hızlı bir şekilde yaygınlaşmaya başlamış olup, mevcut durumda rahatlıkla 1500-2000 metre derinliklere kadar inilebilmektedir. Dar çaplı sondajlar, konvansiyonel sondajlara göre oldukça ekonomik olmalarının yanında, rezervuara ilişkin bilgi toplama anlamında konvansiyonel kuyuların sunduğu özelliklerin çok büyük kısmını sunabilmektedir. Bu anlamda aramacılık faaliyetlerinde özellikle ilk sondaj aşamalarında dar çaplı kuyuların kullanımı yatırımcılara önemli tasarruflar ve finansman kolaylıkları sağlamaktadır.

Diğer taraftan dar çaplı kuyular ucuz ve pratik olmakla beraber, güvenlik açısından pahalı konvansiyonel kuyulardan kesinlikle farklı düşünülmemeli ve hafife alınmamalıdır. Bu kuyular da konvansiyonel sondajlar ile aynı riskleri birebir taşımakta, hatta birçok durumda dar çaplarından dolayı müdahaleler daha zor olabilmektedir. Bu nedenle kuyu programları belirli standartlara göre özenle planlanmalı, kuyu kontrol ekipmanları sondajda hazır bulundurulmalı ve güvenlik tedbirleri hiçbir koşulda ihmal edilememelidir. Hatta mevcut risklerin düzeyinden ve diğer sektörlerle mukayesesinden yola çıkılarak, kuyu standartları ve alınması gereken önlemler ile ilgili kamu kurumları veya yerel yönetimler tarafından uygun kontrol mekanizmaları ile denetlenmelidir.

Türkiye’de henüz böyle bir kanuni altyapı bulunmamaktadır. Öte yandan petrol ve doğal gaz, hidroelektrik ve rüzgâr enerjisi gibi paralel sektörlerde bu tip denetleme mekanizmaları çalıştırılmaktadır. Örnek vermek gerekirse, tüm enerji projelerinde proje onayı uygulanırken, jeotermal aramacılıkta kuyu programları il


173

özel idareleri veya başka kurumlar tarafından onaylanmamaktadır. Aksamaları önlemek açısından getirilebilecek daha verimli bir mekanizma ise, bu konuda akredite edilecek şirketler tarafından mecburi denetleme hizmeti alınması şartı getirilmesidir. Nitekim böyle bir mekanizma kurulması ile yüksek risk içeren arama ve sondaj faaliyetlerinde sigorta kullanımının yaygın hale getirilmesinin de temelleri atılmış olacaktır.

KAYNAKLAR

[1] Akman H., “Uygulamalı Özet Kuyu Kontrolü”, Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı Eğitim Yayınları No.29, 234 sayfa, 1995.

[2] Finger J., and Jacobson R., “Slimhole Drilling, Logging, and Completion Technology -An Update”, Geothermal Reservoir Engineering, Stanford University, Stanford, CA, pp.181-187, 1999.

[3] Balat M., “Energy Sources, Part B: Economics, Planning, and Policy”, Vol. 1, Issue 1, January, pp. 55-56, 2006

[4] Serpen Ü., “Jeotermal Enerji Alanında Küçük Çaplı Kuyular” Jeotermal eğitim Seminerleri, pp. 69-76, 2010.

[5] Ulutaş, U. ve Özdemir, A., “Jeotermal Sahalarda Sondaj Uygulamaları, Kurallar ve Minimum Kuyu Açma Standartları” (Çeviri), Sondaj ve Uygulamalı Yerbilimleri Dergisi, 8, pp. 81-87, 2009.

[6] Willis E., Bresee J., Di Bona B., Salisbury J., Mock J., Jelacic A., Goldman P., Mink L., “A History of Geothermal Energy Research and Development in The United States, Drilling”, U.S Department of Energy, 147 pages, 2010.

SUMMARY

Geothermal exploration sector is continually developing new ways to drill cheaper and faster, the latest addition being the introduction of mining-derived slim-hole cored wells. These wells are increasingly being utilized for cheaper initial exploration, where if planned correctly, can also offer most functions of conventional exploration wells. On the other hand, lack of proper planning and well-head equipment commonly observed in Turkey, risks blowouts and significant associated risks. Many geothermal reservoirs in Turkey are known to contain poisonous gasses such as CO2 or H2S under high pressure. The uncontrolled release of these gasses during drilling may lead to fatalities and even sizeable environmental disasters. All wells in potentially risks zones must be planned and equipped with proper well-head assemblies including adequate number of gate valves connected to choke and kill lines and main valves, each having adequate pressure ratings under respectable standards, annular and ram BOPs with closing units and well-head gas detectors. Rigs must be properly raised with drill platforms in order to accommodate all required wellhead equipment. Heavy mud must be kept standby at the well head. Cementing jobs must be carried out properly so as to limit all possible leakage. Crew must be equipped with mobile gas detectors and gas masks, and must be properly trained and certified for well control and for operating under hazardous conditions. Taking all these precautions must be regulated and controlled by the government as is the practice in many geothermal-rich countries such as Turkey.


174

POWER PLANT AUTOMATION – SPPA T3000

Serkan BAKILLISiemens Sanayi ve Ticaret A.Ş.

DEFINING THE NEW STANDARD FOR DISTRIBUTED CONTROL SYSTEMS

What is new, different and unique about SPPA-T3000?Essentially there are three components that are closely aligned. The first is the new and revolutionary concept of “Embedded Component Services” that allow the simplification of the system structures. Also new is the Java / XML-based approach, which both leverages the use of quicklyevolving Internet technology and allows for designs that are no longer platform dependent. The implementation of the three-tier architecture is also new.

How is the new system integrated into the entire enterprise?With the philosophy that “Data about the asset is worth more than the asset itself,” SPPA-T3000 was developed to provide accurate and timely information that customers can use to respond faster and therefore serve the market more cost effectively.

The system was seamlessly integrated technologically into the enterprise landscape, thus the process data collected by the system can be used immediately – in order to optimize the process, to make a unit availability prognosis, for cost calculations, to ensure accurate information, etc. With its data and information, it forms the backbone of enterprise planning.

What are the benefits to users?Operators and other users want a highly innovative, comfortable working solution that makes their daily work easier. Today, operation, engineering and diagnosis can be accomplished much faster with the new SPPAT3000 system.

What is the Embedded Component Services?The SPPA-T3000 works with “object oriented software. All the aspects of a component, for example a motor drive, are gathered into one single software module, which means that all users can access the same data source, from any place. The advantage is immediate: diagnostics, operation and engineering work with the same data. As a result, the phenomenon of data inconsistency and the related time-consuming maintenance of different data records are issues of the past.

Additionally, the Embedded Component Services with JAVA/XML marks the difference between conventional systems and the technology of the future. Embedded Component Services combines all beneficial advantages that the users and owners need: easy operation, high comfort and fast modification ogether with longterm reliability, security of investment, and integrated enterprise-wide information.

What were the drivers behind the development of the new SPPA-T3000?There were two main drivers for the new system’s development: what customers wanted from their plant control system and how the controls and Internet technologies are evolving.

Using these drivers, what approach was taken to develop SPPA-T3000?The new SPPA-T3000 system was developed using a totally new technological approach that tookinto account that customers want a robust, reliable system that is problem-free during daily use. And they want systems that can be integrated into the entire enterprise without any technical problems or interface issues.

Why wasn’t this available before?Technically speaking, it was not possible. Today, using the latest Internet technologies, such as the Java / XML-based approach and browser technology, the system is able to generate various perspectives for various users from the same software.

What are the advantages of the Java / XML-based approach?Java, by definition, is platformindependent. Its applications can run on any known hardware, and it is recognized for its user-friendly interface with browser technology. XML today represents the defacto standard for exchanging information.

What are the advantages of the three-tier architecture?In brief summary: three-tier is the classic structure of the Internet with the separation of performance, data processing and data level. This means that with the new SPPA-T3000 system, separate workstations for engineering, diagnostics, HMI are not needed – simple PCs with a browser are sufficient. Also, conventional control system networking and network administration, requiring personnel with very specific expertise, is no longer necessary.

SPPA-T3000 WITH EMBEDDED COMPONENT SERVICES

Siemens introduces its newest instrumentation and control system, based on the latest advancements in Internet technology. The Siemens Power Plant Automation™ T3000 – SPPA-T3000 – is designed to provide real time data – anytime, anywhere – to plant owners and operators for quick action and smart business decisions.

OperationAll information available at a glance for reliable plant operation


175

EngineeringIntegrated engineering for high-speed configuration and modification

AlarmTroubleshooting at your fingertips with customizable alarm displays and reports

FieldIntegrated process interface for field device communication

ArchiveLifetime archiving for permanent plant optimization

DiagnosticsBuilt-in diagnostics without additional equipment for optimized maintenance strategies

EASY TO OPERATE, DIAGNOSE AND ENGINEERING

Operation• Simple arrangement for all work view displays• Easy access to all information via Point View• Easily created user-specific alarm displays and reports

The Power PlatformTM is the basis or SPPA-T3000 and our solutions “beyond DCS”

Engineering, operation, fault detection and process optimization with the same software approach

The platform is a software concept based on ECSTM:

• Each individual module can be installed without the other modules

• Each module benefits from the ECSTM benefits• All modules fit perfectly together• Each module comes with the platform

Engineering• Simple, on-line change configuration right from the Workbench• Simple, straightforward automation and display design• Fast on-line undo of last configuration changes with quick roll-back

Maintenance• No special computer equipment or location for troubleshooting• Context-sensitive on-line diagnostic information at a glance• Comprehensive status of all components from any view


176

SPPA-T3000

� Reliable � Easy to use � “Never Goes

Obsolete” � Platform for more

The most modern system with the greatest customer benefit on the market

IO Modules

Classic DCS

Operator Terminals

Thin Clients

Engin-eering

DataSystem SW

Diag-nosticData

System SW

WebServer(Java)

Archive

DataSystem SWSystem SW

DataSystem SW

HMI

DataSystem SW

Auto-mation

Classic DCS■ Proprietary hardware components ■ Operating System related programming■ Multiple software tools and data bases

SPPA-T3000

Thin Clients

Built-inWeb ServerJava / XMLnew

ECS™■ Java, XML, Object Oriented■ Single Software Image, Standard Components■ All data integrated

new

IO ModulesIO Modules

Classic DCS

Operator Terminals

Thin Clients

Engin-eering

DataSystem SW

Diag-nosticData

System SW

WebServer(Java)

Archive

DataSystem SWSystem SW

DataSystem SW

HMI

DataSystem SW

Auto-mation

Classic DCS■ Proprietary hardware components ■ Operating System related programming■ Multiple software tools and data bases

SPPA-T3000

Thin Clients



new

SPPA-T3000

Thin Clients



new

“Never goes obsolete” pays for itself

SPPA-T3000 has been specially developed to save you costs over the lifetime of your power plant

We will guarantee the benefits of the „never goes obsolete“-concept for the lifetime of the power plant in a contract – including:• the avoidance of complete modernization,• the serviceability• functional compatible spare parts over the entire lifetime• flawless parallel operation of future • innovated technology and

existing technology• no additional outage time• no new commissioning• no re-engineering• no new optimizations• no new certifications (e.g. TÜV)

SPPA-T3000

A new and proven Distributed Control System based on advanced Internet technology

Benefits for usersSPPA-T3000 was developed for two key audiences:

• For users, SPPA-T3000 is a reliable and easy- touse DCS that can noticeably simplify daily work.

• For owners SPPA-T3000 provides a competitive advantage by helping to minimize costs and maximize leading-edge technology.• Simplification of system architecture• Single software system imaging operates in concert with

Internet technology• Real time data anytime, anywhere

SPPA-T3000 SYSTEM ARCHITECTURE


177

SUSTAINABLE BIOMASS TO CLEAN ENERGY PATHWAYS:ALTERNATIVE/CLEAN ENERGY INCUBATORS

Serpil GÜRANRutgers EcoComplex

ABSTRACT

A pressing need exists to accelerate development of clean alternative energy technologies to address growing energy demand, reduce global warming, improve the environment, create economic growth, and realize sustainable development overall. Understanding sustainability and its elements is going generate a powerful technologic assessment and a policy tool. To realize important sustainability goals, sustainable biomass to energy pathways can provide economical and environmentally sustainable solutions. Sustainable biomass to energy pathways include various feedstocks and numerous conversion technologies providing many end products mainly clean power, solutions to displace fossil transportation fuels and bio-based products including bio-fertilizers. Clean Energy Incubators can play a vital role on testing, verification and scaling –up of emerging sustainable biomass to energy technologies for their commercialization readiness.

Key Words: Sustainable Biomass, Biofuels, Biopower

1. SUSTAINABLE DEVELOPMENT

The term sustainable development was first introduced in the Brundlant Report[1] as “development which meets the needs of the present without compromising the ability of future generations to meet their own needs”. Although sustainable development is envisioned to encompass the three pillars of economic development, social equity, and environmental protection, the concept remains elusive and implementation has proven difficult. Sustainable development embodies integration, understanding, and acting on the complex interconnections that exist between environment, economy, and society [2]. This is not a balancing act or playing of one issue off against the other, but realizing the interdependent, systemic nature of these three pillars. Understanding this complex concept and applying this to existing and emerging research topics is poised to improve human-environment systems.

To meet the increasing demand for energy, to catalyze associated economic growth and to avoid further increases in harmful emissions including greenhouse gases, aggressive energy planning at the international, national, state and local government levels is needed with reasonably achievable targets[3]. Solutions will require complex strategies for both energy demand and supply that simultaneously reduce emissions and other environmental concerns while promoting a green economy. Demand strategies could include more aggressive programs at all levels for energy conservation and efficiency from home heating and lighting to manufacturing and transportation. On the supply side, increases in

the use of renewable power and fuel will be critical, and will include biomass (e.g. wood, plant derived sustainable fuels and organic waste) options, among other renewables.

2. UNDERSTANDING SUSTAINABILITY OF BIOMASS

There is a recent interest for development of bioenergy and biofuels as an alternative to fossil fuels. This paradigm shift is creating very important issues such as environmental, economic and social implications of the utilizing biomass as bioenergy source. It is essential to look into this matter with a sustainability lens and utilizing diverse array of options for bioenergy in the forms of biopower and biofuels production.

These options include local or regional availability of biomass resources including viable energy crops, direct and indirect land use change effects, local agricultural and organic waste generation facts, feasibility of current or emerging conversion technologies. When performing an assessment of the implications of bioenergy as biopower and biofuels utilization, one should utilize an unbiased, most current and available, peer reviewed scientific information and give an equal considerations to the three most important elements of sustainability, which are environmental, economic and social implications of biomass utilization. Some may argue that environmental and social issues are non-economic, or non-market, while others may defend the contrary that environmental labor practices affect prices and output[3].

One sustainability definition focuses on renewable fuels and states that “Establish sustainability goals to ensure that alternative and renewable fuel and vehicle deployment projects, on a full fuel-cycle basis will not adversely impact natural resources, especially state and federal lands”[4].

The primary objective of sustainability of bioenergy systems including biopower and biofues should be preventing environmentally, socially and economically destructive crop utilization, power generation and fuel production practices. In order to achieve and surpass the desired goals, it is essential to create acceptable definitions and criteria around these matters and think through the complex issues associated with biofuels from “field to the wheels” or with biopower “forest or field to plug”. The complete Life Cycle Analysis (LCA) includes many components such as feedstock production, transportation, conversion technology, fuel distribution and end use. Additionally, each of these components engages different groups with diverse vies and interests. A feedstock producer may have different views than a fuel producer while an end user would totally be less concerned with the issues related with the first two.


178

2.1. Biomass Sustainability For Bio-Power Generation In order to determine whether power generation from biomass is sustainable, it is important to perform thorough sustainability assessment of biomass fuels. It has long been the thought that biomass is a “carbon neutral” energy source because the carbon emissions were considered part of natural cycle in which growing forests over time would re-capture the carbon emitted by wood-burning energy facilities. The study[5] on biomass sustainability argues that the atmospheric greenhouse gas implications of burning forest biomass for energy vary depending on the characteristics of the bio-energy combustion technology, the fossil fuel technology it replaces, and the biophysical and forest management characteristics of the forest from which the biomass is harvested. Harvesting biomass from forest for energy generation can be helpful mitigating climate change and have the potential to provide a renewable energy source, promote growth of higher value trees and forest products, reduce forest fire risk, support the removal of invasive species and help to meet the economic development goals of rural communities if practiced in a sustainable manner[6]. There are several sustainable forestry guidelines developed by states and also by the Forest Stewardship Council. The sustainability determination request may be assessed by the Forest Services and also be based on certification such as can be provided Forest Stewardship Council. Any project apply utilizing forest based biomass for sustainability determination should provide that the biomass fuel should meet the State environmental agency or agricultural agency in the state in which the plant was grown. In addition, if projects are utilizing biomass which is a clean wood coming from recycling facilities the source of the biomass should be identified.

In addition to biomass fuel’s sustainability, the power generation technology should also be more efficient to receive the most possible use from a biomass fuel source. Direct combustion of biomass for power generation is relatively simple with lower capital cost than other more efficient emerging technologies. However, energy conversion efficiency is about 25-30% and emission control technologies are not as robust compared to gasification and other emerging technologies. Fairly substantial supplies of water are needed where direct combustion of biomass is used to generate power. In addition it is reported that direct combustion of biomass may emit higher GHG emissions than the fossil fuels it displaces. However, utilization of biomass for power generation if coupled with CHP technology the efficiency is more increased and the fossil fuel displacement increases and basically GHG reduction is more substantially occurs[5].

2.2 . Sustainability Of BiofuelsThe rapid expansion of biofuels including government mandates, creates concerns on the biofuels sustainability. All analyses should be completed as “field to wheels” as illustrated below for ethanol LCA. In tracking the lifecycle GHG emissions of each fuel all the emissions from each step should be included in LCA of biofuels.In addition to direct emissions as shown in the Figure 1., growing biofuel feedstocks dedicated for biofuel production may result both direct and indirect land use change. Direct land use change refers to the change in the use of a parcel of land from one type, such as forest, to another type, such as farming of perennial bioenergy feedstocks. Indirect Land Use Change (iLUC) refers to the indirect impacts that occur due to market change. In other words, the issue of indirect emissions from land use change refers to the concept that increasing demand for globally traded feedstocks (e.g., corn, soy wood) for the biofuels production has the potential to change

world markets such that new lands are cleared or substantially altered to accommodate the additional demand[7]. Such indirect changes can occur locally, regionally, or globally, but much of the controversy about iLUC involves shifts of production from one country to another.

The scientific debate on iLUC continues and the remains controversial. However, it is important to recognize that there is a consensus amongst the majority of researchers that the iLUC is not zero and should be accounted in the total life cycle emissions calculations for biofuels. Depending on the modeling type, assumptions, and data input, the iLUC findings vary. Markets for globally traded commodities and land use practices are both changing constantly. The dynamic nature of these phenomena mean that accuracy of models will rely upon frequent and regular updates to both the relationships represented in the models, as well as underlying databases. There is also need for a substantial amount of additional research to reduce the inherent uncertainties in key variables. Therefore it is important to recognize that the science behind iLUC determination is ever-changing. First generation biofuel producers should be able to offset some iLUC emissions by some alternative methodologies such as by more efficient production[8].

2.3. Sustainability CriteriaSustainability of biofuels can be achieved by choosing criteria that reflect these values and identifying indicators that can measure those criteria with the latest knowledge. The Council on Sustainable Biomass (CSBP) has created criterion based certification system. Such certification systems can be summarized in 35 criteria[9]. The selection and significance can vary depending on individual values, geographic region, and attributes on spatial scale. • Certification scheme for biofuels must include a set of credible

sustainability criteria and some transparent and enforceable controlling measure. It should be through public/stakeholder involvement.

• Environmental, social and economic criteria should equally be considered especially when developing local biofuels industry.

• Local biofuels industry should be encouraged to adopt the most efficient feedstock production and fuel conversion technologies.

• Since biofuels are uniquely tied to food security, a simpler and faster alternative way is to encourage local industry to utilize non-food feedstocks for second gen biofuels production.

• The sustainability criteria must be technology-neutral, transparent and based on scientific evidence and on clear definitions.

• GHG savings threshold should be set at a level which would allow current technologies and production processes to be maintained. GHG reduction potential may be lower than what can be expected from future technologies it is important that a market for biofuels is established as soon as possible in order to attract the necessary investments and to establish the infrastructure production and logistics.

3. ALTERNATIVE/CLEAN ENERGY BUSINESS INCUBATORS

A business incubator is defined as multi-tenant facility occupied by entrepreneurial client firms, with onsite management that delivers on array of support services with the goal of producing successful firms that will leave the incubation programs financially viable and free standing. In theory, these incubator graduates have the potential to create jobs, revitalize neighborhoods, commercialize new technologies and stimulate on an entrepreneurial culture in the


179

community[10]. Incubators focusing on alternative /clean energy technologies can serve a vital role on accelerating the success of alternative/clean energy development and implementation-while creating high-quality jobs and long-term economic growth. The activities of these alternative/clean energy incubators include solar, wind, hydrothermal, sustainable biomass and unrecycled waste based energy technologies, fuel cells, energy storage and other energy efficiency technologies development. This paper concentrates on Alternative Energy Incubators’ role for emerging biomass to energy pathways technology development.

Since biomass comprised of various types, conversion of these into bioenergy and bio-based products involves a variety of existing and emerging technologies. In order to make sound decisions on what technologies, as stand alone or in combination in the form of biorefinery, would provide the most efficient end products, it is important to evaluate, test, demonstrate the benefits of these new conversion technologies at the established proof of concept centers those utilize the most current science and technology, valuable experience and bright vision.

Alternative/clean energy incubators can provide opportunities to all these emerging and future advanced biofuel manufacturing and energy conversion (power generation and transportation) systems that they can be independently tested, scaled-up, and verified to demonstrate their ability to satisfy performance claims of emissions reduction to satisfy regulatory and sustainability requirements. These centers can help accelerating inventions becoming an innovation and the penetration of innovations into the market place. Early testing, verification and demonstration of these emerging technologies will provide reliable information to decision makers and investors so that they can make economically feasible and environmentally acceptable timely decisions. These centers can help biomass to energy pathways developments in various steps such as feedstock development, biochemical and thermochemical conversion technologies, gas clean-up and reforming technologies, end products and applications, LCA of biofuels and bioproducts, business plan development , marketing and branding of products, outreach and education to spread the importance of sustainable utilization of resources and recycling in an Alternative/Clean Energy Business Incubators.

REFERENCES

[1] The Report of the Brundtland Commission “Our Common Future”, Oxford University Press, p. 24, 1987.

[2] Sustainable Development: “From Brundtland to Rio 2012”, Background Paper, p.6, September 2010, United Nations.

[3] Charnovitz, S., Earley, J., and Howse, R., “An Examination of Social Standards in iofuels Sustainability Criteria” IPC Discussion Paper – Standards Series 2008.

[4] California Health and Safety Code, Section 44271(a)(2)[5] Walker, T., et al., MANOMET, Center for Center for

Conservation Sciences, “Biomass Sustainability and Carbon Policy Study”,NCI-2010-03, June, 2010.

[6] www.FCUS.org[7] Hertel, T.W., et.al., “Effects of U.S. Maize Ethanol on Global

Land Use and Greenhouse Gas Emissions: Estimating Market-Mediated Response”, Bioscience, Vol. 60, pp.223-231, March 2010.

[8] Taheripour, F., et al., “Biofuels and Their By-Products: Global Economic and Environmental Implications” Biomass and

Bioenergy, Vol. 34, Issue 3, 278-289,2010.[9] http://www.csbp.org/ [10] Lewis, D.A., “Guide to Incubation for Elected Officials in New

York State” , http://bianys.com, 2008.


180

DENİZ SUYU SOĞUTMA KULELERİ

Sinan ÖZÇELİKAYSPIG Soğutma Sistemleri Tic. Ltd. Şti.

ÖZET

Gün geçtikçe, çevre dostu ve verimli deniz suyu soğutma kuleleri, verimsiz ve çevreci olmayan açık devre deniz suyu soğutma sistemlerinin yerini almaktadır. Geçmişte, sahil alanlarında yer alan pek çok sanayi tesisi yüksek sıcaklıktaki suyu geri boşaltırken deniz ekosistemleri üzerinde olumsuz etkiler yaratmakta olan açık devre sistemleri kullanmaktaydı. Endüstriyel soğutma suyu kullanıp boşaltılması ile ilgili çıkarılan sıkı yönetmelikler bu gibi uygulamalara artık izin vermemektedir. Yeni tüzüğe göre, tesisten çıkan sıcak suyun geri boşaltılmadan önce, deniz yaratıklarının ısıl şoktan sakınılması amacıyla soğutulması gerekmektedir. Bu suyusoğutmak üzere soğutma kulelerinin kullanılması, boşaltma sıcaklıklarının deniz eko sistemleri üzerinde herhangi bir olumsuz etki yaratmayacak duruma getirmektedir. Ayrıca, uluslararası olarak kabul edilebilir ve ekonomik olarak kontrol edilebilir durumda olmasını sağlamaktadır. SPIG Enerji Santralleri, petrokimya endüstrisi, boya kompleksleri vs. alanlarında onlarca deniz suyu soğutma kulelesi ile hizmet vermektedir.

SPIG Soğutma Kuleleri, teknolojisi sayesinde hassas deniz ekosistemini korumayı ve çevreye olan etkiyi azaltmayı amaçlamıştır.Bu başarılı tesislerden bir tanesi, enerji üretimi sırasında kullanılan suyun sıcaklığını düşürmek ve suyun denize, deniz sıcaklığının bir santigrad derece üstünde bir sıcaklıkta gönderilmesini sağlayan SPIG’in soğutma kulesi teknolojisini kullanan EMAL enerji santralıdır. Bu durum beş santigrad derece artışa izin veren Abu Dabi Çevre Dairesi kurallarına uymaktadır.

Mühendisliği, tasarımı ve montajı SPIG tarafından yapılan EMAL santralındaki iki soğutma kulesi, SPIG tarafından Ortadoğu’da kurulmuş büyük deniz suyu soğutma kuleleri arasında yer almaktadır. SPIG, soğutma kulelerinin çevreye olan etkilerini azaltmak amacı

ile en son dispersiyon teknolojisini kullanmakta olup bu sektörde oluşturulan en yüksek standartların ötesine geçmektedir.

DENİZ SUYU SOĞUTMA KULELERİ İÇİN KOROZYONA DAYANIKLI YAPI MALZEMESİ

SPIG Deniz Suyu Soğutma Kuleleri, malzemesi tuzlu suya karşı mükemmel bir direnç garanti eden antikorozyon olan Camelyaf Takviyeli Polyesterden (CTP) yapılmaktadır.

Soğutma kuleleri genel olarak pulturize profillerle inşa edilmektedir.Bu malzeme, tuzlu suya ve soğutma çevrim devresi içinde mevcut bütün genel kimyasal ürünlere karşı mükemmel bir direnç göstermektedir.

CTP malzemesi yüksek direnç değerleri ile birlikte her türlü saha faaliyetini daha kolay ve daha çabuk hale getiren hafif ağırlık özelliklerini taşımaktadır.

Aşağıda başlıca mekanik özellikleri verilmektedir (asgari uç gerginlik Referans Standart CTI 137):• Çekme gerilimi, LW 206.8 N/mm²• Çekme gerilimi, CW 48.2 N7mm²• Baskı gerilimi, LW 206.8 N/mm²• Baskı gerilimi, CW 103.4 N/mm²• Bükülme gerilimi, LW 206.8 N/mm²• Bükülme gerilimi, CW 68.9 N/mm²

Fiziksel özellikler:• Yoğunluk: 1.7-1.9 g/cm³• Barkol Sertliği: 45• Yanma Dayanıklılığı: 25 veya aşağısı ASTM E 84

Şekil 1. 2000 MW’lık enerji santraline kurulmuş bulunan Ortadoğu’daki en büyük deniz suyu soğutma kuleleri.Figure 1. The largest sea water cooling towers installed at a 2000 MW IPP in the Middle East.


181

Şekil 2. CTP deniz suyu soğutma kulesinin kurulum aşaması.Figure 2. Phase of installation of an FRP, sea water cooling tower.

Şekil 3. EMAL Deniz Suyu Soğutma Kulesi.Figure 3. EMAL Sea Water Cooling Tower.

CTP yapılı soğutma kulesinin seçilmesi, beton gibi daha yaygın olarak kullanılan diğer yapılarla kıyaslandığında maliyetten tasarruf anlamına da gelmektedir.

DENİZ SUYU SOĞUTMA KULESİNİN TERMAL PERFORMANSI

Konsantre deniz suyunun fiziksel özellikleri ile tatlı su arasındaki fark, ısı transfer işlemini çok az etkilemektedir. Deniz suyu soğutma kulesinin termal performansı başlıca aşağıdaki üç etkenden etkilenmektedir:• Deniz suyu buhar basıncının tatlı suya kıyasla daha düşük

olması, su soğutma kulesindeki ısı transferinin en önemli kısmı olan buharlaşma işlemini doğrudan etkilemektedir.

• Su yoğunluğu,• Suyun sıcaklığı.

Deniz suyu yoğunluğu, tatlı sudan daha yüksek olup tuz konsantrasyonu ile artmakta iken, deniz suyunda özgün sıcaklık tatlı sudan daha düşük olup tuz konsantrasyonu ile azalmaktadır.

Sıcaklık yoğunluk artışı ile daha fazla azalır ve bu da konsantre deniz suyunun ısı soğurma kapasitesinin eşdeğer hacimdeki tatlı suyunkinden daha az olduğunu göstermektedir.

Yukarıda verilen üç faktöre ilave olarak deniz suyu soğutma kulelerinin uygun şekilde boyutlandırılması için dikkate alınması gereken diğerleri vardır.

Soğutulacak deniz suyunu viskozitesi, yüzey gerginliği ve ısıl geçirgenliği özellikle film dolgunun kalınlığını, soğutma kulesinde dolaşan suyun hızını ve film dolgudaki ısı transferini etkilemektedir.

Bu etkenlerin kulenin termal performansı üzerindeki etkisi film dolgu konfigürasyonuna göre değişir ve testler ile kararlaştırılır.

Genel olarak, tuz konsantrasyonu 50,000 ppm olarak kabul edildiğinde, deniz suyu soğutma kulesinin ısı transfer kapasitesi benzer bir tatlı su kulesinden yaklaşık olarak % 5 daha düşüktür.

Deniz suyunun ısıl yetersizliğinin soğutma kulesi ebatlarını (film dolgu hacmini ve fan çapını artırarak) etkilediği ve sonuçta maliyet etkisi yarattığı kolayca anlaşılabilir.

ÇEVRESEL ETKİLER

SPIG önceliği çevre olan doğa dostu bir şirkettir. EMAL’in enerji santrali çalışmasında SPIG Soğutma Kulesi teknolojisi kullanılmakta olup, bu sistem açık devre sistemlerle kıyaslandığında, enerji üretim işlemi sırasında kullanılan suyun sıcaklığını düşürür ve suyun denize deniz sıcaklığının bir santigrad derece üstünde bir sıcaklıkta gönderilmesini sağlar. SPIG Soğutma Kulesi teknolojisi, iki santigrad dereceye kadar artışa izin veren Abu Dabi Çevre Dairesi kurallarına göre deniz eko sistemlerinin korunmasında geçerli kurallara fazlasıyla uymaktadır.

Bu çözüm deniz yaratıklarına soğuk şoklama yapılmasını engelleyerek hem deniz ekosistemini korur hem de yerel yönetmeliklere uyulmasını sağlar.

Deniz suyu soğutma kulesinin çevre üzerindeki etkisini en aza indirmek amacıyla dikkat edilmesi gereken en kritik durum serpinti kayıplarıdır (kuleyi terk eden hava akımıyla taşınan su damlacıkları).

Serpinti içerisinde, dolaşım suyundaki gibi tamamen çözülmüş katı tuz konsantrasyonlarının aynısı bulunmaktadır, dolayısıyla bütün metal yüzeylerde yüksek korozyona ve sonuç olarak da kule etrafına kurulu tesislerin ve ekipmanların tamamı üzerinde büyük ve hızlı bozulmaya yol açabilir.

SPIG hali hazırda, genel olarak hafifçe güç tüketimi artışı gerektirse dahi, su kayıplarını dolaşım suyunun % 0,00035’ine kadar azaltan yüksek randımanlı damla tutucuları kullanmaktadır.

SONUÇLAR

Deniz suyu soğutma kuleleri, aynı ısıl kapasiteye sahip tatlı su soğutma kuleleri ile kıyaslandığında genelde daha yüksek başlangıç maliyetine sahiptir.

Yapılan piyasa araştırmasına göre, deniz suyu soğutma kulelerinin yıllık çalışma maliyetlerinin, dolaşım suyunda uygulanan daha ucuz kimyasal su arıtma nedeniyle, genelde tatlı su soğutma kulelerinden daha ucuz olduğu tespit edilmiş olup bu da daha yüksek başlangıç yatırımının birkaç yıl içerisinde telafi edilmesini garanti etmektedir.

Diğer yandan, ekstra telafi suyu olmadığından, deniz suyu soğutma kuleleri diğer potansiyel alternatiflerle, örneğin kuru soğutma sistemleri ile, kıyaslandığında her durumda en ucuz ve en yüksek randımanlı soğutma sistemi olarak öne çıkmaktadır.


182

EMAL Deniz Suyu Soğutma Kuleleri projesi, SPIG’in pek çok prestijli projede mükemmelliğini ortaya koymuş olduğunun kanıtıdır ve GCC ülkelerindeki liderliğinin ayrıca bir teyididir. Örneğin: Toplam 210.000 m³/saat debi tasarımlı 48 hücrenin yer aldığı Petrorabigh’de Soğutma Kuleleri 2008’den beri çalışır durumdadır.

SPIG yıllardan beri dünya çapında deniz suyu soğutma kulelerinin tasarlanmasında, engin bir bilgi birikimi ile güvenilir ve etkin çözümler temin etmektedir. SPIG, deniz suyu soğutma kulesi teknolojisini kullanarak, maliyetli tuz arıtma sistemlerine ihtiyaç duyulmamasını sağlayarak su tasarrufu yaparken, karbon salınımının da azalmasını sağlamaktadır.

SEA WATER COOLING TOWERS

ABSTRACT

Once through sea water Cooling systems are becoming history, being replaced by the more environmentally friendly and effective sea water Cooling Towers.In the past, many process industries located in coastal areas were cooled by using once trough systems which had a negative impact on the marine ecosystem, when discharging the water back to the sea at a higher temperature. The actual more stringent regulations on Industrial Cooling Water usage and discharge allow no more such practice. According to the new set of standard rules, before discharging back, cooling the process water is required, to avoid a thermal shock to the marine creatures . Using the Cooling Towers to cool the process results in economical control of the discharge temperatures within acceptable international and local guidelines that will not have any negative impact on the marine ecosystem.

SPIG has on its active several case studies telling about very large sea water Cooling Towers for applications ranging from Power Plants to Petrochemical, Smelter Complexes, etc.

Thanks o its technology, SPIG Cooling Towers are key in safeguarding the delicate marine eco system in several plants, to reduce the environmental impact. One of these success stories is EMAL’ s power plant using SPIG’ s cooling tower technology to reduce the temperature of the water used during the energy production process and ensure that water is returned to the sea within a one degree Celsius temperature above sea temperature. This is well within Abu Dhabi Environmental Agency guidelines which allow up to a five degree Celsius increase.

The two cooling towers, engineered, designed, supplied and installed at EMAL power plant, are among the larger sea water cooling facility installed by SPIG in the Middle East. SPIG uses the latest dispersion technology to reduce environmental impacts from cooling towers, surpassing the highest standards set in the industry.

CORROSION FREE MATERIAL OF CONSTRUCTION FOR SEA WATER COOLING TOWERS

The suitable SPIG Cooling Towers material for construction is Fiber Reinforced Polyester structure ( FRP ), an anticorrosion one guaranteeing an excellent resistance against salt water.

The Cooling Towers are usually built with pultruded profiles.This

material guarantee an excellent resistance against salt water and all more common chemical products present into the cooling circulating circuit.

The FRP material is characterised by high strength values and at the same time by light weight making easier and quicker any site activity.

Herein are resumed the main mechanical properties (min. ultimate stress Reference Standard CTI 137):• Tensile stress, LW 206.8 N/mm²• Tensile stress, CW 48.2 N7mm²• Compr. stress, LW 206.8 N/mm²• Compr. stress, CW 103.4 N/mm²• Flexural stress, LW 206.8 N/mm²• Flexural stress, CW 68.9 N/mm²

Physical properties:• Density: 1.7-1.9 g/cm³• Barcol Hardness: 45• Fire retardant: 25 or less ASTM E 84

Selecting FRP structure Cooling Towers means also money saving if compared to other more commonly used structures such as concrete.

SEA WATER COOLING TOWER THERMAL PERFORMANCE

Due to the difference between concentrated sea water physical properties and fresh water, the heat transfer process is slightly affected. The sea water Cooling Tower thermal performance is mainly affected by following three factors:• Vapour pressure is slightly lower for sea water in comparison

to fresh water and this influences directly the evaporation process that is the most important part of the heat transfer in wet evaporative Cooling Tower.

• Water Density• Water Specific Heat.

Sea water density is higher than fresh water and it increases with salts concentration, while sea water specific heat is lower than fresh water and it decreases with salts concentration.

As the heat decreases more than increasing of density this means that heat absorbing capacity of concentrated sea water is less than an equivalent volume of fresh water.

Further to the above three factors there are others that must be taken into consideration for proper sizing of sea water Cooling Towers. In this case viscosity, surface tension and thermal conductivity of sea water to be cooled have influence mainly on water film thickness, on velocity of water flow over the cooling tower fill and on heat transfer trough water film. The combined effect of these factors on the thermal performance of the Tower depends on fill configuration and it is evaluated upon experimental tests.

In general, assuming salts concentration of 50,000 ppm, heat transfer capability of sea water Cooling Tower will be approximately 5% lower than similar fresh water Tower.It is easily understandable that the thermal deficiency of sea water affects the cooling Tower sizes (increasing film volume and fan size or increasing foot print


183

dimensions) with consecutive cost impact .SPIG is an environmentally friendly Company whose priority is environmental protection.

The EMAL’ s power plant case study uses SPIG’ s Cooling Tower technology, that compared with once through systems, reduces the temperature of the water used during the energy production process and ensure that water is returned to the sea within a one degree Celsius temperature above sea temperature. The SPIG Cooling Tower technology will help safeguard the marine ecosystem as per the Abu Dhabi Environmental Agency guidelines, which allow up to a two degree Celsius increase.

This solution allows the respect of both the marine ecosystem, avoiding cold shock to the marine creatures and local authorities regulations. The main concern and the most critical item to take care in order to minimise the sea water Cooling Tower impact on environment is the drift losses (water droplets carried out by air stream living the tower ).

Drift contains the same salts concentration of total dissolved solid as circulating water, so that, it has high corrosion rate on all metal surfaces with consecutive large and quick deterioration of all facilities and equipments installed around the Tower.

Actually SPIG can install several high efficiency drift eliminators reducing the water losses till 0,00035% of circulating water flow even if this usually requires slightly increasing of power consumption.

CONCLUSIONS

The sea water Cooling Towers usually imply a higher initial cost impact if compared to fresh water Cooling Towers with the same thermal capability. In accordance with market investigation it has been discovered that yearly running costs of sea water Cooling Towers are usually lower than fresh water Cooling Towers due to the cheaper chemical water treatment carried out on circulating water and this guarantees the recovery of higher initial investment in few years.

On the other hand, when there is no other make up water available, sea water cooling towers become a forced decision that anyway remains the cheapest and highest efficiency cooling system if compared to other potential alternatives, as for example, dry cooling systems. The EMAL Sea Water Cooling Towers project is an important achievement and a further confirmation of SPIG’ s leadership in the GCC Countries, where SPIG has highlighted its excellence in many prestigious projects i.e.

Petrorabigh where forty-eight Cells for a total 210.000 m³/h. design water flow, Cooling Towers are in operation since 2008 . Over the years SPIG has acquired extensive expertise and experience in designing world class sea water Cooling Towers, developing a vast know-how and providing reliable customized and effective solutions. By providing sea water Cooling Tower technology SPIG has succeeded in saving the costly desalinated water, which also


184

THE ANEMOS WIND ATLAS FOR TURKEY

Heinz-Theo MENGELKAMPanemos Gesellschaft fuer Umweltmeteorologie mbH

Joachim GEYERanemos Gesellschaft fuer Umweltmeteorologie mbH

Tayfun HIZETC-IS

ABSTRACT

Investments in wind power require information on the long-term mean wind potential and its temporal variations on daily to annual and decadal time scales. This information is rarely available at specific wind farm sites. Short-term on-site measurements usually are only performed over a 12 months period. These data have to be set into the long-term perspective through correlation to long-term consistent wind data sets. Preliminary wind information is often asked for to select favourable wind sites over regional and country wide scales. These demands were the motivation to establish the anemos wind atlas for Turkey.

Keywords: Site Assessment, Wind Data Base

1. INTRODUCTION

Wind farm development in its different stages requires information on the wind potential at different levels of uncertainty. Preliminary wind information is often asked for to select favourable wind sites over regional and country wide scales while the optimization of a wind farm configuration requires a detailed micrositing procedure. Often short-term on-site measurements are only performed over a 12 months period. These data have to be set into the long-term perspective through correlation to long-term consistent wind data sets.

The wind atlas provides information on,the regional distribution of the long-term mean wind potential• the temporal variability of the wind potential• the vertical variation of the wind potential• the temperature and pressure distribution (air density)•

These data are used, as an initial estimate of wind and energy potential• for the long-term correlation of wind measurements and turbine • production datato provide wind potential maps on a regional to country wide • scaleto provide input data sets for simulation models• to calculate the wind turbine energy loss during prescribed • downtimes to provide information on the temporal variations of the wind and • wind turbine energy production

The anemos wind atlas time series data base became an indispensable data set for wind consultants, wind farm developers and operators, investors, and financing institutions during the initial planning phase and the period of operation of wind turbines.

2. METHODOLOGY The wind atlas is basically a refinement (Figure 1) of global scale reanalysis data by means of high resolution simulations with an atmospheric mesoscale model using high-resolution terrain and land-use data (Figure 2 and Figure 3). The 3-dimensional representation of the atmospheric state available every six hours at 2.5 degree resolution over the globe, known as NCAR/NCEP reanalysis data, forms the boundary conditions for continuous simulations with the non-hydrostatic atmospheric mesoscale model MM5. MM5 is nested in itself down to a horizontal resolution of 10 x 10 km². The simulation covers the period 2000 to present and is

Figure 2. Land-use (left) and orography (right) of domain 3 of the wind

atlas for Turkey simulation.

Figure 1. Nested domains and grid nodes of the wind atlas for Turkey.


185

continuously updated. Model variables (wind speed, wind direction, turbulence, temperature, humidity, air pressure) are stored every 10 minutes for various heights.

3. PRODUCTS

The wind atlas for Turkey provides time series of wind speed, wind direction, temperature, pressure, humidity, and air density at different height levels with a 10 minute temporal resolution. The data set is consistent in space and time and and provides information on,

the regional distribution of the long-term mean wind potential• the temporal variability of the wind potential• the vertical variation of the wind potential• the temperature and pressure distribution (air density)•

to provide information on the temporal variations of the wind and • wind turbine energy production

One of the main applications is the correlation with on site wind measurements in order to fill data gaps and to extend short-term measurements. Often the wind atlas data are the only means for the inevitable long-term correlation of short-term measurements. Figure 4 a shows wind speed measurements (green) from June 2007 to April 2008 with a data gap in January and February 2008 and the corresponding time series from the wind atlas (red). Correlating the two time series allows the extension and filling of the data gap to construct a full year site specific time series. This one year annual cycle is compared to the long-term mean annual cycle (Figure 4b). A wind index for the measurement period can be estimated for different long-term reference periods. The wind index for a location on southern Turkey is shown in Figure 5 for the reference period 1970 to 2009. Highest values are observed in winter (often January) and lowest values in spring/early summer.

4. APPLICATION

The wind atlas data are used, as an initial estimate of wind and energy potential• for the long-term correlation of wind measurements and turbine • production datato provide wind potential maps on a regional to country wide • scaleto provide input data sets for simulation models• to determine the spatial correlation of the wind field in portfolio • calculationsto calculate the wind turbine energy loss during prescribed • downtimes

Figure 3. Mean wind speed at 100 m height and mean temperature at 2 m height for 2008.

Figure 4. Comparison of measured and simulated time series (left) and the annual cycle (right). Please note the different scaling on the abscissa.

Figure 5. Monthly wind index for a location in southern Turkey.


186

5. VERIFICATION

The wind atlas time series data base is the result of a model simulation. Whenever possible these data are compared to site specific measurements in order to verify the regional representativeness. One must bear in mind that spot measurements from a single anemometer are compared to model data on a 10 square km grid. The more complex the terrain structure is the less a coincidence can be expected with respect to the absolute value of the wind speed.

6. CONCLUSION

The anemos wind atlas for Turkey comprises a time series data base of the three-dimensional state of the atmosphere. The spatial resolution is 10 x 10 square km, the temporal resolution 10 minutes and the time period 2000 to present. The wind atlas is updated continuously every three months. The main areas of application are wind mapping on different regional scales and the long-term correlation of short-term on site wind measurements. Verification with on-site measurements shows reasonable agreement with respect to the wind speed variation and the wind direction distribution. The verification will continue whenever more observed data are available. The final aim is to provide a most reliable wind data base which is consistent in space and time and which can be used for site assessment studies in supplement to on-site measurements.

Figure 6. Comparison between the anemos wind atlas time series and on-site measurements. Mean monthly wind speed (a) and wind direction distribution as measured (b) and simulated (c).


187

THE HIGH AVAILABLE AND EFFICIENT COAL FIRED POWER STATION

Wolfgang A. BENESCHSTEAG Energy Services GmbH

Martin HAYSTEAG Energy Services GmbH

Jacob T. VERGHESESTEAG Energy Services GmbH

BACKGROUND

For a reliable electricity supply an economic but also ecological energy mix is essential. The consequences of a single sided focus on one energy source are as follows:

Natural gas� is the most environmentally friendly fossil fuel with relatively low CO2 emissions. Electricity generation in highly efficient power plants is possible. Short erection times and low investment costs are additional benefits. Due to limited and locally restricted reserves, natural gas prices are highly volatile which leads to large fluctuations in electricity generation costs. Increasing the concentration of export sources in politically unstable regions is another disadvantage. But, especially for industrial use, it must be part of the energy mix.Hard coal can be procured cost-effectively by many providers � on the world market. Power plant technology has great potential for efficiency improvement. But CO2 emissions are higher than for natural gas. Flue gases require extensive cleaning with corresponding costs. Due to long term coal reserves and relatively low prices, coal has to be part of the energy mix.Hydro is the strongest renewable energy. It allows a high � efficient, cost-effective and flexible operation. It can play a very strong role in the energy mix. But also for this energy source, limits are reached regionally. In times without rain, a back-up energy source is needed. Wind is an important CO� 2-free electricity source. Wind power plants can be used only in combination with conventional power plants and/or storage facilities due to the wind-related fluctuations. Too many rotors being too close to residential areas are not acceptable. But as a part of the energy mix, wind is important. Like the other renewable energies solar power is CO� 2 free. Sustainability of energy supply is ensured by independence from limited resources. The economical benefit is the independence from fuel prices. Due to high costs, the use of solar thermal energy makes only sense in regions with high solar irradiation like Turkey. Biomass plants can be used in base load. Also, Co-combustion � can be considered. Biomass must be part of the energy mix as long as it does not influence the food chain.

In this mix, coal fired power stations play an important role but they must be efficient to minimize costs, save fuel resources and be environmentally friendly and high available. But power plants are aging and at the same time the state of power plant technology is developing. Efficient power plant monitoring as well as observation of technology development is necessary in order to decide on improvement measures. In day-to-day operation,

especially with flexible load, online efficiency monitoring tools are of high importance.

Efficiency is a major goal of power production and consumption. It saves resources as well as our environment. Especially for modern power stations availability is important from that point of view. If the modern power station is not available, the oldest power station in a power plant pool is started again. This is typically less efficient and environmental friendly. In this context one has to raise questions like:• How can failures of modern power plants be avoided or • How can failures be foreseen to allow a proper outage

scheduling?• What is Steag’s experience and contribution to the topic?• What is Steag’s strategy?

Major items that will be discussed in this presentation are:1. Importance of availability for the environment and to avoid

outages as just mentioned2. Experience with remaining lifetime assessment for existing

power stations especially in India3. Retrofit and rehabilitation of Steag’s German power plants4. Optimised plant monitoring to avoid major damages and

outages5. Consequences for the modern high efficient power stations

EXPERIENCE WITH REMAINING LIFETIME ASSESSMENT FOR EXISTING POWER STATIONS ESPECIALLY IN INDIA

Steag Energy Services has a subsidiary in India being responsible for O&M of combined cycle power plants, developing IT tools, offering online solutions for plant monitoring and optimization (using these IT-tools) and delivering Engineering. In this field a standardized tool for assessing remaining life time of coal fired power stations in a very short period had been developed. Because this is a very important precondition for planning major overhauls it should be described in more detail.

India has an installed capacity of about 72,000 MW thermal power plants. Of these, about 100 units of capacity ranging from 110 MW to 210 MW have reached a service life of over 20 years or beyond. They have become due for renovation and modernization in order to prolong their life and improve efficiency and reliability.

Remnant/ Residual Life Assessment study has been identified as the first step in the power plant’s Rehabilitation program. The program objective is to identify current condition of major equipments/ components with reference to its original design through relevant testing & inspection techniques and provide the


188

result and recommendations for extending life by 15 – 20 years in the most economical manner. Depending on the actual operating and environmental conditions, material properties of power generating equipment degrade as a function of service life due to one or more time dependent material damage mechanisms such as creep, fatigue, corrosion, erosion, wear, embrittlement, electro-mechanical and electro-chemical break-downs. The life extension program has to go through various steps, which typically include:

Pre-outage planning and plant monitoring� Ranking of the equipment� Residual life assessment� Cost benefit analysis and implementation plan� New operation and maintenance strategy�

GENERAL APPROACH

An essential step in developing residual life assessment procedures is to establish a methodology that considers the type of component, the materials of construction, the operating regimes, the material degradation and failure mechanisms, the failure history, lead times for replacement/ repair and the costs of refurbishment. The steps and information required to prepare a power plant condition assessment report is outlined as under:• Identify Critical Components• Identify Material Damage Mechanisms• Review of Historical Data• Manufacturer’s Generic Design Information• Manufacturing Records/ Test Certificates• Operational/ Maintenance Data• Chronic Problem History• Previous Studies/ Evaluations, if any• Performance Records• Personnel Interviews with key operation and maintenance staff• In-Situ and Laboratory tests (NDT, Metallurgical/ Insulation etc.)• Condition Assessment based on measurement• Remaining Life Assessment

The final report will then contain:• Recommendations for Replacements/ Repairs/ Modifications• Recommendation for future Inspection Intervals• Recommendation for Operational Changes • Recommendation for further Analysis Requirements

METHODOLOGY

The assignment is carried out on “Task Force” concept. The Task Force comprised of:

The following steps are involved:• Review of the relevant parameters, operating, outage and

maintenance history and failure analysis data of the plant.• Discussion with operating and maintenance personnel of

the plant regarding plant overall performance and details of modifications/ replacements carried out in various system.

• Carrying out hot and cold walk down and preparation of detailed inspection plan including non - destructive testing.

• Steam Path Audit Study of Turbine• EBSILON mapping & model analysis of Steam Water cycle • Detailed inspection/ assessment and recording of test data.• Analysis of various test data (both field and laboratory tests)

including analytical study to arrive at the Run/ repair/replace recommendations for all equipments/ systems covered in the scope of work for Thermal Power Stations.

• Preparation of RLA preliminary report for the unit.• Preparation of final RLA/LE report for the unit.

EBSILON MAPPING

Using the EBSILON® Professional software, a model based on design and present operating condition is prepared. Using simulation runs on this model, it is possible to prepare the best achievable status under present conditions of the plant and the best achievable by renovation, retrofitting or other interventions. Using this thermodynamic balancing tool, it is possible to develop a cost benefit analysis of the different options for improving the heat rate.

EBSILON®Professional is a software tool developed by the Steag Energy Service for heat balance calculation and unit diagnosis. It offers cutting edge technology for graphical user interface and calculation kernel featuring more than 20 years of continuous development. EBSILON®Professional has more than 1100 references all over the world.

TYPICAL RESULTS

The results of our recent investigations on 210MW units in India point to the possibility of the following improvements after rehabilitation:

Technology ExpertsExperience in Power Station Engineer-ing,, operation/ maintenance/ trouble shooting.

Metallurgical Ex-perts

Knowledge of behavior of metals under different conditions of operation.

Field quality Ex-perts

Experience in carrying out NDTs and other in-situ tests.

The methods followed for remaining life assessment have been put broadly under two categories:1. Methods based on the operational history in which the

expended life of a component has been assessed on the basis of operational history and standard material properties.

2. Methods based on examinations/tests on the actual components during shut down.

Before reha-bilitation

After rehabilitation

Efficiency of boiler 82 % 86 % (design value)

Efficiency of HP Turbine 80 % 85 - 87 %

Efficiency of IP Turbine 91 % negligible potential

Efficiency of LP Turbine by about 4.7 – 6.5 %

Increase the unit availability after R&M to about 80 - 90 %

MEASURING TRUCK

As well good results could be collected in Germany, China and India with a special “measuring truck” having additional equipment on board that is typically not installed for on line measurements in power stations.

RETROFIT AND REHABILITATION OF STEAG’S GERMAN POWER PLANTS

Steag is the fifth largest electricity generator in Germany. We are owning and operating now in Germany more than 7000 MW and abroad nearly 2000 MW, part of it in Turkey together with Oyak.


189

Some of these power stations had been built in the 60s and 70’s of the last century. Due to retrofit of environmental systems and to aging of components the goal was to increase efficiency again. For reaching this aim with constant firing capacity turbine improvement with state of the art technology is the method of choice.Objectives for the rehabilitation and improvement of turbines in existing power stations are:• increase of capacity by higher efficiency (green MW)• reduction of maintenance costs• increase of unit efficiency• reduction of the risk of blade failure for already predamaged

blades• longer intervals for overhauls• shorter overhaul periods by change of components instead of

repair• design of components for new dynamic operation mode • use of proven technology to increase availability

Possible measures for improvement and rehabilitation of steam turbines are:HP-turbine• use of existing outer casing • exchange of inner casing and use of modern 3D blading

o i,HP 88% (150 MW / 300 MW) if applicable increase of steam parameters (under consideration o of remaining life time!) sliding pressure instead of constant pressure operation o depending on boiler type

IP-turbine• use of existing outer casing• exchange of inner casing and use of modern 3D blading

o i,ID 92% (150 MW / 300 MW)if applicable increase of steam parameters (under consideration o of remaining life time!)

LP-turbine• use of modern 3D blading• decrease of condenser pressure by condenser optimization

EXPERIENCE WITH IMPROVEMENT OF OTHER POWER SATIONS

Examples for energy efficiency improvements in existing third party coal fired power plants where we are consultants are:• Alternatives to throttling due to grid code requirements, e.g. use

of steam extraction stop • Better live and reheat steam temperature control • Reduction of reheat steam spray• Optimization of auxiliary steam consumption• Elimination of leakages in water steam system• Reverse of deterioration in blading efficiency• ACC cleaning to increase heat transfer limited by dirt and particle

build up• Improved use of steam air heaters which, amongst other, avoid

flue gas condensation in air-preheater

OPTIMIZED PLANT MONITORING TO AVOID MAJOR DAMAGES AND OUTAGES

Through practice-oriented monitoring and organization, high availability rates can be attained at minimal effort and expense.

As already mentioned earlier, this ensures that the state-of-the-art high-efficiency power plant can be operated around the clock and that inefficient, environmentally harmful power plants do not have to be put into operation as substitutes. Efficiency monitoring with online tools has not only the goal of efficiency increase in day to day operation but also indicate developing deficiencies of plant components in advance. So they deliver a contribution to efficient outage planning.

SR::EPOS is the SR product for process quality monitoring and optimization. Based on relevant operation parameters like process measurements, fuel quality and operation mode, the power plant operator gets information about deviations of the present operation from its reference. In five-minute cycles the program continually monitors technical and economic aspects of the actual power plant process as well as the plant’s measuring equipment. Plant components are evaluated online and component efficiency ratings are determined. Finally, in addition to this information SR::EPOS also supplies information serving condition-based maintenance. However, the essential aim is to provide reliable information about the power generation process and relevant plant components. This information can be used by the operating staff to rectify the detected shortcomings in order to enhance the unit’s efficiency to its presently possible maximum thereby reducing emissions and costs. The SR technology has more than 130 units in Germany and overseas as references, about half of which are units in India.

Another newly developed tool for avoiding unplanned outages is the so called SR::SPC (statistical process control). What is the current situation? Huge amounts of data exist in modern DCS-systems and archives. Only major deviations are reported due to permissive alarm settings that are necessary because of different modes of operation. The rising degree of automation has led to a reduction of the workforce by 30 to 40% over the last decade. This places high demands on the staff members already during normal operation. The degree of expert knowledge is less readily available. Data analysis after a component was damaged showed that proper evaluation of the existing data had indicated the damage quite some time before it actually happened or at least had shown some significant changes.

New ways of maintenance are needed: An optimum between preventive and condition-oriented maintenance is asked for. Today the market offers such IT-tools. However, these tools usually fail because they tend not to meet the requirements of operators like Steag, or they are not used because the effort is too high. The suppliers of such systems rarely have the procedural know-how.

What is Steag’s approach? What are the key functions of the new system? The utilized system has to select the incoming data and draw the right conclusions. False alarms have to be avoided. Therefore the system has to master several sophisticated statistical methods. It should provide the user with necessary and irrefutable information only. The reports have to be generated automatically and have to be convincing. The system should be implemented by experienced process engineers on the part of the supplier; they must be supported by the staff of the power plant. The system needs to be attended to regularly and has to be adapted to varying conditions.

The benefits of this approach are:• Reliable reports


190

• Functional early warning system• Plant-specific expert system• Reduction of unplanned shutdowns• Avoiding severe damages, especially consequential damages• Deviations from the optimal operation are reported

CONSEQUENCES FOR THE MODERN HIGH EFFICIENT POWER STATIONS

In a phase in which no new hard-coal-fired power plants were built in Germany, Steag was able to gather valuable experience in projects abroad. They include the Termopaipa power plant put into operation in Colombia in 1999, the Sugözü power plant on the Bay of Iskenderun in Turkey in operation since 2003, and the Mindanao power plant in the Philippines, officially inaugurated at the beginning of 2007.

The high-efficiency power plant has special significance for our company in Germany. With the development of the CCEC concept (Clean Competitive Electricity from Coal), at an early stage a modular construction kit for hard-coal-fired power plants was designed which permits making allowance for local site conditions and building economically very efficient hard-coal-fired power plants with the components of any manufacturer. In this concept all the operating experience mentioned before is collected. The CCEC Concept is based on the idea of “Lowest Cost of Ownership” which includes the following elements:1. Lowest investment

• utilizing standardized solutions / modules • decrease of costs by “lessons learned” and “active

experiencing”• utilizing proven technology

2. Shortest time for erection (delivery and construction)3. Low costs for maintenance

• short shut-down period for repair and overhaul, large intervals between two shut-downs

• spare parts on stock or delivery on demand• maintenance-friendly design• well-skilled staff of owner

4. Optimal logistics (choice of site)5. High availability

At the Duisburg-Walsum site the construction of such a power plant of the 750 MW is under erection. With a net efficiency of well over 45 percent, this plant will be one of the most up-to-date hard-coal-fired plants in the world among plants with comparable parameters.

This net efficiency is achieved among other things by an efficient cooling tower, higher steam pressures and temperatures (275 bar, 600°C/620°C), and the optimizing of station service load. The 180 meter tall cooling tower effectively cools the water and so permits a high degree of steam utilization in the turbine. The amount of electricity used in-plant was reduced by a great many individual measures, for instance through improvements in plant equipment and an up-to-date flue gas desulphurization concept. In their sum these measures lead to higher efficiency, i.e., better utilization of fuel. While employing the same amount of fuel, the unit will feed about 12.5 percent more electricity into the power network compared with other units.

The time between major overhauls had been -based on the described experience- maximized. The existing plant in Walsum

gives a good example. The turbine had been opened first time after 16 years of operation. This is only possible with an always secure supervision and monitoring system as stressed already before.

OPTION OF SOLAR TOPPING

Solar topping of a fossil fired steam power plant by a solar field is an example for a successful cooperation of renewables and fossil fired power stations. With this idea the power reserve of the existing highly efficient turbo generator can be used by solar power. Furthermore, the existing balance of the plant and the existing infrastructure, such as connection to the grid, is utilized. The power generation as a whole is not affected by a non-performance of the solar field (in contrary to Solar Only Power Plants). Commercial advantages are the low investment cost for solar power generation compared to “solar only”, the use of synergies for operation and low maintenance costs. This leads to low levelized electricity costs from solar power.

It rests on the intelligence of engineers on how to get there without ruining the economics of the countries and having unaffordable electricity prices. Coal is not only a fuel to bridge the gap, but could even be a partner of the renewables and so is not a contradiction. The characteristics of the different electricity generating methods have to be considered. In Turkey solar power could give a significant input. Also, wind could be used. But where will electrical energy come from when the wind is not blowing or when no sunlight is available (at night)? Storage or back-up capacities are asked for. This could be based on biomass, coal and/or gas. Especially the latter options will no longer be implemented for base-load operation but for flexible cycling load. Only by considering all available options for electricity generation, the goal “CO2 emissions reduction” without loosing availability can be attained. However, only economically viable options will be considered. A market-oriented approach is favoured.

CONCLUSION

The high-efficiency power plant will be the focus of modern energy supply in the short, medium and long term. This is important for existing as well as for new power stations. There are several reasons for this. One is that it accords with the spirit of the current climate discussion, and one must note that every ton of CO2 not produced because of high efficiency does not have to be transported and does not have to be stored, and there is no danger that leakage will allow this CO2 to escape again in the years to come. As well it has to be considered that the high available, efficient and flexible coal fired power station is a good partner of the renewable energies.

To ensure this high efficiency outages have to be carefully planned and by intelligent measures the efficiency of the plant has to be improved again. By increasing the availability of electricity supply not the oldest plant has to run again which is a contribution to improvement of the environment.

Outages should be minimized and shortened. But the shortest outage is that one that is not necessary due to the use of efficient tools!


191

LİSANSSIZ ELEKTRİK ÜRETİMİ VE RÜZGAR TÜRBİNLERİ

Yalçın KIROĞLUMars Enerji

ÖZET

2005 yılında 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kanunu ile başlayan, 2008 yılında da ilgili kanunda yapılan ilave ile 500 kWh’ye kadar olan üretime getirilen özgürlük nihayet başlıyor.

“Lisanssız Elektrik Üretimi” olarak adlandırılan, isteyen her abonenin 500 kWh’ye kadar, EPDK’dan lisans almadan, elektrik üretimi yapabileceği uygulama, 10 Mart 2012’de Resmi Gazete’de yayınlanarak hayata geçen EPDK’nın Teknik Düzenlemesi olan Uygulama Usul ve Esaslarıyla beraber, Türkiye’de Lisanssız Elektrik Üretim devri resmi olarak başlamış bulunuyor.

İsteyen her kişi, şirket ve kurumun, 500 kWh kurulu güce kadar üretim tesisi kurup, kendi elektriğini üretip, fazlasını dağıtım şirketine satabileceği süreç başlıyor.

1. RÜZGAR NEDİR?

Rüzgar, ısıları farklı olan hava kütlelerinin yer değiştirmesidir ve rüzgar enerjisi bu değişim sayesinde oluşur. Güneşten yeryüzüne ulaşan enerjinin % 1-2’si rüzgar enerjisine dönüşmektedir. Rüzgar, bitmeyen ve bitmeyecek olan yenilenebilir enerji kaynaklarının arasında yer alıp, dünyada ve Türkiye’de çok önemli bir konuma gelmiş bulunmaktadır. Rüzgar türbinleri, kanatlarındaki kinetiği belirli mekanizmalar sayesinde elektrik enerjisine dönüştürür ve bu dönüşüm hiç bitmez.

3. DÜNYADA RÜZGAR ENERJİ SEKTÖRÜ

Dünyada rüzgar enerjisinden üretilen elektriğin 2012’nin ilk yarısında 18,400 MW artması bekleniyor.

Dünyada toplam kurulu güç (MW) ve 2010 yılı sonunda kümü-latif kapasite açısından ilk 10 şehir Şekil 2 ve Şekil 3’te görülmektedir.

2. RÜZGAR ENERJİ PAZARI NEDEN HIZLI GELİŞİYOR?

Cevap basit: Ekonomik!Rüzgar türbinlerinden elektrik üretme maliyetleri her yıl düşüyor. Elektrik üretiminde rüzgar, en ucuz maliyetli yöntemler arasında yer alıyor. Dünyada ve Türkiye’de elektrik ihtiyacının artışı, kişileri, kurumları, şirketleri yeni ve temiz enerji arayışına sürüklüyor. Temiz enerji dediğimizde akla gelen enerji kaynakları yenilenebilir enerji kaynaklarıdır. Ancak rüzgar enerjisi pazarının büyümesinin nedeni sadece temiz olması değil, türbin teknolojilerinin sürekli gelişiyor olması, türbin maliyetlerinin düşerken elektrik üretim maliyetinin de düşüyor olması vs.’dir.

Şekil 1.

Şekil 2.

Şekil 3.


192

2011 Haziran ayı sonu itibariyle türbin sayısında artış gözlenmekte olup, 2011’in son çeyreğinde türbin kurulumu dünyanın her yerinde artmaktadır. 4. TÜRKİYE’DE RÜZGAR ENERJİ SEKTÖRÜ

Türkiye’de birincil enerji kaynağı doğal gaz olarak gözükmektedir. Rüzgar türbinlerinden elde edilen elektrik enerjisi ise % 1,35’tir. Yeni çıkan uygulamalar ve yasalarla beraber rüzgar enerji sektörünün hızla artışı beklenmektedir.

Türkiye rüzgar pazarı lisanslı ve lisanssız olmak üzere ikiye ayrılır.

alma zorunluluğu ortadan kaldırıldı. Aynı metinde konu ile ilgili ‘EPDK gerekli yönetmeliği belirler ve yayınlar’ denildi. EPDK da konu ile ilgili ilk düzenlemeyi 3 Aralık 2010 tarihinde Resmi Gazete’de yayınlanan “Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği” ile yaptı. Bu yönetmelikte, 500 kWh’ye kadar olan yenilenebilir enerji kaynaklarından oluşan üretim tesisleri için, şirket kurma ve de lisans alma zorunluluğunu ortadan kaldırma vb. gibi pek çok detay açıklandı.

Tüm sektör, teknik detayları beklerken 21 Temmuz 2011 tarihinde, Resmi Gazete’de 28001 sayı ile “Lisanssız Elektrik Üretim Yönetmeliği” yenilenerek tekrar yayınlandı.

Bu yenilenme sırasında, 3 Aralık 2010 tarihli yönetmelik neredeyse korunarak, sektör ve aboneler açısından önemli sayılabilecek ilaveler yapıldı. En önemli ilavelerden birisi; birden fazla kişinin bir araya gelerek, tüketimlerini birleştirip mahsuplaşmaya ortak olmasıdır. Bu aynı zamanda tüketim fazlası elektriğin sadece dağıtım şirketine değil, başkalarına da satılabilmesinin önünü açıyordu. Bu yönetmeliğin içeriğindeki en önemli maddelerden bazıları ise;• Lisans alma ve şirket kurma zorunluluğu olmadığı,• Şirket, kişi, kurum başına üretim tesisi üst sınırının 500 kWh

olması,• Üretim tesisinin, tüketimin olduğu dağıtım şirketi sınırlarında

kalmak suretiyle başka yere konulabileceği,• Tüketim fazlası elektriğin 10 yıl boyunca dağıtım şirketi tarafından

alınma zorunluluğu,• Tüketim ve üretim arasında kWh cinsinden mahsuplaşma

yapılacağı,• Tüketim fazlası elektriğin dağıtım şirketi tarafından satın

alınmasında uygulanacak fiyatın YEK kanunda belirtilen fiyat olacağı,

• İlgili ödemenin takip eden ay içerisinde, fatura karşılığı yapılacağı,

• Birden fazla kişinin bir araya gelerek, mahsuplaşmaya dahil olabileceği,

• Başvuruların, dağıtım şirketlerine yapılacağı,• Konu ile ilgili, teknik konuları içeren, Uygulama Usul ve

Esaslarının ayrıca yayınlanacağıydı.

10 Mart 2012’de çıkan Uygulama Usul ve Esaslarıyla beraber hem abonelerin, hem üreticilerin, hem TEİAŞ’ın, hem de TEDAŞ’ın nasıl bir yol izleyeceği teknik detaylarla belirlenmiştir.

c.Türbin Kurulum AşamalarıLisanssız elektrik için kurulum aşamaları aşağıda belirtilmiştir:• Tahmini Yatırım Geri Dönüş Analizi (Elektrik faturaları ve türbin

kurulması planlanan koordinatların bildirimiyle tahmini olarak,

Şekil 4.

Şekil 6.

Şekil 5.

Türkiye’de Şubat 2012 itibariyle, rüzgar kurulu gücü 1.800 mW’a çıkmıştır.

5. TÜRKİYE’DE RÜZGAR ENERJİ SEKTÖRÜNÜN YASAL DURUMU

a. Lisanslı PazarLisanslı üretim Türkiye’de yıllardan beri yapılmaktadır. 1 Kasım 2007’den beri başvuru alınmamakla beraber, lisanssız pazarın da açılması ve kolaylaştırılmasıyla, üretici ve yatırımcılar artık lisanssız pazara doğru rotalarını çevirmektedirler.

b. Lisanssız Pazar (Lisanssız Elektrik Üretim Yasası)2005 yılında çıkan Yenilenebilir Enerji Kanununa, 2008 yılında yapılan ilave ile 500 kWh’ye kadar olan üretim tesisleri için lisans


193

türbin kaç kW elektrik üretecek, bu üretimden ne kadar kalacak, tahmini rüzgar değerleri nedir, bu yatırım yaklaşık olarak kaç yılda kendini amorti eder sorularının cevaplarının alındığı tahmini bir rapor)

• Ön Fizibilite Raporu (Üniversitelerin de dahil olduğu, noktasal bazdaki rüzgar değerlerinin kapasite faktörü hesabının yapıldığı ve yıllık kWh cinsinden üretim hesaplamalarının yapıldığı teknik rapor)

• Türbin Seçimi (Tüketime ve ön fizibilite raporu sonucuna göre türbin seçimi)

• Finans/ Kredi (Ön fizibilite raporuyla beraber, yurt dışındaki yenilenebilir enerji fonlarına gidiş, teknik onay ve kredi sağlanması)

• Türbin Kurulumu (Sipariş sözleşmesinden 6 ay sonra türbin kurulumu)

Şekil 7. Resmi başvuru tablosu.

KAYNAKLAR

[1] http://epdk.gov.tr/web/elektrik-piyasasi-dairesi/mevzuat[2] The World Wind Energy Association Half-year Report 2011[3] http://www.teias.gov.tr/[4] http://www.awea.org/

SUMMARY

With the legalization of generate your own power philosophy, there is going to be a new sector in Turkey. Everyone who wants to generate his/her own electricity, now can generate. After the publication of technical details at the official gazette, investment processes are speeding up from the investors because of all the details are now clear. Up to 500 kWh, everyone can have wind turbines.


194

ELEKTRİK DAĞITIM FAALİYETİNDE KALİTE

Yelim Nur ŞİRİNSakarya Elektrik Dağıtım A.Ş.

ÖZET

2001 yılında yürürlüğe giren 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu, Türkiye’nin Elektrik Piyasaları ile ilgili atmış olduğu önemli adımlardan birisidir. Kanunun amacında da belirtildiği gibi, elektriğin yeterli, kaliteli, sürekli, düşük maliyetli ve çevreyle uyumlu bir şekilde tüketicilerin kullanımına sunulması hedeflenmektedir. Türkiye’nin 2001 yılından önce Dikey Bütünleşik Modelin kullanıldığı piyasa yapısında, üretim-iletim ve dağıtım tek elden yürütülmekte idi. Bu model, sektörün hiç bir alanında rekabetin yaşanmadığı ve tüketicilere seçim hakkının verilmediği bir modeldir. Ayrıca bu model, hızlı sanayileşme sürecinin yaşandığı yıllarda elektrik enerjisi sektörünün altyapısının desteklenmesinde yardımcı olmaktadır. Gelişmekte olan ülkelerin piyasa yapısına geçmeden önce kullanmış oldukları bir modeldir. Daha sonra Tek Alıcılı Model olan rekabetçi geçişin başlangıcı olan piyasa yapısını uygulamaya başlamıştır. Modele üretim aşamasında katılan bağımsız güç üreticileri bulunmaktadır ve modelin odağında ‘bağımsız düzenleyici bir otorite’ yer almaktadır. Kurum tek alıcılı bu sistem içerisinde ülkenin tüm elektrik enerjisi alım satım faaliyetlerini düzenlemekte ve kontrolünü gerçekleştirmektedir.

Anahtar Kelimeler: Dağıtım, Denetim, Mevzuat

1. ELEKTRİK DAĞITIM FAALİYETİ

Dağıtım faaliyeti, dağıtım şirketinin lisansında belirtilmiş olan bölgede tüketicilere enerji sunulması olarak ifade edilmektedir. İlgili faaliyet, Kanunda belirtilmiş olan ‘elektriğin yeterli, kaliteli, sürekli, düşük maliyetli ve çevreyle uyumlu bir şekilde tüketicilerin kullanımına sunulması’¹ amacı çerçevesinde sürdürülmesi esastır. Piyasa aktörlerinin görev ve sorumluluk alanları Kanun’un amacı’nda belirtilmiş olduğu gibi alt mevzuatlarda da ilgili amaç doğrultusunda düzenlenmiştir.

Alt mevzuatlar kapsamında düzenlemlerden Dağıtım Yönetmeliği’n-de ‘eşit taraflar arasında ayrım gözetilmemesi ilkeleri çerçevesinde, dağıtım şirketi ile dağıtım sistemi kullanıcılarının yükümlülüklerini, uymaları gereken tesis tasarım ve işletme kurallarını, dağıtım sisteminin planlanması ve işletilmesi hususları’ ² kapsamında hem dağıtım şirketi hem de dağıtım sistemi kullanıcılarının yükümlülükleri belirtilmiştir.

Görüldüğü gibi, kamu hizmeti niteliği taşıyan ve tekel konumunda olan dağıtım faaliyetinin ayrım gözetmeksizin eşit şekilde tüm

dağıtım sistemi kullanıcılarına sunulması ana sorumluluklardan birini teşkil etmektedir.

Kanun ve alt mevzuatlarda da önemle üzerine durulan ‘eşitlik’ kavramı, 2003/54 AB Enerji Direktiflerinde de belirtilmiş olup üye ülkelerin düzenlemelerinin bu direktifler çerçevesinde gerçekleştirilmesi istenilmiştir. AB aday ülkelerinden Türkiyede’de AB Müktesabatı ile ilgili düzenlemeler yapılmıştır. Kamu hizmeti yükümlülükleri ve müşteri korumasının detaylı olarak anlatıldığı ilgili direktifle, elektrik piyasalarında şebekelere erişim için, saydam ve ayrımcı olmayan mekanizmaların oluşturulması, arz güvenliğinin izlenmesi, asgari teknik dizayn ve işletme gerekliliklerine uygun olarak belirlenen teknik kurallar, tarifelerin olusturulmasında maliyetleri yansıtan bir anlayışla hareket edilmesi ve bu tarifelerin tüm sistem kullanıcılarına ayrım yapılmadan uygulanabilir olması öngörülmektedir.

Dağıtım faaliyetlerinin Kanunun amacı kapsamında gerçekleştiril-mesi için dağıtım sistemi tesisi kamuya aittir. Bu bağlamda ‘Mülkiyeti kamuda olan dağıtım tesislerinin, Kurul onaylı talep tahminleri doğrultusunda yatırım planlarının hazırlanması ve Kurul onayına sunulması, onaylanan yatırım planı uyarınca yatırım programına alınan, dağıtım tesislerindeki gerekli iyileştirme ve güçlendirme işlerinin gerçekleştirilmesi ve/veya yeni dağıtım tesislerinin inşa edilmesi görevi söz konusu dağıtım tesislerini işleten dağıtım şirketlerine aittir.’³ hükmü ile de belirtilmiştir.

Kanunda yer alan ilgili hüküm ile, özel sektöre devredilen dağıtım faaliyeti, denetime tabi tutulması gerekliliğini getirmiştir. Yine Kanun çerçevesinde özelleştirilen elektrik dağıtım tesis ve varlıklarına ilişkin her türlü işletme ile yatırım planlaması ve uygulamasında onay, değişiklik ve denetim yetkisi Kurula aittir.

2. ELEKTRİK DAĞITIM FAALİYETİ DENETİMİ

Bahsetmiş olduğumuz gibi, denetim yetkisi Kurula ait olup, Kurul bu denetimi farklı mekanizmalar kullanarak gerçekleştirmektedir. AB üye ülkelerinden Norveç’te de hizmet kalitesinin sınıflandırılması, Tedarik Sürekliliği Kalitesi, Şebeke Kalitesi, Ticari Kalite şeklinde 3 kısımda değerlendirilmektedir.4

2.1. Teknik Kalite KapsamındaDağıtım şirketlerinin elektrik enerjisini tedarik sürekliliği, ticari ve teknik kaliteye uygun olarak kullanıcılara sunulması hususlarında ‘Elektrik Piyasasında Dağıtım Sisteminde Sunulan Elektrik Ener-jisinin Tedarik Sürekliliği, Ticari ve Teknik Kalitesi’ ile alt mevzuat düzenlenmiştir.

¹ 4628 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu,20.2.2001² Dağıtım Yönetmeliği, 19.2.2003³ 4628 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu,20.2.2001

4 Emil Andersson, Department of Energy and Environment Division of Electric Power Engineering Chalmers Universty of Tecnology, ‘The Regulation of Quality in Distribution Systems- Proposing a Pan-Nordic Quality Regulation Model’


195

“Kurum, elektrik enerjisinin tedarik sürekliliği, ticari ve teknik kalitesinin dağıtım şirketi tarafından ilgili standartlara uygun şekilde ölçümlenerek kayıt altına alınması ve bu göstergelere ilişkin dağıtım şirketinin performansının belirlenmesine esas tüm süreç ve veriler ile diğer tüm bilgi ve belgeleri denetler ve/veya denetlettirir.”5 hükmüne bağlı olarak bu mevzuat ile dağıtım şirketlerinin dağıtım faaliyetleri kapsamında tedarik sürekliliği ve teknik kalite göstergelerinin denetimi ile bu göstergeler bağlamında yaptırımlar düzenlenmiştir.

Tedarik Sürekliliği Kalite Göstergelerine;a) Bildirimli ve bildirimsiz uzun kesintiler için sistem ortalama

kesinti süresi ve kesinti sıklığı endeksi,b) Kısa ve geçici kesintiler için sistem ortalama kesinti sıklığı

endeksi,c) Bildirimli ve bildirimsiz uzun kesintiler için eşdeğer kesinti süresi

ve kesinti sıklığı endeksi,ç) OG seviyesinde kullanıcı bazında bildirimli ve bildirimsiz uzun

kesintiler için eşdeğer kesinti süresi ve kesinti sıklığı endeksi, olarak ilgili yönetmelikte yer verilmiştir.

Teknik kalite ise, “dağıtım sisteminin kullanıcıların elektrik enerjisi talebini; gerilimin frekansı, genliği, dalga şekli ve üç faz simetrisi açısından kabul edilebilir değişim sınırları içerisinde kesintisiz ve kaliteli bir şekilde karşılayabilme kapasitesidir.” şeklinde yönetmelikte tanımlanmıştır.

Kurum tarafından teknik ve ticari kalite ve tedarik sürekliliği bağlamında hedef değerler ile eşik değerler belirlenerek Dağıtım Şirketinin Gelir Tavanına yansıtılması hususları yönetmelikte “Etkisiz aralık ile etkili aralık arasında kalan alan ve gösterilen kalite performansının dağıtım geliri üzerindeki etkisinin, Dağıtım Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ uyarınca dağıtım şirketinin gelir tavanına ne şekilde yansıtılacağı Kurul kararıyla belirlenir.” hükmü ile belirtilmiştir.

İkinci uygulama dönemi yatırımları kapsamında; tedarik sürekliliğinin ve teknik kalitenin otomatik olarak kaydı için tesis edilecek uzaktan izleme ve kontrol sistemi için yatırım öngören ve bunun için hazırlanan yatırım planları Kurul kararıyla onaylanan dağıtım şirketleri tarafından; söz konusu yatırımı, 31/12/2012 tarihine kadar tamamlanır ve 1/1/ 2013 tarihinden başlamak üzere elektrik enerjisi tedarik sürekliliği ve teknik kalite göstergelerine ilişkin tüm veriler otomatik olarak kaydedilmeye başlanılacaktır. 2.2. Verimlilik Parametresi KapsamındaDaha önce bahsetmiş olduğumuz gibi elektrik dağıtım faaliyetinin tekel niteliği taşımasından ötürü fiyat düzenlenmesinde ‘performansa dayalı düzenleme’ yöntemi belirlenmiştir. Ülkemizde diğer Avrupa ülkelerinde de uygulanmakta olan Veri Zarflama Analizi (Data Envelopment Analysis) yöntemi kullanılmıştır. EPDK tarafından da 2011-2015 tarife dönemi dağıtım faaliyetine ilişkin İşletme giderlerine hesaplanmış olan verimlilik oranları derç edilmiştir. AB üye ülkelerinden Norveç ve Finlandiya örnekleri ile ülkemiz uygulaması Tablo 1’de karşılaştırılmıştır.

Bir performans değerlendirme metodu olan Veri Zarflama Analizi yöntemi, etkinlik değerlendirmesinde çıktıların ağırlıklı toplamının girdilerin ağırlıklı toplamına oranıdır. Benzer operasyonel süreçleri olan karar birimlerinin birbirleriyle kıyaslanarak göreli olarak performanslarını ölçmeye yarayan kıyaslama yöntemidir.

Tablodan da görüleceği gibi, üç örnekte de işletme giderleri girdi olarak belirlenmiştir. Türkiye ve Finlandiya, daha çok şebekeye bağlı verileri çıktı olarak belirlemiş ve işletmenin çalışma potansiyelini verimlilik ile özdeşleştirmiştir. Norveç ise alınan enerji ve müşteri sayısı olarak belirlemiş olduğu çıktı verileri, bu ülkenin ticari anlamdaki verimliliğini ön plana almıştır.

Verimlilik ve kalite göstergelerinin, ‘Dağıtım Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ’de yer alan 3 numaralı Maliyet Farkı Düzeltme Faktörü ile gelir tavanına etkisi hesaplanmaktadır.

Tablo 1. Ülkelerin Verimlilik Parametresi Belirlenmesi Amacıyla Kullanmakta Oldukları Parametreler ve Yöntem Karşılaştırması

Türkiye Norveç Finlandiya

Girdilerİşletme Giderleri (OPEX)

- Şebeke Varlıkları- Emek, işgücü- Şebeke Kayıpları- İşletme Giderleri

(OPEX) - Kesinti Süresi

- İşletme Giderleri (OPEX)

Çıktılar- Müşteri Sayısı- Dağıtılan Enerji- Hat Uzunlukları

- Müşteri Sayısı- Alınan Enerji

- Güç Kalitesi- Alınan enerji

Çevresel faktörler- Şebeke

Uzunluğu- Abone Sayısı

ModelDEA(Veri Zarflama Analizi)

DEA(Veri Zarflama Analizi)

DEA(Veri Zarflama Analizi)

5 Elektrik Piyasasında Dağıtım Sisteminde Sunulan Elektrik Enerjisinin Tedarik Sürekliliği, Ticari ve Teknik Kalitesi Hakkında Yönetmelik,12.9.2006

6 Dağıtım Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ,11.1.2007

( ) ( ) )KF1(X1EPEDO1MFDFMFDF ttt1tt +×−×+×= − 6

Formülasyondan da görüldüğü gibi, verimlilik faktörünün (X) % 0 değerinden yukarı olması gelir tavanına (-) eksi olarak yansıyarak gelir tavanına olumsuz etkisi olacaktır. 2011-2015 tarife dönemini kapsayan yılar için belirlenmiş olan verimlilik parametreleri bu tarife dönemlerinde dağıtım şirketleri için belirlenmiş olan gelir tavanına yansıtılmıştır. Bu bağlamda kimi dağıtım şirketinin verimlilik yüzdesi % 0 ile gelir tavanlarına herhangi bir etki olmamış kimi dağıtım şirketi için ise, gelir tavanlarının düşmesine neden olmuştur. Yani, verimli çalışan şirketler için herhangi bir ödül düzenlemesi olmamakla birlikte, sadece verimli çalışmayan şirketler için ceza niteliği taşıyan uygulamalar gerçekleştirilmiştir.

2.3. Kayıp Kaçak Hedef Değerler KapsamındaDağıtım şirketlerinin özelleştirilme amaçları arasında en önemli yeri, kayıp ve kaçağın azaltılması almaktadır. Kayıpları teknik ve ticari kayıplar olarak ikiye ayırmak mümkündür. Teknik kayıplar, bir elektrik dağıtım sistemi içerisinde herhangi bir yerde ortaya çıkabilir. Elektrik akımı bir elektrik hattı aracılığıyla yönlendirildiğinde ısı olarak elektrik kaybına sebep olur. Transformatörün çekirdeğinde ise elektromanyetik indüksiyondan dolayı bir kayıp ortaya çıkar. Elektrik devreleri içinde ortaya çıkan teknik kayıplar kesin olarak hesaplanabilir. Teknik olmayan kayıpların temel nedenleri ise kaçak elektrik kullanımı, eksik ölçümler ve hatalı sayaç okuma ya da faturalandırmada yapılan hatalar olarak sayılabilir. Kaçak elektrik kullanımı elektrik şirketlerinin karşılaştığı ortak problemdir. Gelişmekte olan ülkelerde kaçak elektrik kullanımı gelişmiş ülkelerden daha fazladır.7 7 Celal Yaşar Dumlupınar-Yılmaz Aslan-Tarık Biçer,’ Bir Dağıtım Transformatörü

bölgesindeki kayıpların İncelenmesi’, Dumlupınar Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü Dergisi, S. 22, Ağustos 2010


196

Ülkemizde de kayıp oranının azaltılması, yatırımların artırılması ile birlikte verimli bir işletme yaratmak amacıyla çeşitli mevzuat düzenlemeleri yapılmıştır. Öncelikli olarak 16.12.2010 tarih ve 2932 sayılı Kurul kararı ile dağıtım bölgeleri hedef kayıp kaçak oranları belirlenmiştir. Dağıtım şirketlerinin belirlenmiş olan hedef kayıp kaçak oranlarının altında kalması durumunda maliyetin şirket tarafından katlanılacağı bir düzenleme yapılmıştır. 29.12.2010 tarih ve 27800 sayılı Resmi Gazete’de yayınlanmış olan ‘Dağıtım Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ’de değişiklik yapılarak Kayıp Kaçak Düzeltme bileşeninin kaldırılması’ bir başka adım olmuştur.

Kısacası, yatırımların artırılması ve bu bağlamda bölge kaybının azaltılarak işletmenin verimli hale getirilmesi hedeflenmiştir. Avru-pa’da da dağıtım şebekesi kayıpları için teşvikler uygulanmaktadır. Eğer kayıplar hedef kayıp oranını aşarsa % 25’e varan oranda şirketlerin gelirlerine ceza olarak yansımakta, altına düşmesi halinde ise, regülatörün insiyatifi ile ödül olarak yansıyabilmektedir.8

3. 2013 FAALİYET AYRIŞTIRMASI SONUCUNDA DAĞITIM FAALİYETİ

Perakende Satış Lisansına sahip dağıtım şirketlerinin perakende ve dağıtım faaliyetlerinin ayrıştırılarak perakende faaliyetinin ülke genelinde tüm tedarik şirketlerince rekabet ortamında sürdürülecek olması sebebi ile dağıtım şirketlerinin görev ve sorumluluklarının tüm kullanıcılara eşit olarak ayrım gözetmeksizin sürdürülmesi yeni düzenlemede daha fazla önem arz edecektir.

Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından yayınlanan Elektrik Piyasası Kanun Taslağı’nda Dağıtım Faaliyetleri;a) Dağıtım şirketi lisansında belirlenen bölgede dağıtım sayaç

hizmetlerinin yerine getirilmesinden sorumludur.b) Lisansında belirtilen bölgedeki dağıtım sistemini elektrik enerjisi

üretimi ve satışında rekabet ortamına uygun şekilde işletmek, bu tesisleri yenilemek, kapasite ikame ve artırım yatırımlarını yapmak, dağıtım sistemine bağlı ve/veya bağlanacak olan tüm dağıtım sistemi kullanıcılarına ilgili mevzuat hükümleri doğrultusunda eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin hizmet sunmakla yükümlüdür.

c) Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümleri doğrultusunda yan hizmetleri sağlamakla yükümlüdür.

d) Kurul tarafından onaylanan talep tahminleri doğrultusunda yatırım planlarının hazırlanması ve Kurul onayına sunulması, onaylanan yatırım planı uyarınca yatırım programına alınan dağıtım tesislerindeki gerekli iyileştirme ve güçlendirme yatırımlarının yapılması ve/veya yeni dağıtım tesislerinin inşa edilmesi görevi ilgili dağıtım sistemini işleten dağıtım şirketine aittir.

e) Elektrik dağıtım tesislerinin iyileştirilmesi, güçlendirilmesi ve genişletilmesi için yapılan yatırımlar da dâhil olmak üzere elektrik dağıtım sisteminin mülkiyeti kamuya aittir. Özelleştirilen dağıtım şirketlerinin her türlü işletme ile yatırım plânlaması ve uygulamasında onay, değişiklik ve denetim yetkisi Kurula aittir.

f) Dağıtım şirketi, dağıtım bölgesinde, otoyollar hariç, kamunun genel kullanımına yönelik yol, bulvar, cadde ve sokak aydınlatmasından ve bunlara ait gerekli ölçüm sistemlerinin tesis edilmesi ve işletilmesinden sorumludur.

şeklinde sıralanmıştır. 4. SONUÇ

Bu çalışma, 2001 yılında yayınlanmış olan 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ile başlayan Türkiye’de yeni elektrik piyasası süreci özelleştirilen dağıtım şirketlerinin denetimi yapılan, teknik ve ticari kalitenin artmasını hedefleyen uygulamaların yer aldığını göstermektedir.

Dağıtım Şirketlerinin İşletme Giderleri (OPEX) ve Yatırım Giderleri (CAPEX)’nin etkin bir şekilde kullanımını ölçmek için kullanılan Performans Göstergeleri Verimlilik Parametresi, Kalite Faktörü ve Kayıp Kaçak Hedefleri Oranları kullanılmıştır ve kaynakları etkin kullanmayan dağıtım şirketlerine olumsuz etki yaratacak bir düzenleme getirilmiştir.

Fiyat Eşitleme Mekanizmasının bitecek olduğu, dağıtım şirketlerinin verilerini sağlıklı ve verimli bir şekilde sağlamaları amaçlı olarak kuracak oldukları sistemler (SCADA, OSOS..vs...), dağıtım ve perakende hizmetlerinin ayrıştırılacağı yıl olan 2013 Türkiye’de yeni piyasaya geçiş süreci için önemli bir tarih olacaktır.

Bu bağlamda elektrik sektörü, dağıtım alanında düzenlemeye ve denetime tabi bir yapı içerisindedir. Oluşturulmaya çalışılan yeni elektrik enerjisi piyasasında AB Direktifleri hükümlerince son kaynak kullanıcıya yeterli, kaliteli, sürekli, düşük maliyetli ve çevreyle uyumlu bir şekilde enerji tedariği sağlama amacı ön planda tutulmuştur.

KAYNAKLAR

[1] 4628 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu, 20.2.2001.[2] Dağıtım Yönetmeliği,19.2.2003.[3] Anderson E., ‘The Regulation of Quality in Distribution

Systems- Proposing a Pan-Nordic Quality Regulation Model’ Department of Energy and Environment Division of Electric Power Engineering Chalmers University of Technology, s.20.

[4] Elektrik Piyasasında Dağıtım Sisteminde Sunulan Elektrik Enerjisinin Tedarik Sürekliliği, Ticari ve Teknik Kalitesi Hakkında Yönetmelik, 12.9.2006.

[5] Dağıtım Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ, 11.1.2007.

[6] Dumlupınar C.Y –Arslan Y. –Biçer T,’ Bir Dağıtım Transformatörü bölgesindeki kayıpların İncelenmesi’, Dumlupınar Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü Dergisi, S. 22,s. 36 Ağustos 2010.

[7] OFGEM, Regulates the electricity and gas markets in Great Britain,1999.

SUMMARY

Electricity Market Law No. 4628 which has came into force in 2001 is one of the important steps taken by Turkey about the Electricity Markets. As specified in the purpose of the law, the target is to bring electricity into use for the consumers in an adequate, qualified, continuous, cost-efficient and environment-friendly manner.

Production-Transfer-Distribution was carried out exclusively in Turkey before 2001 where Vertical Integrated Model was used in the market. This model did not allow any type of competition in any field of the sector and consumers did not have any right to choose. On the other hand, this model helped to support the infrastructure of the electric energy sector in the years of rapid industrialization

8 OFGEM,Regulates the electricity and gas markets in Great Britain,1999 b


197

period. It was a model which developing countries had used before transferring to market structure. Afterwards, a market structure practice has started which was the beginning of Single Buyer Market. There were independent power suppliers which have involved within the model in the production phase and there was an Independent Regulatory Authority at the center of the model. The Authority was regulating and controlling the whole electric energy purchase and sell activities of the country within this system.

Key Words: Distribution, Audit, Legislation


198

MEKANSAL ÇOKLU KRİTERLİ KARAR VERME ANALİZİ İLE ELEKTRİK İLETİM HATTI İÇİN GÜZERGAH SEÇİMİ

Yiğit DEDEMENHarita Grup Başkanlığı, ELTEM-TEK A.Ş.

ÖZET Elektrik İletim Hattı (EİH) güzergah seçimi; ekonomik, çevresel ve toplumsal faktörler göz önüne alındığında sadece en kısa güzergahın seçiminin yeterli olmadığı aynı zamanda farklı katmanların ve farklı ölçütlerin bir araya getirilerek gerçekleştirilmesi gereken bir maliyet çalışmasıdır. Bu çalışmada Coğrafi Bilgi Sistemleri (CBS) kullanılarak EİH güzegah seçimi için Çoklu Kriterli Karar Verme Analizi (ÇKKVA) ve En Düşük Maliyet Analizi (EDMA) ile birlikte hassasiyet analizi kullanılarak optimum güzergah tespiti yapılmıştır. Sonuçlar, halihazırda konvansiyonel yöntemlerle yapılan güzergah çalışması ile kıyaslanmıştır. Çalışma için iletim hattına ait yükseklik, eğim, AKK, BTG, DTO, erozyon, buz yükü, yerleşim, koruma alanı, jeoloji, meşçere, toprak ve 1/25.000’lik haritalardan faydalanılmıştır.

1. GİRİŞ

Artan elektrik ihtiyacı ve buna paralel olarak gelişen elektrik iletim hatları; güzergah belirleme sürecinin önemini de artırmıştır. Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi (TEİAŞ) 2011 Yatırım Programında planlanan 154kV ve 380kV elektrik iletim hatları toplam uzunluğu 7000 km’dir. Elektrik iletim sistemlerinin elle yapılan manuel güzergah çalışmaları iş yükü ve maliyeti açısından masraflı işlerdendir. Güzergah seçiminin başarısı seçimi yapan mühendisin tecrübesiyle, elde edilecek verilerin işlenmesi ve detaylı şekilde yorumlanmasıyla doğrudan ilişkilidir.

Manuel güzergah seçimi operasyonu genellikle 1/25.000 ölçekli topoğrafya haritaları üzerinden en kısa güzergah hedef alınarak gerçekleştirilir. Fakat güzergah tespitinde operasyonun maliyet boyutu hesaba katılmamaktadır. Bir iletim hattının maliyetinin düşük olması sadece hattın uzunluğunun az veya fazla olmasına

göre değil, aynı zamanda çevresel, sosyal ve teknik koşullara göre sağlanır.

CBS birçok farklı tipteki ve farklı boyutlardaki veriyi işleme ve çeşitli analizler yapmak için oldukça uygundur. CBS tabanlı çoklu kriterli karar verme analizi (ÇKKVA) arazi kullanımı, planlama ve çevresel bazlı karar verme operasyonları çok etkili bir sistemdir[1][2]. Optimum güzergah seçimi için farklı kriterler ekonomik, çevresel ve toplumsal ölçütlere göre hesaba katılması gerekir. Örneğin, iletim hattının çevreye zararlı etkisini sınırlamak, ekonomik olarak maliyetli bölgelerden kaçınmak ve tarım alanlarının dışında güzergahı geçirmek gibi faktörler dikkate alınmaktadır. Elektrik iletim hattı optimum güzergah belirlenmesi karar aşamasında çevresel kısıtlar, ekonomik kriterler, geçmiş çalışmalar, TEİAŞ İletim Hatları şartnamesi ve diğer kamu kurumları görüşleri dikkate alınmıştır. Mekansal çoklu kriterli karar verme analizi sürecinde iletim hattının kurulacağı bölgeye ait yükseklik, eğim, arazi örtüsü, toprak grupları, arazi kullanım kabiliyeti, erozyon, göller, arazi kullanımı, koruma alanları, yollar, yerleşim yerleri, su kaynakları ve mevcut iletim hattı güzergahı katmanları kullanılmıştır. Güzergâh bölgesi için belirlenen kriterler doğrultusunda, katmanlar uygunluklarına göre sınıflandırılıp farklı ağırlıklarla üst üste çakıştırılarak, maliyet yüzeyi üretilmiştir. Elde edilen yüzey, Trakya Bölgesi için belirtilen noktalar arasında en uygun düşük maliyetli güzergahın tespitinde kullanılmıştır.

2. VERİ EDİNİMİ VE VERİTABANI YAPISI

EİH optimum güzergah çalışması Trakya bölgesindeki iki nokta arasında yapılmaktadır. İstanbul, Tekirdağ ve Kırklareli illerinden geçmektedir. Analiz için katmanların birçoğu hazır olduğu ve mevcuttaki EİH ile kıyaslama yapabilmek için bu bölge seçilmiştir. Sayısal yükseklik modeli güzergah seçimlerinde maliyet açısından

Şekil 1. DTED Verisi. Şekil 2. Üretilen eğim katmanı.


199

kritik bir katmandır. Yaklaşık 30 m çözünürlükte bulunan DTED verileri çalışma bölgesi için kullanılmıştır. Sayısal yükseklik verileri kullanılarak eğim ve buz yükü bölgesi katmanları üretilmiştir.

Eğim katmanı sayısal yükseklik modelinin kullanılmasıyla üretilmiş ve eğim yüzdelerine göre sınıflandırılmıştır. Sınıflandırma yapılırken katmanın maliyete etkisi ve TEİAŞ EİH Şartnamesi dikkate alınarak yapılmıştır[3]. Güzergah seçiminde eğimin az olduğu yüzeyler maliyet ve ulaşım açısından tercih edilerek puanlanmıştır.

Yerleşim bölgeleri katmanı, yerleşim yerlerinde yaşayan insanların olumsuz etkilenmesinden ve yerleşim bölgelerindeki kamulaştırma maliyetinden kaçınmak için kullanılmıştır.

3. METODOLOJİ

Genel başlıklarıyla coğrafi maliyeler; erişim, karakteristik (toprak, bitki örtüsü vb.), buz yükü, engeller ve teknik şartlar olarak uygulanmıştır. Arazi bilgilerinin (eğim, yükseklik, toprak, buz yükü vb.) mekânsal karar verme ve en düşük maliyet analizlerinde raster veri tipinde kullanılması daha uygundur[4][5]. Çalışma için temin edilen tüm veriler raster veri tipine dönüştürülmüş ve dönüşümden kaynaklanan hata oranını minimize etmek için verinin hassasiyetine bağlı olarak raster veriler için hücre boyutu 30m olarak belirlenmiştir [6][7]. Mekansal ÇKKVA coğrafi koşulları ve karar vericinin görüşlerini kapsar. Mekansal karar verme süreçlerindeki zorlukları aşmak ve karar sürecinin başarısını artırmak için CBS ve ÇKKVA tekniği birlite kullanılmıştır, kullanım şeması Tablo 1’de gösterilmiştir[4].

Şekil 3. Üretilen buz yükü katmanı.

Şekil 4. Yerleşim katmanı.

Tablo 1. Karar verme süreci şeması[4].

Türkiye Buz Yükü Haritası sayısallaştırılmış ve yükseklik değeriyle birleştirilerek buz yükü katmanı oluşturulmuştur. Buz yükü katmanı EİH’de kullanılan direk tipleri doğrudan etkilediği için maliyet açısından oldukça belirleyicidir.

Arazi Kullanım Kabiliyeti (AKK), arazinin verimliliğine göre sınıflandırılmış ve verimli arazilerden geçmeyi tercih etmeyecek şekil puanlanmıştır. Büyük Toprak Grupları (BTG), Erozyon (ERZ), Diğer Toprak Özellikleri (DTO) haritaları toprak özelliklerine göre sınıflandırılmış ve puanlanmıştır.

Koruma alanı ve su kaynakları katmanları bu bölgelerden kaçınmak için kullanılmıştır.

Şekil 4. AKK, BTG, ERZ, DTO, koruma, göller ve yollar katmanları.

Analitik Hiyerarşi Prosesi (AHP) kriterlerin ağırlıklarının belirlenmesinde en sık kullanılan metotlarından birisidir[8][9]. AHP CBS tabanlı ÇKKVA’nde karar matrisindeki ağırlıkların belirlenmesinde yardımcı olur, kriterleri kendi aralarında kıyaslamayı sağlar ve çok sayıda heterojen veri ile karar verme problemlerinde kullanılır [4][10][11][12].


200

Hassasiyet Analizi (HA) girdiler ile çıktılar arasındaki ilişkiyi numerik modelin doğruluğuyla sınar ve ÇKKVA’ndeki belirisizliği azaltmaya yardımcı olur[13][14].

Kullanılan katmanların daha fazla çeşitlendirilmesi karar verme aşamasında daha verimli sonuçlar verecektir. Jeoloji, heyelan, kuş göç yolları vb. katmanlarla seçilen güzergah iyileştirilebilir.

Vektör veriden rastır veriye dönüşümde hata oranını azaltmak için ve karar kısmında kriterler arası tutarlılığı artırmak için daha gelişmiş modeller kullanılabilir.

KAYNAKLAR

[1] Joerin, F., Theriault, M., Musy, A., “Using GIS and outranking multicriteria analysis for land-use suitability assessment”, International Journal of Geographical Information Science 15 (2),pp 153-174, 2001.

[2] Chen, Y., Khan, S., Paydar, Z., “Irrigation intensification or extensificationassessment using spatial modelling in GIS”, In: Oxley, L., Kulasiri, D. (Eds.),MODSIM 2007 International Congress on Modelling and Simulation, 2007 ve Modelling and Simulation Society of Australia and New Zealand, pp 1321-1327, 2007.

[3] Türkiye Elektrik İletim AŞ. “Güzergah Etüdü, Plan-Profil Çizimi, Direk Tevziatı, DTL ve Direk Aplikasyonu Şartnamesi”.

[4] Malczewski, J., “GIS and Multicriteria Decision Analysis”, New York: John Wiley,1999.

[5] Monterio, C., Ramírez-Rosado, I. J., Miranda, V.,Zorzano-Santamaría, P.J., Garcí-Gaarido,E. and Fernández-Jiménez L. A., “GIS Spatial Analysis Applied to Electric Line Routing Optimazation”, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 20, no. 2, pp 1422-1430, 2005.

[6] Liao S. ve Bai Y., “A New Grid-Cell-Based Method for Error Evaluation of Vector-to-Raster Conversion”,Computer Geosciences,Vol. 14,pp.539-549,May 2009.

[7] Carver, S.J. ve Brunsdon, C.F., “Vector to raster conversion errors and feature complexity: an empirical study using simulated data”, International Journal of Geographical Information Systems, Volume 8, Issue 3,1994.

[8] Saaty, T.L., “A scaling method for priorities in hierarchical structures”, Journal of Mathematical Psychology 15, pp 231-281, 1977.

[9] Wu, F., “SimLand: A prototype to simulate land conversion through the integrated GIS and CA with AHP-derived transition rules”, Geographical InformationScience 12 (1), pp 63-82, 1998.

[10] Carver, S.J., “Integrating multi-criteria evaluation with geographical informationsystems”, International Journal of Geographical Information System 5 (3),pp 321-339, 1991.

[11] Marinoni, O., “Implementation of the analytical hierarchy process with VBA inArcGIS”, Computers and Geosciences 30 (6),pp 637-646, 2004.

[12] Chen, Y., Yu, J., Khan, S.,” Spatial sensitivity analysis of multi-criteria weights in GIS-based land suitability evaluation”,

∑ ==n

i i 1w1

wxwxC λ=

1nnmaxCI

−−

=λ

RICICR =

(1)

(2)

(3)

(4)

Saaty (1980) λmax tekniğini kriterlerin ağırlıklarını tespit etmek için kullanmıştır ve Denklem (2)’de C, kriterin ikili kıyaslama matrisini; w, ağırlıkların vektörünü ve λ, özdeğeri göstermektedir, λmax olarak kullanılır.

Denklem (3) Tutarlılık İndeksi(CI) formülünde; n, kriterlerin sayısını ve λmax, en büyük özdeğeri göstermektedir.[4].

Denklem (4) Tutarlılık Oranının (CR), Tutarlılık İndeksinin (CI) Rastgele İndekse (RI) bölümünden hesaplandığını göstermektedir[4]. CR değerinin 0.10’dan küçük olduğu durumlarda kriter kıyaslamasının tutarlı olduğu söylenebilir.

Maliyetli yüzey, kendi içlerinde sınıflandırılmış rastır verilerin etki katsayılarıyla çarpılıp toplanmasıyla oluşturulur (Şekil 3).

Minimum toplam maliyetli yolu bulmak için tüm coğrafi katmanların ağırlıklarıyla çakıştırılması sonrası komşu hücreler birbirleriyle Şekil 4’te gösterildiği gibi bağlanırlar. Bu kodlama merkez hücre etrafındaki en düşük maliyetli hücreyi bitiş noktasına olan uzaklığı ve bitiş noktası yönünü göz önünde bulundurarak belirler.

Şekil 6. Yön kodlaması.

6KB

7K

8KD

5B

01D

4GB

3G

2GD

Şekil 5. Ağırlıklı raster çakıştırma.

4. SONUÇLAR

Güzergah çalışması “Model Builder” ve “ArcPy” modülleri kullanılarak ArcMap 10.0’da gerçekleştirilmiştir. Bu çalışma Trakya Bölgesinde iki nokta arasında CBS kullanarak ÇKKVA ile en düşük maliyetli güzergah tespiti için yapılmıştır.

Şekil 7. Optimum maliyetli güzergah.


201

Environmental Modelling & Software 25,pp 1582-1591, 2010.

[13] Saltelli, A., Chan, K., Scott, M., “Sensitivity Analysis, Probability and Statistics Series”, John Wiley & Sons, New York, 2000.

[14] Ravalico, J.K., Dandy, G.C., Maier, H.R., “Management Option Rank Equivalence (MORE) e a new method of sensitivity analysis for decision-making”, Environmental Modelling & Software 25,pp 171-181, 2010.

SUMMARY

The power transmission systems are developing rapidly in order to fulfill the ominous growth of energy requirement. Because of the increase of urbanization and the number of power plants, electric transmission systems become an important study area.

Creation of a transmission line requires lots of time and good financial condition since precise and detailed terrain surveying is needed. While selecting the site of electric transmission line, it is essential to avoid costly and unsuitable regions. It needs to have the least cost planning, minimum altitude changing and easy accessing besides it is sited in economically, environmentally and socially appropriate areas.

Aim of the study is route selection and optimization of power transmission line by using GIS. A model is generated in order to make decision-making in multi-criteria subject and to make route analysis. For this study GIS is used for storing of data, querying of data, making spatial analysis on data and monitoring the results. Besides, multi-criteria decision making methods provide spatial decision making by selecting the suitable choice from the feasible terrain and route alternatives. By using GIS tool and the multi-criteria decision analysis, the suitable route is selected automatically and this process provides to avoid obstructions and inappropriate terrains and minimizes the construction and surveying cost. Lastly, in the route optimization process, cost of all applications and cost of the terrain according to elevation, slope, soil feature, protected zones, water resources, roads, ice load are included in this study.


202

FARKLI NÜKLEER SANTRALLERİN KURULUM MALİYET ANALİZLERİ

Z. Hazal TURANLI İstanbul Teknik Üniversitesi – Enerji Enstitüsü

A. Beril TUĞRULİstanbul Teknik Üniversitesi – Enerji Enstitüsü

ÖZET

Bu çalışmada, farklı nükleer enerji santral tipleri için maliyet analizi çerçevesinde inceleme yapılmaktadır. Maliyet hesaplamaları; doğrudan, dolaylı ve diğer maliyet grupları için ayrı ayrı incelenmiştir. Doğrudan maliyet içinde; reaktör ekipmanları, türbin ekipmanları, elektrik ekipmanları, soğutma sistemleri, yardımcı ekipmanlarla montaj maliyetleri yer almaktadır. Dolaylı maliyet içinde de tasarım ve mühendislik, proje yönetimi ve hizmete alma maliyetlerine yer verilmektedir. Diğer maliyet nitelemesi altında ise; doğrudan ve dolaylı maliyet grupları içinde yer almayan, örneğin; eğitim, vergi-sigorta, taşıma ve lojistik, kurucu maliyeti, yedek parça ve beklenmeyen giderler bulunmaktadır. Söz konusu maliyet kalemleri, öncelikle, farklı ülkelerdeki kurulum örnekleri üzerinden analiz edilmektedir. Toplam maliyetler üzerinden de mukayeseli olarak incelenmektedir. Nükleer santral tipi ve kurulum yılı ile reaktör özellikleri çerçevesinde irdelemeler yapılarak rasyonel ve mukayeseli bir değerlendirme gerçeklenmektedir.

1. GİRİŞ

Elektrik enerjisi, diğer enerji türlerine dönüştürülmesinin kolaylığı, uzaklara taşınmasının rahatlığı ve kullanımının kolay olması nedeniyle diğer enerji çeşitlerine göre daha avantajlıdır. Bu bağlamda, elektrik, günümüzde en çok tercih edilen enerji türü durumundadır. Elektrik üretimi farklı enerji santrallerinde gerçekleştirilebilmekle beraber, talebi her hal ve durumda karşılanabilmesi önemli olduğundan çoğu kez emre amade santraller öne çıkmaktadır.

Nükleer santraller emre amade santraller olarak, Türkiye hariç, OECD ülkelerinin pek çoğunda elektrik üretimi için kullanılan ileri teknoloji ürünü santrallerdir. Son olarak, Türkiye de nükleer enerji santraller konusunda bir açılımı gerçekleştirmek yolunda görülmektedir[1,3]. Nükleer santraller, emre amadeliğin yanı sıra, talebi karşılamakta etkin olan çözümleri oluşturmaktadırlar.

Bilindiği üzere, nükleer santral, bir veya daha fazla sayıda nükleer reaktörün yakıt olarak radyoaktif maddeleri kullanarak elektrik enerjisinin üretildiği tesisler olmaktadır. Radyoaktif maddeler kullanılmasından dolayı diğer santrallerden farklı ve daha sıkı teknolojik güvenlik önlemlerini, tasarımları içerisinde barındırmaktadırlar.

İleri teknoloji ürünü olması ve nükleer güvenlik gereklerinin giderek artırılması ekonomilerini negatif etkilese de, tek üniteden büyük güç çekilebilmesi ve işletme maliyetlerinin düşüklüğü, nükleer enerji santrallerini uygulanabilir ve tercih edilir kılmaktadır.

Öte yandan fosil yakıtların fiyatlarının giderek artması ve bu artış trendinin sürüyor olması, nükleer santralleri diğer birçok enerji santrali ile rekabet edebilir kılmaktadır. Bir başka deyişle, nükleer santraller konvansiyonel santral olma niteliklerini ekonomik açıdan sürdürebilmektedirler.

Bu çalışmada, farklı nükleer enerji santral tipleri için kurulum maliyet analizi çerçevesinde inceleme yapılması amaçlanmıştır. Bir başka deyişle yatırım maliyeti ağırlıklı bir analize gidilmiştir. Bu bağlamda, yatırım maliyetini oluşturan alt kalemler üzerinde durulması ve farklı reaktör tiplerinde oluşan farklılıkların görülmesi hedeflenmiştir. 2. NÜKLEER SANTRALLERİN MALİYET ANALİZLERİ

Her ülkenin enerji stratejisi; enerji kaynakları, ekonomik koşulları, coğrafi durumu, siyasi ve sosyal yapısı bakımından kendine özgülük ifade etmektedir. Bu nedenle santral maliyetleri her ülkede farklılıklar göstermektedir. Bu bağlamda, nükleer santraller için de, diğer santraller ile karşılaştırıldığında maliyet, ülkeden ülkeye ve kurulan nükleer santralin tipine göre değişebilmektedir.

Nükleer santrallerin daha teknolojik santraller olması, nükleer güvenlik önlemlerinin en üst seviyede tutulması maliyeti etkileyen en önemli faktörler arasında yer almaktadır. Ayrıca, nükleer santrallerin kurulumu yaklaşık 7 yıl gibi bir süre alması, inşaat ve lisanslama sürecinde olabilecek aksamalar kurulum süresini etkileyebilmektedir. Bu husus, yatırım maliyetinin yükselmesine sebep olmaktadır.

Maliyet analizinde irdelenmesi gereken hususlar; ilk yatırım maliyetleri, işletme-bakım maliyetleri ve yakıt maliyetleridir. Bu çalışmada, nükleer santraller için kurulum maliyeti çerçevesinde ilk yatırım maliyeti ve alt kalemleri göz önüne alınacak ve bu bağlamda kurulum maliyeti değerlendirmesi yapılacaktır. Dolayısı ile, yine ülkeden ülkeye bir miktar farlılık göstermekle birlikte düşük olan işletme maliyeti dışarı bırakılarak, nükleer santraller için üzerinde önemle durulan ilk yatırım ve yakıt maliyeti üzerinde irdeleme yapılmış olacaktır.

Yatırım maliyeti, nükleer santralin kurulum aşamasındaki giderlerini kapsamaktadır. Nükleer santraller için tüm maliyetler içinde en baskın olanıdır. Toplam maliyetin yaklaşık % 60’ını oluşturmaktadır. Çelik, beton ve işçilik giderleri gibi tesisin inşaası için harcamalar, mühendislik hizmetleri, türbin–jeneratör gibi makina ekipmanları vb. gibi giderler ilk yatırım maliyetleri içerisinde yer almaktadır. İşçiliğin, çelik ve beton giderlerinin ülkeden ülkeye değişmesi, kullanılan teknolojinin farklı olması nedenleriyle ilk yatırım maliyetleri farklılıklar göstermektedir.


203

İlk yatırım maliyetlerini etkileyen en önemli faktörlerden biri de nükleer güvenlik harcamalarıdır. Santral güvenliği nükleer santrallerde en üst düzeyde olması gerektiği için kullanılan ekipmanlar bununla doğru orantılı olarak oldukça maliyetlidir.

Santralin yapılacağı ülkedeki yetkili otoritenin, santral güvenliğini yeterli bulmaması durumunda tasarım baştan sona tekrar değerlendirilip inşaat maliyetlerinin yükselmesi söz konusu olabilmektedir. Bu nedenlerle ilk yatırım maliyetlerinin tahmin edilmesi oldukça zor olmaktadır.

İlk yatırım maliyetlerini üç alt grupta incelemek yerinde olacaktır. Bunlar;• Doğrudan maliyetler, • Dolaylı maliyetler ve • Diğer maliyetler olarak ele alınmaktadır.

Doğrudan maliyetler santral yapımında doğrudan kullanılan malzemelerin ve işçiliklerinin maliyetlerini içermektedir. Doğrudan maliyetler arasında; yer ile ilgili harcamalar, reaktör, türbin elektrik, ısı ve yardımcı ekipmanlar için yapılan harcamalar yer almaktadır. Dolaylı maliyetlerde, santral kurulumu öncesindeki ve sonrasındaki çalışmalara ilişkin maliyetler bulunmaktadır. Dolaylı ve doğrudan maliyetlerin içerisine girmeyen kalemler ise diğer maliyetler başlığı altında toplanabilmektedir.

Nükleer yakıt maliyeti yıllık yakıt harcama maliyetidir (Fizik Mühendisleri Odası: Nükleer Enerji Raporu). Nükleer santrallerde, günümüzde enerji kaynağı olarak esas itibariyle uranyum kullanılmaktadır. Bu nedenle yakıt maliyeti, dünyadaki uranyum fiyatları ile doğru orantılı olarak ilerlemektedir.

Uranyum topraktan çıkartıldığı gibi kullanılamayacağı için belli bir proses çevriminden geçmesi gerekmektedir. Yakıt maliyetinde ele alınan kalemler bu proses çevrimindeki adımlardan oluşmaktadır. Kısacası yakıt çevrim maliyeti, yakıtın madenden çıkarılması, işlenerek yakıt haline getirilmesi, kullanıldıktan sonra yeniden işlenmesi ya da kullanılmış yakıtların depolanması aşamalarındaki tüm maliyetleri kapsamaktadır.

Yakıt maliyeti nükleer santral maliyetlerinin yaklaşık % 16’sını oluşturmaktadır. Diğer enerji santralleri ile karşılaştırıldığında elektrik enerjisi üretimi maliyetine etkisi daha azdır. Yapılan araştırmalara göre yakıt maliyetlerinin iki katına çıkması durumunda bile nükleer santrallerde birim üretim maliyeti % 9 artarken, kömür % 31, doğal gaz da % 66 artmaktadır.*[4]

3. NÜKLEER ENERJİ SANTRALLERİ İÇİN KURULUM MALİYET ANALİZİ

Nükleer santrallerin kurulum maliyet analizinin realistik olması için dünyada devreye yeni alınmış nükleer santraller için bir analiz seçilmesi, bu çalışmada benimsenen yol olmuştur. Bu amaçla, öncelikle 2000 yılından sonra devreye alınmış 8 adet nükleer santral üzerinde kurulum maliyeti analizi yapılacaktır. Söz konusu bu nükleer santraller Avrupa ve Asya kıtalarında olup farklı ülkelerde yer almaktadırlar[5]. Ele alınan santrallerde farklı teknolojiler kullanılmıştır. Böylece farklı ülkeleri ve farklı teknolojileri kıyaslama imkanı olacağı düşünülmüştür. Tablo 1’de kurulum maliyeti açısından incelenecek nükleer santraller ve özellikleri verilmektedir[5].

İlk yatırım maliyetlerinde, çoğu kez “gecelik (overnight) maliyet” kavramı kullanılarak hesaplamalar yapılmaktadır. Gecelik maliyet ifadesi ile, bir nükleer santralin yatırım maliyetinde gecikmeleri ve faizleri dikkate almadan sanki santral bir günde yapılıyormuş gibi düşünülen maliyet değeri kastedilmektedir. Burada, birim olarak $/kWe, $/MWe alınmaktadır.

Gecelik maliyet, santral tipine, ülkesine, kullanılacak teknolojiye göre tüm santrallerde farklılık göstermektedir. Tablo 1’in son sütununda 2000 yılından sonra devreye alınmış olan nükleer santrallerin gecelik yatırım maliyetleri görülmektedir [6].

Tablo 1. Kurulum Maliyeti Açısından İncelenecek Nükleer Santraller ve Özellikleri ile Gecelik Maliyetleri

Ülke Santral AdıReaktör Tipi (Teknoloji)

Net kapasite

Gecelik Maliyet

Mwe 2007 $/kWe

Japonya Hamaoka 5 ABWR 1325 2759

Japonya Higashidori 1 BWR 1,067 3351

Japonya Shika 2 ABWR 1,304 2357

Kore Ulchin 5 OPR 995 3357

Kore Ulchin 6 OPR 994 2942

Çin Tianwan 1 & 2 VVER-91 PWRs 2x1000 1650

Romanya Cernavoda 2 Candu-6 - PHWR 700 1370

Hindistan Tarapur 3 & 4 PHWR 2x540 1380

İlk yatırım maliyetlerinde belirtilen kalemlerin toplam yatırım maliyetindeki yüzdeleri santrallere göre farklılık göstermektedir. Bu bağlamda, seçilen nükleer santrallara ilişkin olarak hesaplamalarla ulaşılan doğrudan maliyetler Şekil 1’de, dolaylı maliyetler Şekil 2’de ve diğer maliyetler ise Şekil 3’te verilmektedir.

Doğrudan Maliyet Toplamı

0500

10001500200025003000

Hamaoka 5-ABWR-

1325MWe

Higashidori 1-BWR-

1067Mw e

Shika 2-ABWR-

1304Mw e

Ulchin 5-OPR-

995Mw e

Ulchin 6-OPR-

994Mw e

Tianw an 1 &2 - VVER 91-2x1000 Mw e

Cernavoda 2-Candu 6-700Mw e

Tarapur 3 & 4

PHWR -2x540 Mw e

Santral

$/kW

e

Şekil 1. Seçilen nükleer santraller için doğrudan maliyetler.

Şekil 2. Seçilen nükleer santraller için dolaylı maliyetler.

Şekil 3. Seçilen nükleer santraller için diğer maliyetler.

Dolaylı Maliyet Toplamı

0100200300400500

Hamaoka 5-ABWR-

1325MWe

Higashidori1- BWR-1067Mw e

Shika 2-ABWR-

1304Mw e

Ulchin 5-OPR-

995Mw e

Ulchin 6-OPR-

994Mw e

Tianw an 1 &2 - VVER91-2x1000

Mw e

Cernavoda2- Candu 6-700Mw e

Tarapur 3 &4

PHWR -2x540 Mw e

Santral

$/kW

e

Diğer Maliyetler Toplamı

050

100150200

Hamaoka 5-ABWR-

1325MWe

Higashidori1- BWR-1067Mw e

Shika 2-ABWR-

1304Mw e

Ulchin 5-OPR-

995Mw e

Ulchin 6-OPR-

994Mw e

Tianw an 1& 2 - VVER91-2x1000

Mw e

Cernavoda2- Candu 6-700Mw e

Tarapur 3 &4

PHWR -2x540 Mw e

Santral

$/kW

e


204

Seçilen nükleer santrallere ilişkin olarak hesaplamalarla ulaşılan doğrudan, dolaylı ve diğer maliyetler toplu halde, bir başka deyişle toplam kurulum maliyeti Şekil 4’te görülmektedir.

arasındaki farklar nispeten azdır. Diğer maliyetler içinde ise önemli kalemi kurucu maliyeti almaktadır.

Ülkelere göre farklılıklara baktığımızda en düşük gecelik maliyetlerin, Romanya, Hindistan ve Çin’de olduğu görülmektedir. Burada lokal işçiliğin etkin olduğu söylenebilir.

2000 yılından sonra dünyada devreye giren nükleer santraller için yapılan inceleme ve irdelemelerle ulaşılan sonuçlara bakıldığında; santral tipi ve ülke farklılıklarının bir miktar önemli olduğu gözlenmiştir. Bununla beraber, ana maliyetlerin oranları için farkların ortalama maliyet ile çalışılmasını engelleyecek kadar olmadığı ve ana maliyetlerin sıralamasının değişmediği görülmüştür.

KAYNAKLAR

[1] A. B. Tuğrul, Nükleer Enerji Değerlendirmesi ve Türkiye, “17. Uluslararası Enerji ve Çevre Konferansı ICCI-2011” İstanbul, 15-17 Haziran 2011, Bildiri Kitabı s: 11-14.

[2] A. B. Tuğrul, “Nuclear Energy in the Energy Expansion of Turkey”, “Journal of Energy and Power Engineering.

[3] A. B. Tuğrul, “Türkiye’nin Enerji Açılımları”, “15. Uluslararası Enerji ve Çevre Konferansı ICCI-2009” İstanbul, 13-15 Mayıs 2009, Bildiri Kitabı s: 15-17.

[4] “Nükleer Santraller”, Dünya Enerji Konseyi-Türk Milli Komitesi, Ankara, 2011.

[5] IEA-NEA, Projected Costs of Generating Electricity, 2010 Edition.

[6] Reduction of Capital Costs of Nuclear Power Plants, NEA, 2010.

[7] Z.H.Turanlı, Nükleer Santralların Maliyet Analizi ve Değerlendirmesi, İTÜ-Enerji Enstitüsü, Yüksek Lisans Tezi (teslim aşamasında), 2012.

SUMMARY

Nuclear power plants that have high technology are produced electricity in developed OECD countries except Turkey. In spite

4. SONUÇ

2000 yılından sonra devreye girmiş farklı nükleer santrallerin ilk yatırım maliyetlerine ilişkin her bir harcama kaleminin ortalama yüzdeleri alınarak da değerlendirme yapılması yoluna gidilmiştir[7]. Bu bağlamda doğrudan maliyet için ulaşılan değerler çerçevesinde çizilen grafikler; doğrudan maliyetler için Şekil 5’te, dolaylı maliyetler için Şekil 6’da ve diğer maliyetler için de Şekil 7’de görülmektedir.

Şekil 4. Seçilen nükleer santraller için toplam kurulum maliyeti.

Şekil 8. İlk yatırım kalemlerinin yüzdeleri.

Şekil 9. Doğrudan dolaylı ve diğer maliyetlerin ortalama yüzdeleri.

Şekil 5. Ortalama doğrudan maliyet kalemlerinin yüzdeleri.

Şekil 6. Ortalama dolaylı maliyet kalemlerinin yüzdeleri.

Şekil 7. Ortalama diğer maliyet kalemlerinin yüzdeleri.

Doğrudan, Dolaylı ve Diğer Maliyetler

0500

1000150020002500300035004000

Ham

aoka

5-AB

WR

-13

25M

We

Hig

ashi

dori

1- B

WR

-10

67M

we

Shik

a 2-

ABW

R-

1304

Mw

e

Ulc

hin

5-O

PR-

995M

we

Ulc

hin

6-O

PR-

994M

we

Tian

wan

1&

2 -

VVER

91-

2x10

00C

erna

voda

2- C

andu

6-70

0Mw

e

Tara

pur 3

& 4

PHW

R -

2x54

0

Santral

$/kW

e Diğer MaliyetlerToplamıDolaylı MaliyetToplamıDoğrudan MaliyetToplamı

Ortalama değer çerçevesinde tüm kalemlere ilişkin yüzde değerleri toplu halde Şekil 8’de verilmektedir. Yine ulaşılan ortalama değerler bağlamında, doğrudan, dolaylı ve diğer maliyetlerin toplam kurulum maliyeti içindeki miktarları da Şekil 9’da görülmektedir.

Kurulum maliyeti olarak incelenen 2000 yılından sonra devreye giren nükleer santralar için değerlendirme çerçevesinde en önemli payı doğrudan maliyet grubunun aldığı görülmektedir. Doğrudan maliyet içinde ise reaktör ekipmanları maliyeti en önemli kalemi oluşturmakta, bunu türbin ekipmanları ile montaj maliyetleri takip etmektedir. Dolaylı maliyet içinde ise en önemli kalemi hizmete alma maliyeti olmaktadır. Bununla beraber, dolaylı maliyet kalemleri

Doğrudan Maliyet

0

5

10

15

20

25

30

Yer ve ilgiliharcamalar

ReaktörEkipmanları

TürbinEkipmanları

ElektrikEkipmanları

Isı Geri ÇevirmeEkipmanları

YardımcıEkipmanlar

Montaj

Harcamalar

%

Dolaylı Maliyet

01234567

Tasarım ve Mühendislik Proje Yönetimi Hizmete AlmaHarcalamalar

%

Diğer Maliyetler

0

1

2

3

4

Eğitim Vergi veSigorta

Taşıma KurucuMaliyeti

Yedek Parça BeklenmeyenGiderler

Harcamalar

%

İlk Yatırım Kalemleri

0

20

40

60

80

100

120

Bulunan Ortalama Değerler

%

Beklenmeyen GiderlerYedek ParçaKurucu MaliyetiTaşımaVergi ve SigortaEğitimHizmete AlmaProje YönetimiTasarım ve MühendislikMontajYardımcı EkipmanlarIsı Geri Çevirme EkipmanlarıElektrik EkipmanlarıTürbin EkipmanlarıReaktör EkipmanlarıYer ve ilgili harcamalar


205

of high technology and nuclear safety requirements which are effected on economy negatively, producing the huge amount power and low operating expenses should be preference of them. In this study, analysis for initial investment cost including direct, indirect and other costs are examine for 8 different type nuclear power plants which have operated after 2000. The most important rate in the initial investment cost was belong to direct cost including reactor, turbine, heat system, auxiliary equipments electrical systems and their installation costs with site expenses that is rate with 78% averagely. The most important rate was found related with equipment costs in direct costs. Indirect costs including design, project management and commissioning costs were reached 15% averagely. Lastly, it was found other costs in approximately 7% such as insurance, tax, training, spare parts, logistics etc. The lowest costs in searching 8 plants are belong the countries which have lower local labor cost. As a result of the study, it can be said that types of the nuclear power plants and countries differences are affected, but the importance rate of the main cost items are similar. Therefore, the initial investment cost were evaluated rationally and objectively.


206

TÜRKİYE ENERJİ POLİTİKA VE STRATEJİLERİ

Zeynep GÜNAYDINT.C. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı

Serhat AKPINART.C. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı

ÖZET Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı (ETKB) 2010-2014 Dönemi Stratejik Planında, Bakanlığımızın orta ve uzun vadeli amaçları ve hedefleri ile bunlara ilişkin stratejileri yer almaktadır. Planda, “enerji arz güvenliği” stratejik teması çerçevesinde petrol, doğal gaz, kömür, yenilenebilir enerji kaynakları, elektrik enerjisi, enerji piyasaları ve tabii kaynaklarımıza ilişkin üretim, yatırım ve işletme faaliyetleri değerlendirilmiş, öncelikli alanlara ilişkin beş yıllık amaç ve hedefler belirlenmiştir.

Bu çalışmada, Planda enerji arz güvenliği stratejik teması çerçevesinde yer alan hedeflerin gerçekleşmeleri izlenerek Türkiye’nin enerji politikaları ve stratejilerinin değerlendirilmesi amaçlanmaktadır.

1. GİRİŞ

Enerji sektörü, ülkelerin kalkınma politikaları içinde hayati önem taşıyan stratejik bir alan niteliğindedir. Dünyada nüfus artışı, sanayileşme ve kentleşme olguları, küreselleşme sonucu artan ticaret olanakları doğal kaynaklara ve enerjiye olan talebi giderek artırmaktadır. Enerji arz güvenliği, ülkemiz için de önemini korumaktadır. Ülkemizin enerji arz güvenliği bağlamında son yıllarda, enerji piyasamızın rekabete dayalı ve şeffaf bir piyasa anlayışı çerçevesinde yeniden yapılandırılması, yerli ve yenilenebilir kaynak potansiyelimizin tespiti ve kullanımı, nükleer enerjinin elektrik üretimine dahil edilmesi, enerji verimliliği ve yeni enerji teknolojilerinden yararlanılması gibi alanlarda yasal ve teknik çalışmalarla önemli aşama kat edilmiştir.

2. ENERJİ ARZ GÜVENLİĞİ

Ülkemiz enerji sektörünün temel dinamiklerine bakıldığında; yüksek talep artışı ve buna bağlı olarak yüksek yatırım ihtiyacı, ithalat bağımlılığının yüksekliği ve bu bağlamda yerli ve yenilenebilir kaynakların önemi, yüksek yenilenebilir enerji kaynak potansiyeli, yüksek verimlilik potansiyeli ve jeopolitik konumun getirdiği avantajlar öne çıkan hususlardır.

Ülkemizin, artan enerji talebimiz ile karşılaştırıldığında özellikle petrol ve doğal gazda yerli kaynaklarının göreceli olarak azlığı petrol ve doğal gazda enerji ithalatını beraberinde getirmektedir.

Mevcut durumda ülkemizin ithal bağımlılık oranı % 70 seviyesindedir. Bu bağlamda ülkemizin enerji arzında kaynak, teknoloji ve altyapı çeşitlendirilmesinin artırılmasına büyük önem verilmektedir.

Grafik 1. Dışa bağımlılık ve yerli üretimin talebi karşılama oranları (%).

1990 yılından itibaren yıllara göre dışa bağımlılık oranı ile yerli üretimin talebi karşılama oranı Grafik 1’de verilmiştir. 2007 yılından sonra yerli üretimin talebi karşılama oranı artarken dışa bağımlılıkta azalma göze çarpmaktadır.

2.1. AMAÇ-1: Yerli Kaynaklara Öncelik Verilmek Sureti İle Kaynak Çeşitlendirmesini Sağlamak

Hedef 1.1 Plan dönemi içerisinde, yerli petrol, doğal gaz ve kömür arama faaliyetlerinin artırılması sağlanacaktır.Hedef 1.2 Yapımına başlanan 3.500 MW’lık yerli kömür yakıtlı termik santrallerin 2013 yılı sonuna kadar tamamlanması sağlanacaktır.Hedef 1.3 2014 yılına kadar nükleer santral inşasına başlanacaktır.

Ülkemizin kömür potansiyelini daha doğru bir şekilde belirleyebilmek için ise 2005 yılından itibaren başta Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü (MTA) ve Türkiye Kömür İşletmeleri (TKİ) olmak üzere, ilgili kuruluşlarımızın imkanları seferber edilerek bir kömür arama hamlesi başlatılmıştır.

Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı TPAO tarafından Karadeniz’de dünyanın en büyük şirketleri ile ortaklık kurularak aramalara başlanmıştır. Halihazırda üç boyutlu yeni bir sismik arama gemisi ile Akdeniz’de arama çalışmaları devam etmektedir.

Yerli kaynaklara öncelik verilmek sureti ile kaynak çeşitlendirmesinin sağlanmasına yönelik çalışmalar kapsamında yapılan petrol, doğal gaz ve kömür sondajları Tablo 1’de gösterilmiştir.

Tablo 1. Yapılan Sondajlar (bin m)

Yapılan Sondaj

Petrol+ Doğalgaz

Kömür

2010 323 144

2011 299 256

TOPLAM 622 400


207

2010 yılında 200 MW ve 2011 yılında 1.200 MW kurulu gücünde yerli kömür yakıtlı termik santralin devreye alınması planlanmış olup 2010 yılında mevcut kurulu güce 30 MW ilave edilmiş ve hedefe ilişkin gerçekleşme % 15 seviyesinde kalmıştır. 2011 yılı sonu itibariyle, devreye alınan yerli kömür yakıtlı santral bulunmamaktadır. Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu verilerine göre kurulu güç kapasitesi toplam 3.453 MW olan 13 adet lisanslı yerli kömür yakıtlı santral projesi inşa halindedir.

Kaynak çeşitliliğinin önemli unsurlarından biri olarak nükleer enerjinin elektrik üretimine dahil edilmesine yönelik olarak da Mersin Akkuyu’da “Türkiye Cumhuriyeti Hükümeti ile Rusya Federasyonu Arasında Bir Nükleer Güç Santralinin Tesisine ve İşletimine Dair İşbirliğine İlişkin Anlaşmanın Onaylanmasının Uygun Bulunduğu Hakkında Kanun” 21 Temmuz 2010 tarihinde Resmi Gazete’de yayımlanmıştır.

13 Aralık 2010 tarihinde “Akkuyu NGS Elektrik Üretim Anonim Şirketi” adı altında Proje Şirketi kurulmuştur. Elektrik Üretim AŞ (EÜAŞ), Akkuyu Proje Şirketine, Akkuyu sahası yer lisansını devretmiş olup şirket, Çevre ve Şehircilik Bakanlığı’na Çevresel Etki Değerlendirmesi (ÇED) ve Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu’na (EPDK) üretim lisansı başvurusunda bulunmuştur. Proje Şirketi tarafından saha çalışmalarına ilişkin raporlar TAEK’e sunulmuştur. Ayrıca EPDK’nın elektrik üretim lisans yönetmeliğinde nükleer enerji için değişiklik yapılmıştır. Projeye ilişkin devam eden ÇED sürecinde 29 Mart 2012 tarihinde Halk Toplantısı yapılacaktır.

Ayrıca Sinop bölgesinde bir nükleer santral kurulmasına ilişkin Güney Kore ile 2010 yılı Nisan ayında başlayan teknik müzakereler Ekim-Kasım ayları boyunca yoğun bir şekilde sürdürülmüştür. Kasım 2010’da gerçekleştirilen G-20 Seul Zirvesi esnasında iki ülke arasında görüşmeler gerçekleştirilmiş ancak Güney Kore tarafının önerdiği fiyatın yüksek olması ve hazine garantisi hususundaki ısrarı sebebiyle müzakerelere ucu açık kalmak kaydıyla ara verilmiştir.

G-20 Seul Zirvesi esnasında Türkiye ile Japonya Başbakanlarının görüşmesinde Japonya’nın ülkemizde nükleer santral inşa etme isteği dile getirilmiş, Türk ve Japon heyetlerinin 2010 yılı içindeki karşılıklı ziyaret ve çalışmalarının akabinde, Aralık 2010’da Türkiye-Japonya arasında nükleer enerji alanında bir iş birliği anlaşması imzalanmıştır. Japonya ile yürütülen müzakerelerin ana parametreleri Fukushima’da yaşanan felaket sonrası değişmiştir. Projenin ortaklarından TEPCO firması müzakerelerden çekilmiş, TEPCO’nun yerine işletici firma arayışına düşen Japon tarafına Bakanlığımızca yeterli süre tanınmasına karşın halen bir netice alınamamıştır. Diğer taraftan, 5 Aralık 2011 tarihinde gerçekleştirilen Japonya Ekonomik Formuna katılan Türkiye heyeti ile bir araya gelen Japon tarafı Projeye ilgilerinin halen devam ettiğini ve somut bir öneri ile Türk tarafını ziyaret edeceklerini bildirmişlerdir.

2.2. AMAÇ-2: Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Enerji Arzı İçindeki Payını Artırmak

Hedef 2.1. Yapımına başlanan 5.000 MW’lık hidroelektrik santrallerin 2013 yılı sonuna kadar tamamlanması sağlanacaktır. Hedef 2.2. 2009 yılı itibari ile 802,8 MW olan rüzgar enerjisi kurulu gücünün, 2015 yılına kadar 10.000 MW’a çıkarılması sağlanacaktır.Hedef 2.3. 2009 yılı itibari ile 77,2 MW olan jeotermal enerjisi kurulu gücünün, 2015 yılına kadar 300 MW’a çıkarılması sağlanacaktır.

İthalat bağımlılığının azaltılması için yenilenebilir kaynakların kullanımının artırılması enerji politikalarımızda önceliklerimiz arasındadır. Bu kapsamda, ülkemizin sahip olduğu potansiyel rüzgar ve güneş atlasları ile ortaya konulmuştur.

Yerli ve yenilenebilir kaynakların kullanımının artırılması ve kaynak çeşitliliğinin sağlanmasına yönelik yasal düzenlemeler yapılmıştır. Bu kapsamda, yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretimine yönelik olarak yatırımcıya teşvik ve alım garantisi verilmektedir.

Yenilenebilir enerji kaynaklarının enerji arzı içindeki payının artırılması amacı kapsamında; işletmeye alınan santrallarla 2011 yılı sonu itibarıyla toplam hidroelektrik santral kurulu gücü 17.137 MW, rüzgar santrali kurulu gücü 1.729 MW ve jeotermal santral kurulu gücü 114 MW’a ulaşmıştır.

Tablo 2’de hidroelektrik, rüzgar ve jeotermal santrallerde 2010 ve 2011 yıllarında gerçekleşen kurulu güç ilaveleri verilmiştir. Ayrıca 2000 yılından itibaren yıllara göre rüzgar enerjisi ve jeotermal enerji kurulu güç gelişimleri Grafik 2 ve Grafik 3’te gösterilmiştir.

Tablo 2. İlave Kurulu Güç (MW)

İlave Kurulu Güç

Hidroelektrik Rüzgar Jeotermal

2010 1.097 529 17

2011 1.306 409 20

TOPLAM 2.403 938 37

Grafik 2. Rüzgar enerjisi kurulu güç gelişimi (MW)

Grafik 3. Jeotermal enerji kurulu güç gelişimi (MW)

Diğer taraftan, 6094 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun ile 31/12/2013 tarihine kadar iletim sistemine bağlanacak Güneş Enerjisi kapasitesi 600 MW olarak ilan edilmiş ve bu kanunun 4’üncü maddesi gereği, iletim sistemine bağlanacak güneş enerjisine dayalı üretim tesislerinin bağlanabileceği trafo merkezleri ve kapasiteleri, 11 Ağustos 2011 tarihli Resmi Gazete’de yayımlanmıştır.


208

2.3. AMAÇ-3: Enerji Verimliliğini ArtırmakHedef 3.1 Yürütülen enerji verimliliği çalışmaları çerçevesinde, 2015 yılına kadar birincil enerji yoğunluğunda 2008 yılına göre %10 azalma sağlanacaktır.Hedef 3.2 Mevcut kamu elektrik üretim santrallerinde yeni teknolojiler kullanılarak verimi yükseltmek ve üretim kapasitesini artırmak için yapılan bakım, rehabilitasyon ve modernizasyon çalışmalarının 2014 yılı sonuna kadar tamamlanması sağlanacaktır.

Dışa bağımlılıktan kaynaklanan risklerin azaltılması ve iklim değişikliği ile mücadelenin etkinliğinin artırılması hedefleri çerçevesinde, enerjinin üretiminden nihai kullanımına kadar olan süreçte verimliliğin artırılması, israfın önlenmesi ve enerji yoğunluğunun azaltılması hayati önem arz etmektedir.

Bu bağlamda, sosyal ve ekonomik gelişme hedeflerini etkilemeden enerji tüketimini azaltacak tedbirler uygulanarak; elektrik enerjisi üretim tesisleri ile iletim ve dağıtım şebekelerinde enerji verimliliğinin artırılmasına, yüksek verimli kojenerasyon uygulamalarının yaygınlaştırılmasına ilişkin çalışmalar yürütülmektedir.

Ayrıca Yüksek Planlama Kurulu’nun 20/02/2012 tarihli ve 2012/1 sayılı Kararı ile Enerji Verimliliği Strateji Belgesi 25/02/2012 tarihli ve 28215 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanmıştır.

Yürütülen ve planlanan çalışmalar kapsamında enerji verimliliğinin artırılmasına yönelik olarak 2015 yılına kadar birincil enerji yoğunluğunda 2008 yılına göre % 10 azalma sağlanması hedeflenmiştir. 2010 yılı genel enerji denge tablosu esas alınarak hesaplanan enerji yoğunluğu 280 kep/1000$ olarak gerçekleşmiş olup 2011 yılına ilişkin genel enerji denge tabloları henüz yayımlanmadığı için 2011 yılı enerji yoğunluğu değeri hesaplanamamıştır.

2000 yılından itibaren yıllara göre birincil enerji yoğunluğu değerleri Grafik 4’te verilmiştir.

2.4. AMAÇ-4: Serbest Piyasa Koşullarına Tam İşlerlik Kazandırmak ve Yatırım Ortamının İyileşmesini Sağlamak

Hedef 4.1 2014 yılına kadar, elektrik sektöründe hedeflenen özelleştirmelerin tamamlanması sağlanacaktır.Hedef 4.2 2015 yılına kadar elektrik enerjisi sektöründe rekabete dayalı olarak işleyen piyasa yapısının oluşturulması sağlanacaktır.Hedef 4.3 2015 yılına kadar doğal gaz sektöründe rekabete dayalı olarak işleyen piyasa yapısının oluşturulması için gerekli çalışmalar yapılacaktır.

2001 yılında yürürlüğe giren 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu ile birlikte ülkemiz enerji sektöründe rekabete dayalı ve işleyen piyasaların oluşturulmasına yönelik önemli adımlar atılmış, sektörde faaliyet gösteren kamu kuruluşları yeniden yapılandırılmış, sektörde serbestleşmeyi temin edecek kurallar uygulanmaya başlanmıştır. Enerji sektöründe serbestleştirmenin temel amacı; arz güvenliği bakımından gerekli ve yeterli yatırımların yapılmasını sağlayacak yatırım ortamının oluşturulması, sektörde rekabet ortamının sağlayacağı verimlilik artışı yolu ile elde edilecek kazanımların tüketiciye yansıtılmasıdır.

Serbest piyasa koşullarına tam işlerlik kazandırmak ve yatırım ortamının iyileşmesini sağlamak amacı kapsamında 141 MW kurulu gücünde 50 adet akarsu hidroelektrik santralinin özelleştirme işlemleri tamamlanmıştır. Ayrıca 28 adedi hidrolik ve 18 adedi termik olmak üzere toplam 46 santralin özelleştirilmesine ilişkin teknik ve hukuki altyapının oluşturulması çalışmalarına Özelleştirme İdaresi Başkanlığı ve Bakanlığımız tarafından devam edilmektedir. 2010 ve 2011 yıllarında özelleştirilen üretim santrallerinin kurulu gücü 38 MW olarak gerçekleşmiş ve sisteme eklenen 8.731 MW’lık ilave kapasite ile özel sektörün Türkiye kurulu gücü içindeki payı % 55’e ulaşmıştır. 2011 yılında özel sektörün elektrik üretimindeki payı % 60 olarak gerçekleşmiştir.

Elektrik dağıtım şirketlerinin özelleştirilmesi sürecinde Başkent, Sakarya, Meram, Osmangazi, Uludağ, Çamlıbel, Çoruh, Yeşilırmak, Fırat, Trakya ve Göksu Elektrik Dağıtım Şirketlerinin hisse devri yapılarak özelleştirme işlemleri tamamlanmıştır. Vangölü, Boğaziçi, Dicle, Akdeniz, AYEDAŞ ve Toroslar elektrik dağıtım şirketlerinin özelleştirme süreci ise devam etmektedir (Gediz Elektrik Dağıtım Şirketinin ihalesi ise iptal edilmiştir). 2010 ve 2011 yıllarında 8 adet dağıtım şirketinin devri gerçekleştirilerek, dağıtımda özel sektör payı yaklaşık % 46 olmuştur.

Elektrik enerjisi piyasasında öngörülen model ikili anlaşmalara dayanmaktadır. Bu modelde elektrik üretim, toptan satış, perakende satış ve tüketim taraflarında tedarikçi sayısının artırılıp, serbesti ve rekabet içerisinde ikili anlaşmalar yapılması öngörülmektedir. Bu sistem içerisinde serbest tüketicilerin yani belli miktarda tüketimi olan gerçek ve tüzel kişilerin, tedarikçilerini karşılıklı anlaşmalar sonucunda, istediği fiyat ve koşullarda seçebilme imkanı vardır.

Serbest tüketici limiti her yıl Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu (EPDK) tarafından belirlenmektedir. Serbest tüketici limiti indirim süreci, 2004 yılında 9 milyon kWh’lık limitin 7,8 milyon kWh’ya indirilmesi ile başlatılmıştır. Serbest tüketici limiti 2010 yılı için 100 bin kWh olarak ve 2011 yılı için 30.000 kWh olarak belirlenmiştir. Söz konusu limit değerlerine göre piyasa açıklık oranı 2010 yılı için yaklaşık olarak % 62’lik bir orana tekabül etmekte olup 2011 yılı için teorik, potansiyel değer olarak % 75 olarak hesaplanmıştır.

Grafik 4. Birincil enerji yoğunluğu (kep/1000 $)

Tablo 3. Bakım, Rehabilitasyon ve Modernizasyonu Planlanan Kamu Elektrik Üretim Santralleri Verim Değerleri (%)

Verim Değeri (%)

HEAŞ YEAŞ

Kan

gal

Alia

ğa

Am

barlı

D

GK

Ç

Am

barlı

Bur

sa

Planlanan 47 39 37 42 54 37 55

Gerçekleşen 45 37 33 29 37 - 52

Mevcut kamu elektrik üretim santrallerinde yeni teknolojiler kullanılarak verimi yükseltmek ve üretim kapasitesini artırmak için yapılan bakım, rehabilitasyon ve modernizasyon çalışmaları kapsamında faaliyetler yürütülmekte olup santrallerin verim değerleri Tablo 3’te gösterilmiştir.


209

Yıllar itibariyle özel sektör tarafından yapılan santrallerin kurulu gücündeki gelişme Grafik 5’te gösterilmiştir.

amacının sağlanmasına yönelik olarak TPAO Genel Müdürlüğü tarafından yürütülen yurt dışı yatırım ve operasyonlar, bugün özellikle Hazar Bölgesi, Ortadoğu, Kuzey Afrika ve Güney Amerika’da sürdürülmektedir.

2010 ve 2011 yıllarında yurt dışında gerçekleştirilen ham petrol ve doğal gaz üretimi Tablo 5’te verilmiştir.

Grafik 5. Özel sektör kurulu güç gelişimi (MW).

4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu hukuki olarak Boru Hatları ile Petrol Taşıma A.Ş. Genel Müdürlüğü’nün (BOTAŞ) tekel konumunu ortadan kaldırmıştır. Kanunda öngörüldüğü üzere şehir içi dağıtım lisansları için Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK) tarafından ihaleler düzenlenmektedir.

Doğal gaz alım anlaşmalarının özel sektöre devri ile ilgili olarak uygulamada karşılaşılan sorunların giderilmesi amacıyla 4646 sayılı Kanunda değişiklik yapılarak 64 lot (16 milyar m3) yani pazarın % 64’ü için ihaleye çıkılmıştır. 4 milyar m3 karşılığı toplam 16 lot için geçerli teklif veren 4 istekliye sözleşme devri yapılmıştır.

BOTAŞ ve özel sektörün doğal gaz ithalat oranları ile serbest tüketici oranı Tablo 4’te verilmiştir.

Tablo 4. Doğal Gaz İthalat ve Serbest Tüketici Oranları (%)

2010 2011

BOTAŞ İthalat Oranı 84 89

Özel Sektör İthalat Oranı 16 11

Serbest Tüketici Oranı - 85

Doğal gaz sektöründe rekabete dayalı serbest piyasanın oluşumu, belirli bir geçiş dönemini gerektirmektedir. Geçiş dönemi sürecinin arz güvenliği açısından risk oluşturmasını engellemek için, dünyadaki yönelimleri, diğer ülkelerin geçiş döneminde karşılaştıkları güçlükleri ve deneyimleri de dikkate alarak, ülkemizde piyasa oluşumuna ilişkin gelişmeler yakından takip edilmekte ve Doğal Gaz Piyasası Kanununda değişiklik yapılması konusunda çalışmalar sürdürülmektedir.

2.5. AMAÇ-5: Petrol ve Doğalgaz Alanlarında Kaynak Çeşitliliğini Sağlamak ve İthalattan Kaynaklanan Riskleri Azaltacak Tedbirleri Almak

Hedef 5.1 2015 yılına kadar, yurt dışı ham petrol ve doğal gaz üretimimizin 2008 yılı üretim miktarına göre iki katına çıkarılması sağlanacaktır.Hedef 5.2 2009 yılı itibari ile 2,1 milyar m³ olan mevcut doğal gaz depolama kapasitesinin, 2015 yılına kadar 2 katına çıkarılması sağlanacaktır.Hedef 5.3 Doğal gaz ithalatında 2015 yılına kadar, en fazla ithalat gerçekleştirdiğimiz ülke payını %50’nin altına indirecek kaynak ülke çeşitliliği sağlanacaktır.Hedef 5.4 Ulusal petrol stoklarının güvenli düzeyde muhafazasının sürdürülmesi sağlanacaktır.

Petrol ve doğal gaz alanlarında kaynak çeşitliliğinin sağlanması ve ithalattan kaynaklanan riskleri azaltacak tedbirlerin alınması

Tablo 5. Yurtdışı Ham Petrol ve Doğal Gaz Üretimi

2010 2011

Petrol (bin varil) 8.100 7.500

Doğal gaz (milyon sm³) 502 467

Kuzey Marmara ve Değirmenköy’deki doğal gaz depolama tesislerinin 2,1 milyar m3 olan kapasitesi 2011 yılı itibarıyla 2,661 milyar m3 olmuştur . Tuz Gölü Doğal Gaz Yeraltı Depolama Projesi’nin 2011 yılı içerisinde yapım sözleşmesi imzalanmış olup, 8 yıl sürmesi planlanan proje kapsamında 12 adet depo oluşturularak yaklaşık 1 milyar m3 işletme gazı depolanması sağlanacaktır. İlk 6 deponun 2015-2016 döneminde, ikinci 6 deponun 2018-2019 döneminde devreye alınması planlanmakta olup, proje için Dünya Bankası kredisi kullanılmaktadır.

Doğal gaz arz güvenliğinin ve kaynak ülke çeşitliliğinin sağlanması amacıyla bazı ülkelerle temaslar devam etmektedir. Bu çerçevede doğal gaz arz çeşitliliğini hedefleyen projeler şunlardır:• Trans - Anadolu Doğal Gaz Boru Hattı Projesi• Türkiye - Türkmenistan Doğal Gaz Boru Hattı Projesi • Arap Doğal Gaz Boru Hattı Projesi• Irak - Türkiye Doğal Gaz Koridoru Projesi • Katar LNG Alımı ve Katar - Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı

Projesi • Nabucco Doğal Gaz Boru Hattı Projesi

Bu projelerden Trans-Anadolu Doğal Gaz Boru Hattı Projesi kapsamında 2017 itibariyle yıllık 16 milyar m3 üretimin hedeflendiği Şahdeniz Faz II Sahası gazının 6 milyar m3’ünün Türkiye’ye taşınması planlanmaktadır. Türkiye - Türkmenistan Doğal Gaz Boru Hattı Projesi kapsamında 16 milyar m3 Türkmen gazının Türkiye’ye taşınması planlanmaktadır.

Arap Doğal Gaz Boru Hattı Projesi ile yıllık 6,6 milyar m3’lük gazın Suriye üzerinden Türkiye’ye iletilmesi öngörülmektedir. Irak - Türkiye Doğal Gaz Koridoru Projesi’nde ve gerek Katar’dan LNG alımı konusunda gerekse muhtemel Katar - Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı Projesi’nde henüz netleşmiş miktarlar olmamakla birlikte burada bahsi geçen bütün projelerin ülkemizin doğal gaz arz çeşitliliğine katkı sağlaması beklenmektedir.

Doğalgaz ithalatı toplam 6 ülke ile imzalanmış 8 ayrı doğal gaz ve sıvılaştırılmış doğal gaz alım ve satım anlaşması kapsamında sürdürülmektedir. 2010 ve 2011 yıllarında doğal gaz ithalatı gerçekleştirilen ülkelerin payları Tablo 6’da verilmiştir. 2011 yılı doğal gaz ithalat verilerine göre en fazla ithalat gerçekleştirdiğimiz ülke olan Rusya Federasyonu’nun payı % 55 olarak gerçekleşmiştir.

Tablo 6. Doğal Gaz İthalatı Gerçekleştirilen Ülkelerin Payları (%)

Rusya İran Azerbaycan Cezayir Nijerya Spot

2010 46 24 14 12 4 0

2011 55 21 10 11 3 0,4


210

Ülkemiz petrol piyasasında arz güvenliğinin sağlanması amacıyla kamu ve özel sektörün elindeki mevcut petrol stoklarını düzenlemeye yönelik Ulusal Petrol Stok Ajansı Kanun Tasarısı Taslağı çalışmalarına ilişkin süreç devam etmektedir.

Hedefe ilişkin olarak Petrol İşleri Genel Müdürlüğü bünyesinde oluşturulacak Daire Başkanlığı seviyesinde yeni bir yapılanmaya gidilmesi planlanmaktadır.

11/02/2011 tarihi itibariyle depolama lisansı kapsamındaki toplam stok kapasitesi 4,7 milyon m3 ve rafineri lisansı sahiplerinin toplam kapasitesi 5,94 milyon m3 olup toplam kapasite 10,64 milyon m3 olarak gerçekleşmiştir.

3. SONUÇ

Enerji sektöründe gerek maliyet ve fiyat artışları gerekse artan elektrik enerjisi talebi çerçevesinde, birçok ülkede arz güvenliğinin sağlanması konusunda yeni tedbirler alınmakta, mevcut piyasa yapıları ve kuralları yaşanan deneyimler ve karşılaşılan sorunlar çerçevesinde yenilenmekte, piyasa mekanizmaları arz güvenliğini sağlayacak tedbirlerle güçlendirilmektedir. Ülkemizde de dünya ortalamasının üzerinde gerçekleşmeye devam eden talep artışı ve buna bağlı olarak artan yatırım ihtiyacı, yeni tedbirler alınmasını zorunlu kılmaktadır.

Bu kapsamda, Stratejik Planımızın uygulama sonuçlarına ilişkin izleme ve değerlendirme süreci içerisinde ortaya konulan hedeflerin ne ölçüde gerçekleştirildiğinin sistematik olarak takip edilmesi ve raporlanması çalışmaları yürütülmektedir.

2010 ve 2011 yıllarına ilişkin gerçekleşmeler genel olarak değerlendirildiğinde; gelişmelerin büyük ölçüde stratejik amaç ve hedefler doğrultusunda olduğu, bir kısım hedeflere ilişkin yetersizliklerin ise alınacak tedbirlerle önümüzdeki dönemde giderilebileceği kanaatine varılmaktadır.

KAYNAKLAR

• ETKB Kurumsal Verileri

SUMMARY

As the Ministry of Energy and Natural Resources, within the perspective of the energy and natural resources policy of our country, we have prepared our Strategic Plan covering the period between 2010 and 2014. In the Strategic Plan of the Strategic Plan of the Ministry, which has been prepared by considering our national priorities, our strategic aims and targets have been determined for the following five years in the matters of “Energy supply security”, “the regional and global effectiveness of our country in the field of energy” “Environment” and “Natural resources” and the strategies to be pursued have been clarified. The main target is to provide the energy resources to all consumers adequately, with high quality, at low costs, securely and in consideration of the sensitivities about the environmental matters. According to such aim, the efforts for creating a competitive and liberal market will continue and practices for the realization of the new production investments to be activated for meeting the electricity energy need, within the structure of the market, in harmony with the resource priorities of the energy policy of our country and under sustainable conditions.

Within that framework, the production and distribution privatizations that are among the instruments for bringing competitiveness into the electricity energy market will be completed within the planned process and a market that is based on competition within the framework of the free market conditions will be given its shape. In line with the aim of reducing the import dependence of our country in the energy supply, our studies for the exploration and production of the domestic oil, natural gas and coal resources will continue increasingly within the period of the Plan. Moreover, according to the aim of providing diversification of the energy supply, the maximum use of the domestic and renewable resources in the production of electricity energy and the initiation of the construction of the nuclear plant have been targeted. Again, within the framework of the targets for the provision of energy supply security, the reduction of the risks resulting from the import dependence and the increase in the effectiveness of the struggles against the climatic change, studies will be conducted for raising the efficiency and the reduction of the energy intensity in the process from the production to the use of energy.

The “Electricity Energy Market and Supply Security Strategy Paper” outlines our long-term targets in the electricity energy sector. The energy supply security, which sets the basis for the debates on the energy sector both across the world and in single countries, is also significant for our country. Within the context of the energy supply security of our country, in recent years, the legal and technical studies have been intensified for the purpose of restructuring our energy market with a market understanding that is based on competition and transparent, detecting and using our domestic and renewable resources potential, integrating the nuclear energy into the electricity production, and utilizing the new energy technologies.

The energy supply security, which sets the basis for the debates on the energy sector both across the world and in single countries, is also significant for our country. Within the context of the energy supply security of our country, in recent years, the legal and technical studies have been intensified for the purpose of restructuring our energy market with a market understanding that is based on competition and transparent, detecting and using our domestic and renewable resources potential, integrating the nuclear energy into the electricity production, and utilizing the new energy technologies.

POSTER BİLDİRİLER

POSTER BİLDİRİLERPOSTER PROCEEDINGS

213

SYNTHESIS AND CHARACTERIZATION OF POLY(POLYETHYLENE GLYCOL MONOMETHYL ETHER ACRYLATE) POLYMERS AS SOLID-SOLID PHASE CHANGE

MATERIALS FOR THERMAL ENERGY STORAGE

Derya KAHRAMANGaziosmanpaşa University, Department of Chemistry

Cemil ALKANGaziosmanpaşa UniversityDepartment of Chemistry

ABSTRACT

Thermal energy storage (TES) is a useful tool to increase energy efficiency and energy savings. Latent heat thermal energy storage (LHTES) using a PCM is one of the most attractive methods of TES due to allowing storage and release of energy in large quantities per unit weight of PCM at nearly constant temperature during the phase change In this study, polyethylene glycol monomethyl ether acrylate monomers have been homopolymerized to obtain polymeric solid-solid PCMs. The monomer, homopolymers were characterized structurally and thermally. Fourier transform-infrared (FT-IR) and proton nuclear magnetic resonance (1H-NMR) spectroscopy techniques were used for structural characterization. Phase transition temperatures and enthalpies of synthesized PCMs were determined using differential scanning calorimetry (DSC) instrument. It was observed that phase change temperature and enthalpies of the polymers are lower than the polyethylene glycol monomethyl ether precursors used for monomer synthesis. It was explained as the distortion of crystallites when crystallizable units were bonded to polymeric backbone. Polarised optical microscopy (POM) was used to examine crystal structures. POM photographs revealed that the crystalline diameter of the polymers is also shrinked to lower diameter which is consistent with DSC data.

Key Words: Poly(ethylene glycol) Monomethyl Ether, Acryloyl Chloride, Solid-Solid Phase Change Material, Energy Storage

INTRODUCTION

Thermal energy storage is an important way of energy saving due to the impending shortage resources and increasing cost of other energy resources. Several forms of heat like sensible heat, latent heat, thermo-chemical heat, or a combination of them can be stored. LHTES is the most popular way among all due to energy storage density and isothermal from storage to retrieval[1][2]. In LHTES materials, thermal energy is stored during the phase change process, and the stored energy is given back when it changes from liquid to solid. Various inorganic and organic compounds and their mixtures have been investigated since several decades [1-4].

Polymer-based PCMs has been growing as novel LHTES materials[5-11]. They can keep the similar shape in a solid state above the melting point of the PCM. Therefore, they are called as form-stable PCMs. They contact with the heat transfer medium in actual LHTES systems and don’t any extra capsulation. So they are cost-effective. Polymer based PCMs can easily be prepared with desirable dimensions. Due to these properties they are promising passive solar thermal heat storage materials. Different polymeric solid-solid PCMs

such as cellulose-graft-poly (ethylene oxide)[11], cross linked PEG/MDI/PE copolymer[12], polyurethane-graft-PEG[13-14], cellulose diacetate-graft-poly (ethylene glycol) (PEG)[15-17], chlorinated polypropylene-graft-PEG[18], cellulose-graft-PEG[19-21], and poly (vinyl alcohol)-graft-PEG [22] were prepared and investigated in terms of their thermal energy storage characteristics.

EXPERIMENTAL INVESTIGATION

MaterialsPoly(ethylene glycol monomethyl ether) (Mw:750 g/mol) (Aldrich), poly(ethylene glycol monomethyl ether) (Mw:1900 g/mol) (Alfa Aesar), acryloyl chloride (Fluka), and α,α-azobisisobutyronitrile (AIBN) (Acros Organics) were used as received. Acryloyl chloride was used after purification of inhibitor.

Synthesis of poly(polyethylene glycol monomethyl ether acrylate)Acryloyl chloride and two different molecular weight that is (750, 1900 g/mol) poly(ethylene glycol monomethyl ether) derivates were reacted in chloroform solvent at room temperature for 24 hours with stirring with a magnetic stirrer. Its reaction path was given in Figure 1.

Monomers were polymerized in chloroform solvent at 70 °C for 72 hours at closed tube in oil bath. Its reaction path was given in Figure 2.

Figure 1. Synthesis of monomer.

Figure 2. Synthesis of homopolymers.


214

CharacterizationFT-IR spectroscopy analysis of the compounds was performed on KBr disks using a Jasco 430 model FT-IR spectrophotometer as 1H NMR spectra (in CDCl3) were recorded using a AVANCE III 400 MHz BRUKER, 2007 using trimethylsilane as an internal reference standard. Polarised optical microscopy (POM) was used to examine crystal structures using Leica model POM.

Thermal analysis of poly(polyethylene glycol monomethyl ether acrylate)Thermal properties of polymers such as melting and crystallizing points and latent heats were measured by using DSC technique (SETARAM DSC 131, France 2006). The analyses were carried out at 5°C/min heating rate under a constant stream of argon at a flow rate of 60 mL/min. Reproducibility was tested by conducting three measurements.

RESULT AND DISCUSSION

Structural characterization of poly(ethylene glycol monomethyl ether acylate) monomer and poly(poly ethylene glycol monomethyl ether acylate) homopolymerThe chemical characterization of monomers and polymers were made by Fourier Transform Infrared (FT-IR) spectroscopy. FT-IR spectra were used to investigation possible interactions in acryloyl chloride, poly(ethylene glycol monomethyl ether). Figure 3 shows the FT-IR spectra for acryloyl chloride (a), poly(ethylene glycol monomethyl ether) (b), and poly(ethylene glycol monomethyl ether acrylate) monomer as figure 4 shows the FT-IR spectra for poly(ethylene glycol monomethyl ether (750 g/mol) acrylate) monomer (a), poly(polyethylene glycol monomethyl ether (750 g/mol) acrylate) homopolymer (b). C=O stretching peaks observed in acryloyl chloride and poly ethylene glycol monomethyl ether (750 g/mol) acrylate monomer respectively at 1791 and 1723 cm-

1. C=C stretching peaks observed in acryloyl chloride and poly ethylene glycol monomethyl ether (750 g/mol) acrylate monomer respectively at 1625 and 1634 cm-1. CH2 asymmetric and symmetric stretching peaks are also observed in both poly(ethylene glycol monomethyl ether) and poly ethylene glycol monomethyl ether acrylate monomer between 3029 and 2670 cm-1. Between 3600 and 3200 OH stretching peak saw.

The chemical characterization of monomers and polymers were also made by as 1H NMR spectroscopy. Figure 5 shows the 1H NMR spectra for poly(ethylene glycol monomethyl ether (750 g/mol) acrylate) monomer and poly(ethylene glycol monomethyl ether (750 g/mol) acrylate) homopolymer. Peaks seen between 5.8 and 6.4 ppm depending on the C=C group that are three different protons at the monomer. The protons which belongs to methoxy (-OCH3) observed at 3.4 ppm.

Figure 3. FT-IR spectra of (a) acryloyl chloride, (b) poly(ethylene

glycol monomethyl ether) (750 g/mol), (c) poly(ethylene glycol

monomethyl ether (750 g/mol) acrylate) monomer

Figure 4. FT-IR spectra of (a) poly(ethylene glycol monomethyl ether

(750 g/mol) acrylate monomer, (b) poly(ethylene glycol monomethyl

ether (750 g/mol) acrylate) homopolymer.

Thermal Analysis of Poly(polyethylene glycol monomethyl ether acrylate)The thermal characterization of monomers and polymers were made by DSC instrument. DCS spectra were used to detection melting and freezing temperatures and latent heats of the poly(polyethylene glycol monomethyl ether acrylate) as phase change materials. Figure 6 shows the DSC spectra for poly(ethylene glycol monomethyl ether) (750 [a], 1900 [b] g/mol),

Figure 5. 1H NMR spectra of poly ethylene glycol monomethyl ether

(750 g/mol) acrylate monomer and poly(ethylene glycol monomethyl

ether (750 g/mol) acrylate) homopolymer


215

as Figure 7 shows the DSC spectra for poly(polyethylene glycol monomethyl ether acrylate) polymers.It was found that polymers are thermally stable and also to be used in the preparations of polymeric solid-solid phase change materials for thermal energy storage (Table 1).

intrinsic viscosity values were used in the Mark Houwink relationship to determine viscosity average molecular weight. Mark Houwink relationship is a logarithmic relationship and only the difference between the intrinsic viscosity values of monomers and polymers may indicates if a polymer is produced or not. For this reasons, polymers have been accepted as common acrylate polymers and the viscosity parameters for acrylate polymers. Solvent are used to calculate approximate molecular weights of the polymers which are tabulated in Table 2. According to the Table 2, it is shown that polymers with considerable molecular weight have been produced.

CONCLUSION

Poly(polyethylene glycol monomethyl ether acrylate) polymers with two different polyethylene glycol precursors have been produced starting from acrylic acid and polyethylene glycol monomethyl ether as a series of polymeric solid-solid PCM for thermal energy

Figure 6. DSC curve of poly(ethylene glycol monomethyl ether) (750

[a] and 1900 [b] g/mol)

Figure 7. DSC curve of poly(polyethylene glycol monomethyl ether

(750 [a] and 1900 [b] g/mol) acrylate) homopolymers

Table 1. DSC Data of Polymers

Mel

tin

g

Tem

per

atu

re(°

C)

Mel

tin

g

enth

alp

y (J

/g)

So

lidifi

cati

on

T

emp

erat

ure

(°C

)

So

lidifi

cati

on

en

thal

py

(J/g

)

PEG monomethylether

75010.88 107.63 16.93 -118.27

PEG monomethylether

190048.13 208.62 37.36 -187.82

So

lid-S

olid

P

has

e C

han

ge

Tem

per

atu

re

(°C

)

So

lid-S

olid

P

has

e C

han

ge

En

thal

py

(J/

g)

So

lid-S

olid

P

has

e C

han

ge

Tem

per

atu

re

(°C

)

So

lid-S

olid

P

has

e C

han

ge

En

thal

py

(J/g

)

Poly (polyethylene glycol monomethyl ether (750 g/mol)

acrylate)

15.11 24.75 25.79

Poly (polyethylene glycol monomethyl ether (1900 g/mol)

acrylate)

10.68 36.98 12.46 -48.55

Polarised optical microscopy (POM) was used to examine crystal structures of polymers. Figure 8 shows the POM images for poly(ethylene glycol monomethyl ether) (750 g/mol [a]) and poly(polyethylene glycol monomethyl ether (750 g/mol) acrylate) (b) as figure 9 shows the POM images for poly(ethylene glycol monomethyl ether) (1900 g/mol [a]) and poly(polyethylene glycol monomethyl ether (1900 g/mol) acrylate) (b).

Molecular weight analyses of the polymers have been conducted according to Huggins and Mark Houwink relationships. The viscosity number versus concentration relationships for monomers and produced polymers were drawn (Figure 10) and the intrinsic viscosity values of monomers and polymers were compared because the

Figure 8. POM images of poly(ethylene glycol monomethyl ether) (750

g/mol [a]) and poly(polyethylene glycol monomethyl ether (750 g/mol)

acrylate) (b).

Figure 9. POM images of poly(ethylene glycol monomethyl ether)

(1900 g/mol [a]) and poly(polyethylene glycol monomethyl ether (1900

g/mol) acrylate) (b).

PolymersViscosity Average Molecular

Weight (g/mol)

Poly(polyethylene glycol monomethyl ether (750 g/mol) acrylate)

16197

Poly(polyethylene glycol monomethyl ether (1900 g/mol) acrylate)

13709

Figure 10. The viscosity number versus concentration relationships

for poly(polyethylene glycol monomethylether)


216

storage. The monomer and polymers produced were characterized structurally and thermally. Fourier transform-infrared (FT-IR) and proton nuclear magnetic resonance (1H-NMR) spectroscopy techniques were used for structural characterization as phase transition temperatures and enthalpies of synthesized PCMs were determined using differential scanning calorimetry (DSC) instrument. It was observed that phase change temperature and enthalpies of the polymers are lower than the polyethylene glycole monomethyl ether precursors used for monomer synthesis. Polarised optical microscopy (POM) was used to examine crystal structures. POM photographs revealed that the crystalline diameter of the polymers is also shrinked to lower diameter. It was explained as the distortion of long range interacting crystallites to short range interacting ones when crystallizable units were bonded to polymeric backbone. The resultant polymers with suitable phase transition temperatures and considerable phase transition enthalpies are potential thermal energy storage materials which are suitable for cooling applications.

ACKNOWLEDMENT

This work was supported by the Scientific and Technical Research Council of Turkey (TÜBİTAK, Grant TBAG-108T865).

REFERENCES

[1] A. Abhat, “Low temperature latent thermal energy storage system: heat storage materials”, Solar Energy. 30 313–332, 1983.

[2] I. Dinçer, M. A. Rosen, “Thermal Energy Storage. Systems and Applications”, New York: Wiley. 2002.

[3] M. Kenisarin, K. Mahkamov, “Solar energy storage using phase change materials” Renew Sust Energy Rev. 11 1913–65, 2007.

[4] C. Alkan, K. Kaya, A. Sarı, “Preparation and thermal properties of ethylene glycole distearate as a novel phase change material for energy storage”, Mater Lett. 62,1122–5, 2008.

[5] A. Sarı, Form-stable paraffin/high density polyethylene composites as solid–liquid phase change material for thermal energy storage: preparation and thermal properties. Energy Convers Manage. 45, 2033–2042, 2004.

[6] M. Xiao, B. Feng, and K.C. Gong, “Preparation and performance of shape stabilized phase change thermal storage materials with high thermal conductivity”, Energy Convers Manage. 43, 103–108, 2002.

[7] P. Shuo, A. Fuchs, R.A. Wirtz, “Polymeric phase change composites for thermal energy storage”, J Appl Polym Sci. 93, 1240–1251, 2004.

[8] Y. Hong, G. Xin-Shi, “Preparation of polyethylene-paraffin compound as a form-stable solid-liquid phase change material”, Solar Energy Materials Solar Cells. 64, 37–44, 2000.

[9] Y. Demirel, H.Ö. Paksoy, “Thermal Analysis of Heat Storage Materials”, Thermochimica Acta. 23, 211-221, 1993.

[10] K. Pielichowski, “Thermal energy storage systems based on poly(vinyl chloride) blends”, European Polymer J. 35, 27–34, 1999.

[11] K. Pielichowska, and K. Pielichowski, “Biodegradable PEO/cellulose-based solid–solid phase change materials”, Polym Adv Tech., DOI: 10.1002/pat.1651, 2010.

[12] W.D. Li, E.Y. Ding, “Preparation and characterization of cross-linking PEG/MDI/PE copolymer as solid-solid phase

change heat storage material”, Solar Energy Materials & Solar Cells. 91, 764-768, 2007.

[13] J.C. Su, P.S. Liu, “A novel solid-solid phase change heat storage material with polyurethane block copolymer structure”, Energy Conversion and Managemen. 47, 3185-3191, 2006.

[14] Q. Cao, P.S. Liu, “Hyperbranched polyurethane as novel solid-solid phase change material for thermal energy storage”, Eur Polym J. 42, 2931-2939, 2006.

[15] Y. Guo, Z. Tong, Chen. M, Liang. X, “Behavior of a Polyethylene Gycol-Diacetate Cellulose Composite”, Journal of Applied Polymer Science. 88, 652-658, 2003.

[16] E.Y. Ding, Y. Jiang, G.K. Li, “Comparative Studies of The Structures and Transition Characteristics of Cellulose Diacetate Modified with Polyethylene Glycol Prepared by Chemical Bondind and Physical Blending Methods”, Journal of Macromolecular Science-Physics. B40, 1053-1068, 2001.

[17] Y. Jiang, E.Y. Ding, G.K. Li, “Study on transition characteristics of PEG/CDA solid–solid phase change materials”, Polymer. 43, 117-122, 2002.

[18] Y.N. Zang, E.Y. Ding, “Energy Storage Properties of Phase Change Materials Prepared from PEG/CPP”, Chin Chem Lett. 16, 1375-1378, 2005.

[19] X.H. Liang, Y.Q. Guo, L.Z. Gu, E.Y. Ding, “Crystalline-Amorphous Phase-Transition of a Poly(Ethylene Glycol) Cellulose Blend”, Macromolecules. 28, 6551-6555, 1995.

[20] Y. Li, R. Liu, Y. Huang, “Synthesis and phase transition of cellulose-graft-poly(ethylene glycol) copolymers”, J Appl Polym Sci. 110, 1797-1803, 2008.

[21] X.P. Yuan, E.Y. Ding, “Synthesis and Characterization of storage Energy Materials Prepared From Nano-Crystalline Cellulose/Polyethylen Glycol”, Chin Chem Lett. 17, 1129-1132, 2006.

[22] M. Zhang, Y. Na, Z. Jiang, “Preparation and Properties of Polymeric Solid-solid Phase Change Materials of Polyethylene Glycol(PEG)/Poly(vinyl alcohol)(PVA) Copolymers by Graft Copolymerization”, Chem J Chin Univ. 26, 170-174, 2005.


217

RÜZGÂR ENERJİSİ DÂHİL OLAN GÜÇ SİSTEMLERİNDEEKONOMİK YÜK DAĞITIMI PROBLEMİNİN ÇÖZÜMÜ

Emrah ÇETİNErciyes Üniversitesi Elektrik-Elektronik Mühendisliği

Ferhat DALDABANErciyes Üniversitesi Elektrik-Elektronik Mühendisliği

ÖZET

Güç sistemlerinde enerji üretim maliyeti minimum olması gereken en önemli faktördür. Rekabetçi piyasa koşulları, enerji verimliliği, fosil yakıtların tükeniyor ve giderek pahalılaşıyor olması ve çevresel kaygılar bu faktörü olabildiğince minimum yapma gereksiniminin en önemli nedenleridir. Enerji maliyetini azaltabilmenin en iyi yollarından birisi ise, yenilenebilir enerji kaynaklarına enerji portföyünde hatırı sayılır bir yer ayırmaktan geçmektedir. Rüzgâr enerjisi de düzensiz bir kaynak olmasına karşın teknolojisindeki gelişmeler onu yenilenebilir enerji kaynakları arasında gözde yapmıştır. Bu çalışmada Parçacık Sürü Optimizasyonu algoritması ile ekonomik yük dağıtımı probleminin çözülmesi 6 jeneratörlü ve 40 jeneratörlü test sistemlerinde ayrı ayrı uygulanmıştır. İletim hattı kayıplarının ve rüzgâr enerji santrallerinin de dâhil edildiği durumlar da incelenmiş ve rüzgâr enerji santrallerinin güç sistemlerine olan etkisi gösterilmiştir.

GİRİŞ

Yenilenebilir enerji kaynaklarının hem bedava, hem de çevre dostu olması, enerji portföyünde ilk sırayı hak etmesine yetebilecek bir sebeptir. Rüzgâr, güneş ışığı, nehirler, dalga hareketleri dünya üzerinde oluşan başlıca yenilenebilir enerji kaynaklarıdır. Bize düşen bu kaynakları evlerimizde, iş yerlerimizde nasıl kullanabileceğimizi bulmak ve kullanmaktır. Nitekim son yıllarda yapılan çalışmalar sonucunda bu konuda büyük ölçüde ilerleme sağlanmıştır. Ancak yapılan çalışmalar halen gelişime muhtaçtır.

Kullanımı yüzyıllar öncesine dayanan rüzgâr ise, insanoğlunun her zaman gündeminde olmuştur. 1887 yılında İskoçyalı akademisyen James Blyth tarafından elektrik enerjisi üretimi için kullanılana kadar, daha çok tarımsal faaliyetlerde kullanılıyordu. 1900’lü yılların başından itibaren ticari olarak elektrik elde edilmeye başlanılan rüzgâr türbinleri, uzun yıllar boyunca gerek düzensiz bir kaynak olması, gerekse yeterli teknolojinin bulunmaması nedeni ile geri planda kalmıştır. Modern rüzgâr türbinlerinin gelişimi ise 1970’li yıllara dayanır. Bu yıllarda da ufak çapta gelişmeler yaşansa da fosil yakıtların popülaritesi ve kolay dönüştürülebilirliği sebebi ile rüzgâr türbinleri gelişim imkânı bulamamıştır.

1997 yılında Kyoto Protokolü’nün imzalanması, gerek rüzgâr türbinleri, gerekse bütün yenilenebilir kaynaklar açısından bir milat sayılabilir. Bu tarihten sonra, yenilenebilir kaynaklara destekler birer devlet politikası olmuş ve büyük yatırımlar yapılmıştır. Başta Almanya ve Danimarka olmak üzere rüzgâr türbinleri konusunda hafif altyapıları olan ülkeler bu enerji kaynağına büyük teşvikler verdiler. Bu sayede 2000’li yıllarda yenilenebilir enerji kaynakları alanında

büyük bir sektör oluştu. Oluşan bu sektörün başat oyuncusu ise rüzgâr türbinleri idi. CO2 emisyonları ve girdi maliyetleri açısından son derece avantajlı olan Rüzgâr Elektrik Santralleri (RES), son 10 yılda tek bir türbin için kilovatlar düzeyinden, multi-megavatlar düzeyine erişmiştir. Günümüzde birçok ülke enerji portföylerinde RES’lerin yerini hatırı sayılır bir düzeye yükseltmiştir[1].

Tablo 1. 2011 Yılı Dünya Geneli RES Dağılımı

Ülke MW %

Çin 44,733 22,7

ABD 40,180 20,4

Almanya 27,214 13,8

İspanya 20,676 10,5

Hindistan 13,065 6,6

İtalya 5,797 2,9

Fransa 5,660 2,9

İngiltere 5,204 2,6

Kanada 4,009 2,0

Danimarka 3,752 1,9

Diğer Ülkeler 26,749 13,6

En yüksek 10 170,290 86,4

Dünya Toplamı 197,039 100

Şekil 1. 2011 yılı dünya geneli RES dağılımı.

Türkiye ise RES’lere yatırımı büyük bir kafa karışıklığı içerisinde başlatmıştır. 2005 yılında RES’ler için lisans başvuruları alınmış ama alınan bu başvurulara 2011 yılında ancak lisans verilebilmiştir. Bunun temelinde önemli gerekçeler yatmaktadır. En önemlisi ise, RES türbinleri ve bütün ekipmanlarının ithal edilmesi ve hiçbir yerli üretimin yapılmamasıdır. Ancak bu gecikmeye rağmen yerli


218

üretim türbin yapılamamıştır. Bu nedenle temiz enerjiden daha fazla mahrum kalmamak adına, bir taraftan lisans verirken, diğer taraftan da yerli üretimi teşvik kararı alınmıştır. Ocak 2011’de Resmi Gazete’de yayımlanan Yenilenebilir Enerji Kanunu (YEK) ile hem mevcut durum bertaraf edilmiş, hem de yerli yatırımcı teşvik edilmiştir [Ek 1]. Ağustos 2011 itibarı ile 51000 MW civarı olan kurulu gücümüzün yaklaşık %3’ü olan 1800 MW civarında bir kurulu RES vardır[1].

yerleştirilebileceğinden, minimum maliyeti garanti etmez. Aynı zamanda eğer santral yük merkezinden uzakta inşa edilmiş ise, iletim hattı kayıpları oldukça yüksek olacaktır ve bundan dolayı santral fazlaca zararda olacaktır. Bu sebeplerle problem, toplam işletim maliyetinin minimum yapılması için, farklı santrallerin ne kadar üretim yapacağına karar vermektir. İşletim maliyetleri, üretim takvimlendirmesinde oldukça önemli bir rol oynamaktadır.

Bütün pratik durumlarda i. jeneratörün yakıt maliyeti gerçek enerji üretiminin ikinci dereceden bir fonksiyonu olarak denklem 1 gibi gösterilir[2]:

Tablo 2. Yıllara Göre Türkiye RES Miktarı

Yıl 2000 2004 2005 2006 2007

MW 19 20 20 50 147

Yıl 2008 2009 2010 2011

MW 458 801 1329 1800

Şekil 2. 2010 yılı Türkiye enerji portföyü.

Rüzgâr türbinlerinde üretim anlık olarak belirlendiği için, üretim tahminleri açısından son derece zor olduğu gibi, enerji yönetimleri açısından da çözülmesi gereken çetin bir problemdir. RES’ler sisteme dâhil olmadan önce de, bir şebekenin en ekonomik şekilde nasıl yönetilebileceği, minimum maliyetin nasıl bulunacağı oldukça önemlidir. Bu işletim planlaması genel olarak; ekonomik yük dağıtımı, bakım programının yapılması, en iyi grup belirleme, reaktif gücün dağıtımı, spot fiyatın belirlenmesi gibi konulardan oluşur. Bu tez, ekonomik yük dağıtım probleminin çözüm metotları ve her bir metot için belirli bir RES mevcudiyetinin bu probleme etkisi üzerine yapılan bir çalışmadır. Enerji sistemlerinde ekonomik yük dağıtımı problemi, enerji santrallerine ait büyük ölçekli kısıtlamalardan meydana gelir. Burada amaç mümkün olan en küçük zaman dilimine ait talep edilen enerji miktarını karşılayabilmek için, her bir santral veya jeneratöre düşen üretim miktarının en ekonomik şekilde belirlenmesidir. Bu hesaplanırken, yüke, enerji sisteminin fiziksel limitlerine ve her bir jeneratörün limitine bağlı olarak maliyeti minimize etmek gerekir. Ekonomik yük dağıtımında maliyeti minimize etme işlemi, optimizasyon yöntemleri kullanılarak çözülür. Bu analize rüzgâr elektrik santrallerinin dâhil edilmesi ise bu yöntemlerle entegre olarak yapılmaktadır.

EKONOMİK YÜK DAĞITIMI PROBLEMİ

Bir elektrik üretim santralinin minimum maliyetle çalışabilmesini etkileyen jeneratörlerin işletim verimleri, yakıt maliyetleri ve iletim hattı kayıpları gibi bazı faktörler vardır. Sistemdeki en verimli jeneratör bile, belki de yakıt maliyeti yüksek olan bir yere

İletim hattı kayıplarının ekonomik yük dağıtımı problemine dâhil edilmesiİletim uzaklığı kısa olduğu zaman ve yük yoğunluğu yüksek olduğu zaman, iletim hattı kayıpları ihmal edilebilir ve üretimin optimum dağıtımı, bütün santrallerin eşit artan maliyet üretimiyle işletimi başarılabilir. Ancak büyük bir enterkonnekte sistemde enerji düşük yoğunlukla uzun mesafelere taşınmakta, iletim hattı kayıpları optimum dağıtımda temel faktör ve etki olmaktadır. Bu toplam iletim hattı kayıplarını açıklamak için ortak olarak kullanılan jeneratör güç çıkışının ikinci dereceden bir fonksiyonu denklem 3’te gösterilmektedir.

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)

Fi = ai + biPi + ciPi2

RÜZGÂR ENERJİ SANTRALLERİNİN EKONOMİK YÜK DAĞITIMI MODELLERİNDE GÖSTERİMİ

Çoğunlukla en ortak gösterim, üretim seviyelerinin sabit zaman dizileri şeklinde ya da sıfır değişkenli maliyet kaynağı veya direkt olarak yük düzeltimi şeklindedir. Bu gösterim sadeliğin üstünlüğüne ve uygulama kolaylığına sahiptir. Özel mantık ya da analistler için hâlihazırda uygun olan herhangi dağıtım modellerinde değişim içermiyor. Şu ikisini akılda tutmakta önemli fayda var ki; bu gösterimin imaları ve limitleri.

Rüzgâr enerji santrallerinden üretilen gücün (Pw), ekonomik yük dağıtımı modelinde gösterimi denklem 5’te gösterildiği gibi formüle edilmektedir[3]:

PARÇACIK SÜRÜ OPTİMİZASYONU

Parçacık Sürü Optimizasyonu (PSO) kavramı esasında sosyal yaşamın basitleştirilmiş bir benzetimidir. Daha sonra bu benzetim bir optimizasyon yöntemi olarak kullanılmaya başlanmıştır. PSO, kuş ve balık sürülerinin iki boyutlu davranışlarını esas almaktadır. Kuşların uzayda, yerini bilmedikleri yiyeceği aramaları, bir probleme çözüm aramaya benzetilir. Kuşlar yiyecek ararken yiyeceğe en yakın olan kuşu takip ederler. Parçacık olarak adlandırılan her tekil çözüm, arama uzayındaki bir kuştur. Parçacık hareket ettiğinde, kendi koordinatlarını bir fonksiyona gönderir ve böylece parçacığın uygunluk değeri ölçülmüş olur.

PSO’nun ana fikri, popülasyondaki bireyler arasındaki sosyal bilgi paylaşımını geliştirmektir. Her bir bireye parçacık denir ve parçacıklardan oluşan popülasyona da sürü ismi verilir.


219

PSO’da kullanılan terimler aşağıdaki gibi açıklanmaktadır:• Pozisyon Vektörü (Parçacık): Xik ile ifade edilir, problem

boyutu (j) kadar eleman içerir. Pozisyon vektörü, problemi ifade etmekte kullanılır. Parçacığın pozisyon vektörünün sürü içerisinde gösterimi Xi=[ Xi1k, Xi2k,….. Xijk] şeklindedir. Burada yer alan Xi1k k. iterasyonda i. parçacığının pozisyon vektöründeki birinci elemanını gösterir.

• Hız Vektörü (Hız): Parçacığın bir sonraki konumunu belirleyen parametrelerinden biri olan hız vektörü Vik ile ifade edilir. Parçacığın hız vektörü sürü içerisinde, Vi=[ Vi1k, Vi2k,….. Vijk] şeklinde gösterilir. Burada yer alan Vi1k k. iterasyonda i. parçacığın hız vektöründeki birinci elemanını gösterir. Hız vektörü değerleri [-Vmax, Vmax] arasında sınırlandırılabilir.

• Yerel En İyi Değer (Pbest): i. parçacığın o ana kadar elde edilmiş en iyi amaç fonksiyonu değeridir.

• Yerel En İyi Komşular: Yerel en iyilere karşılık gelen vektördür. i. parçacığın yerel en iyi komşuları pi = [pi1, pi2,….. pij] şeklinde ifade edilir.

• Küresel En İyi Değer (Gbest): Elde edilen en iyi amaç fonksiyonu değeridir.

• Küresel En İyi Komşular: Küresel en iyi değerinin pozisyon değerleridir. G = [g1, g2,….. gj]

• Atalet Ağırlığı: Bir önceki hız vektörünün mevcut hız vektörü üzerindeki etkisini kontrol eden parametreye atalet ağırlığı denir. (Kennedy vd., 2001).

Genel PSO algoritmasının benzetim kodu Şekil 3’te gösterilmek-tedir.[4]

>> Parametreleri Belirle >Başlangıç Popülasyonunu Oluştur >Her bir Parçacık İçin >{Amaç Fonksiyon Değerlerini Bul >Yerel En İyiyi Bul} >Küresel En İyiyi Bul >Yap >{ Her bir Parçacık İçin{ >Hız Vektörünü Güncelle Pozisyon >Vektörünü Güncelle >Amaç Fonksiyon Değerlerlerini Bul >Yerel En İyiyi Güncelle} >Küresel En İyiyi Güncelle } >Durdurma Kriteri

PSO, 6 jeneratörlü ve 40 jeneratörlü sistemlerde iletim hattı kayıpları ihmal edilerek, iletim hattı kayıpları dâhil edilerek ve sisteme % 10 oranında rüzgâr enerjisi dâhil edilerek ayrı ayrı çözülmüştür.

6 jeneratörlü sistemde PSO ile ekonomik yük dağıtımıBirinci test sistemi olarak 6 jeneratörlü bir güç sistemi seçilmiştir. Bu sistemde toplam talebin 900 MW olduğu varsayılmıştır. Matlab ortamında yazılmış PSO araç kutusu kullanılarak denklem 5’te gösterilen genel ekonomik yük dağıtımı hedef fonksiyonu minimize edilmeye çalışılmıştır.

data=[ 0.15247 38.53973 756.79886 10 125 0.10587 46.15916 451.32513 10 150 0.02803 40.39655 1049.32513 40 250 0.03546 38.30553 1243.5311 35 210 0.02111 36.32782 1658.5696 130 325 0.01799 38.27041 1356.65920 125 315];

Şekil 3. Parçacık Sürü Optimizasyonunun işleyişi.

Burada data matrisinde 1.2. ve 3. sütunlar jeneratöre ait Fiyat fonksiyonundaki a,b,c katsayılarını, 4.sütun jeneratörün minimum üretim sınırını, 5. sütun da maksimum üretim sınırını göstermektedir. Toplam talep edilen yükün 900 MW olduğu varsayılmıştır. ‘pso_Trelea_vectorized’ PSO araç kutusu fonksiyonu ile bu MATLAB programını çalıştırdığımızda, Tablo 3’teki sonuçlar elde edilmiştir.

Tablo 3. PSO ile 6 Jeneratörlü Sistemin İletim Hattı Kayıpları İhmal Edilerek Çözülmesi İle Elde Edilen Sonuçlar

MW

P1 032.5347526183441

P2 010.7964358662109

P3 143.5535882106358

P4 143.0427659309295

P5 287.2144025138377

P6 282.8580548580039

Ploss 0

F($/saat) 45463.49299865781

İletim hattı kayıpları dâhil edilerek 6 jeneratörlü sistemde PSO ile ekonomik yük dağıtımı6 jeneratörlü test sisteminde iletim hattı kayıplarını dâhil edersek, ekonomik yük dağıtımı hedef fonksiyonuna B-katsayı matrisi ekleyerek yeniden çözüm yapılır. Kullanılan B-katsayı matrisi aşağıdaki gibidir.B= 1e-4*[0.14 0.17 0.15 0.19 0.26 0.220.17 0.6 0.13 0.16 0.15 0.20.15 0.13 0.65 0.17 0.24 0.190.19 0.16 0.17 0.71 0.3 0.250.26 0.15 0.24 0.3 0.69 0.320.22 0.2 0.19 0.25 0.32 0.85 ]; MATLAB programını çalıştırdığımızda, Tablo 4’teki sonuçlar elde edilmiştir.

Toplam talep edilen yükün 900 MW olduğu varsayılan bu sistemde % 10’luk bir rüzgâr oranı ele alınmıştır. MATLAB programını çalıştırdığımızda, Tablo 5’teki sonuçlar elde edilmiştir.

Tablo 4. PSO ile 6 Jeneratörlü Sistemin İletim Hattı Kayıpları Dâhil Edilerek Çözülmesi İle Elde Edilen Sonuçlar

MW

P1 038.3497383627146

P2 020.9366884566837

P3 163.5294375022680

P4 152.9585381788470

P5 283.7552758256590

P6 272.2323726913150

Ploss 31.762051020605900

F($/saat) 47035.27162925420

Tablo 5. PSO ile 6 Jeneratörlü Sistemin İletim Hattı Kayıpları ve Rüzgâr Enerjisi Dâhil Edilerek Çözülmesi ile Elde Edilen Sonuçlar

MW

P1 034.3489705477019

P2 015.0771582401495

P3 143.5264293856791

P4 137.4843071711767

P5 259.8892969908653

P6 245.4482113551766

Ploss 25.774373695308608

Prüzgar 90

F($/saat) 42396.21503894174


220

40 jeneratörlü test sisteminde ise, iletim hattı kayıplarını ihmal ederek ekonomik yük dağıtımı hedef fonksiyonu MATLAB programında çalıştırıldığında Tablo 6’daki sonuçlar elde edilmiştir. 40 jeneratörlü test sisteminde iletim hattı kayıplarını ihmal ve rüzgâr enerjisini dâhil ederek, toplam talep edilen yükün 10500 MW olduğu varsayılmıştır. Bu sistemde de % 10’luk bir rüzgâr oranı alınmıştır. MATLAB programını çalıştırdığımızda, Tablo 7’deki sonuçlar elde edilmiştir.

SONUÇLAR

6 jeneratörlü güç sistemi için yapılan çözümlerin doğruluğunu görebilmek adına 2007 yılında yayınlanan C.Palanichamy ve N.Sundar Babu’nun makalelerinde vermiş oldukları veriler kullanılmıştır. Aynı zamanda bu veriler kullanılarak yapılan ekonomik yük dağıtımı problemi de karşılaştırılmıştır. İletim hattı kayıplarının ihmal edildiği ve analitik çözüm metodunun kullanıldığı C.Palanichamy ve arkadaşına ait olan makalede oluşan maliyet 45463.42 $/saat’dir[5]. Tablo 3 ile karşılaştırıldığında çok yakın değerde olduğu görülmektedir. 40 jeneratörlü sistem için ise maliyet katsayıları K.Chandram ve arkadaşlarının 2009 yılında yazmış oldukları makaleden alınmıştır. Bu makalede aynı sistem için yapılan eşit gömülü algoritma metodu ile yaptıkları çözümde maliyeti 143934.67 $/saat olarak hesaplamışlardır[6]. Tablo 6’da elde edilen sonuç ile karşılaştırıldığında, PSO ile yapılan çözümün daha iyi olduğu görülmüştür. İki farklı sistemde yapılan bütün çözümlerin asıl amacı rüzgar enerji santrallerinin ekonomik yük dağıtımındaki etkisini gösterebilmektir. Bu çözümlerde elde edilen sonuçlara bakıldığında rüzgar enerjisinin üretim maliyetleri üzerinde önemli oranda bir iyileştirmesi bulunmaktadır.

KAYNAKLAR

[1] M. DURAK, 2010. 2009 yılı sonu itibarı ile dünya ’da ve ülkemizde rüzgâr elektrik santral (res) projelerinin son durumu. ICCI 2010

[2] Allen J.Wood and Bruce F.Wollenberg, Power generation, operation and control. John Wiley, New York,1984

[3] T.Yalçınöz ve arkadaşları, 2011. Rüzgâr enerji santrallerinin ekonomik yük dağıtımı üzerine etkisi. Elektrik-Elektronik&Bilgisayar Sempozyumu, Elazığ

[4] Zwe-Lee Gaing, 2003. Particle swarm optimization to solving the economic dispatch considering the generator constraints. IEEE transactıons on power systems, vol. 18, no. 3, august 2003

[5] C.Palanichamy ve N.S. Babu,2008. Analytical solutiion for combined economic and emissions dispatch. Electric Power System Research 78, pp1129-1137

[6] K.Chandram et al. 2009.Equal embedded algorithm for economic dispatch with generator constraints. Istanbul University, Journal of electrical and electronics engineering. Volume 9, Number 1. Pp.833-840

SUMMARY

The cost of energy generation is the most important factor that must be minimum. Rivalry market conditions, energy efficiency,

Tablo 6. PSO ile 40 Jeneratörlü Sistemin İletim Hattı Kayıpları İhmal Edilerek Çözülmesi ile Elde Edilen Sonuçlar

MW

P1 079.9996503927206

P2 119.9962343734044

P3 190.0000000000000

P4 041.9999999927188

P5 041.9999999817148

P6 139.9998458852143

P7 299.9982532182478

P8 299.9999998418224

P9 299.9999485618189

P10 279.2202057984077

P11 324.7340831624474

P12 316.3134046290203

P13 455.8353880138222

P14 482.9555739436596

P15 495.1366750351821

P16 493.6968398434420

P17 490.2145192421406

P18 499.9999999901402

P19 499.9998606159897

P20 549.9999999983645

P21 549.9961865441021

P22 549.9999270742991

P23 549.9999643408293

P24 549.9996078664429

P25 549.9994181263521

P26 549.9998833915548

P27 549.9988234891010

P28 012.2451797320296

P29 012.3745623639481

P30 012.2845592587202

P31 020.0000001118531

P32 020.0006440939279

P33 020.0000651631406

P34 020.0.000021039699

P35 018.0006438181029

P36 018.0000497931037

P37 020.0000000005672

P38 025.0000000000000

P39 025.0000000172105

P40 025.0000000202969

Ptoplam 10500

F 1.43930.3747952047

running out and being expensive of fossil fuels are the most important causes for making this factor to minimize as much as it can be. The best way for reduction of energy costs is giving a good penetration to the renewable energy sources in energy portfolio.Although wind energy is an irregular source, improvement of its technnology made it favorite of the renewable energy sources.

In this paper, Particle Swarm Optimization, method is applied to systems with 6 generators and 40 generators. The situations that adding transmission losses and wind energy, are explored.

Tablo 7. PSO ile 40 Jeneratörlü Sistemin İletim Hattı Kayıpları İhmal ve Rüzgâr Enerjisi Dâhil Edilerek Çözülmesi ile Elde Edilen Sonuçlar

MW PSO

P1 0.799999999999608

P2 1.199998390112197

P3 1.899993507746522

P4 0.419813094140910

P5 0.417356696306527

P6 1.399899999525030

P7 2.999999999999878

P8 3.000000000000000

P9 2.999925010299975

P10 1.597551841538724

P11 1.712351443129339

P12 1.873175964095637

P13 2.735868916754624

P14 3.715244138968414

P15 3.701808486228359

P16 3.685848993885799

P17 3.906954058999984

P18 5.000000000000000

P19 4.999999991381546

P20 5.499999915064750

P21 5.499985893628381

P22 5.499999999772681

P23 5.499999752373931

P24 5.499999999264338

P25 5.499999944148132

P26 5.499992504137001

P27 5.499999975426627

P28 0.107968636224100

P29 0.105564811738252

P30 0.110669134112242

P31 0.200000001168218

P32 0.200006532142436

P33 0.200001915829667

P34 0.200001291632394

P35 0.180007122882685

P36 0.180000000000000

P37 0.200010682494131

P38 0.250001354583479

P39 0.250000000058350

P40 0.250000000205025

Prüzgar 1050

F 1.277017292006860E+005


221


Nurkan BAYKARAEnergy Square llc

Küresel ısınma ve iklim değişimi, neden olan kim ya da ne olursa olsun, atmosferde sera gazlarının önemli ölçülerde artması ile doğrudan ilişkili olan ve tüm insanlığı ciddi bir şekilde tehdit eden bir çevre sorunudur.

Küresel ısınma, kabaca kademeli olarak yer kürenin sıcaklığının artması olarak tanımlanabilir. Bu artışı etkileyen temel faktör ise, atmosferde giderek oranı yükselen sera gazlarıdır. Karbondioksit, su buharı, metan, azot oksit, kloroflorokarbonlar gibi başlıklar altında çeşitlenen sera gazları, güneş ışınlarının soğurulmasına yol açarak yerkürenin ısınmasına yol açmaktadır. Bu gazlar içinde karbondioksit gazı % 80 oranında paya sahip olduğu için küresel ısınma sorununda öncelikli rol atmosferdeki karbondioksit oranının artışına aittir. Bu yüzden küresel çaptaki bu gelişmelere paralel olarak giderek çevre bilincinin açığa çıkması ve çevresel bozulmanın yerküre üzerindeki tüm varlıkları olumsuz yönde etkilediğine dair farkındalık gittikçe önem kazanmaktadır.

Her birimiz, bilinçli ya da bilinçsiz küresel ısınmanın birer sorumlusuyuz. Suçu fabrikalarda, büyük firmalarda aramaya gerek yok; günlük yaşantımızdaki tercihlerimizle atmosferde sera etkisine sebep oluyoruz. Karbon ayak izi ile artık ne kadar karbondioksit (CO2) salımı yaptığımızı ölçmek ve bunu en aza indirmek elimizde.

KARBON TİCARETİ

“Karbon ticareti” hızla büyüyen multi milyar dolarlık uluslararası bir pazar olarak ortaya çıktı ve şu an “karbon” olarak adlandırılan sera gazlarını kontrol altında tutmanın, azaltmanın ve sürdürülebilir kal-kınmayı finanse etmenin en etkin yolu olarak görülüyor.

Karbona havayı kirletmesi sebebiyle ekonomik/parasal bir değer veri-liyor ve insanlar, şirketler ve/veya hükümetler bunun ticaretini yapıyor. Bir başka deyişle, karbon satın alan ülkeler onu yakma hakkını almış oluyor ve karbonu satan ülkeler ise onu yakma hakkından vazgeçmiş oluyor. Bu sebeple karbon pazarı, karbonun alım ve satımını kolay-laştırmak için oluşturulmuş bir ortam. Böylece, sera gazı salım kotala-rını aşmak üzere olan işletmeler ve hükümetler, karbon kredileri satın alabiliyor. Bu krediler daha sonra küresel ısınmayla mücadele etmeyi amaçlayan projelerde kullanılabiliyor.

• Bugün işe nasıl gittiniz? Özel aracınızla mı toplu taşıma aracı ile mi?

• Bugün kaç saat bilgisayar kullandınız? • Bugün tenceredeki yemeğiniz kaç saatte pişti?

Bu sorulara vereceğiniz cevapların dünyamıza ne ölçüde etki edeceği aklınıza gelir miydi? “Karbon ayak izi” olarak tanımlanan ve çevreci gönüllüler tarafından yeni yeni kullanılmaya

başlanan ölçüm sistemleri arasında bulunan Carbonmarks ile siz de dünyaya ne kadar zarar verdiğinizi hesaplayabilirsiniz.

Haydi, siz de çevreye karşı sorumluluğu ele alın, zararınızı en aza indirgemek için vaktinizi ayırın ve farklılığınızı tüm sosyal platformlarda paylaşın. Kısacası; artık zamanı geldi, dünya için iyi bir şey yapın, Carbonmarks ile karbon ayakizinizi azaltın!


222

Carbonmarks: Karbon emisyonlarını hesaplamanın yanında gözlemlemeye de olanak tanıyan çevre dostu yenilikçi çözüm.

Hedefimiz: Milyonlarca insanın karbon ayak izini azaltmasına yardımcı olmak, organizasyonların karbon kimlikleri sayesinde daha fazla gelişmelerine olanak tanımak ve karbon nötr olabilmelerini sağlamak

ÖLÇÜLEN KONTROL EDİLİR(What Gets Measured, Gets Managed)

Bir şirketin veya kuruluşun sera gazı envanterini kullanılabilir hale getirebilmesi için bu envanter bağımsız denetleyici bir kuruluş tarafından doğrulanmalı ve belgelendirilmelidir.

Ürün ve servis hizmeti bazında karbon ayak izini azaltmak ve/veya karbon nötr olabilmek gerek yatırımcıların gerekse tüketicilerin gözünde şirketlerin marka değerini yükseltecektir.

Yatırımcılar yatırımlarını iklim değişikliği ile ilgili riskleri doğru yöneten şirketlere yönlendirecektir. Karbon nötr hedefi koyan firmalara dönük teşviklerin yaygınlaşması beklenmektedir.

müşterilerinize, iş ortaklarınıza çevreye olan duyarlılığınızı gösterin!

Sürekli ve anında güncellemeyi garanti eden Carbonmarks sayesinde hem harcamalarınızdan hem de emisyonlarınızdan tasarruf ederek karbon ayak izinizi görünmez kılabilirsiniz.

Bulut sistemini kullanan Carbonmarks, kişilere aynı zamanda bir sosyal platform olanağı da sağlıyor.

Bilgisayar tabanlı uygulamaların yanında mobil uygulamalar zamanımızın vazgeçilmez bir parçası haline gelmiştir. Carbonmarks tek bir tıkla sizin kendi adımlarınızı izlemenizi sağlar.

Ayrıca, ücretsiz iframe’ler, widget’lar ve uygulamalar web, intranet ve extranet’e sorunsuz uyum sağlamaktadır.

Dünyaya Etkimiz Nedir?Bireyler için ücretsiz kullanım imkanı sayesinde karbon emisyonlarının azaltılmasını teşvik ediyoruz. Arkadaşlarınıza,


223

RÜZGAR TÜRBİNLERİNİN AEROELASTİK TASARIMI

Özgün KORUKÇUUludağ Üniversitesi Mühendislik Mimarlık FakültesiMakine Mühendisliği Bölümü

ÖZET

Rüzgar türbinlerinin tasarımında türbin bileşenlerine gelecek statik ve dinamik yüklerin belirlenmesi gerekmektedir. Kule ve kanatlara gelen aerodinamik yükler, bu bileşenlerde zaman içerisinde yorulmaya neden olur. Rüzgar türbinlerinin çalışma ömürleri 20 sene gibi uzun bir zaman olduğundan oluşabilecek her türlü yükün hesaplanması gerekmektedir. Bu çalışmada 5 MW kapasitesindeki bir rüzgar türbininin değişik koşullar altında maruz kaldığı yükler HAWC2 simülasyon yazılımında uygulanarak türbinin bu koşullar altındaki dinamik davranışları incelenmiştir. Türbülans ve aerodinamik etkilerin de göz önüne alındığı bir senaryo uygulanmıştır. Rüzgar türbininin değişik koşullar ve yükler için verdiği cevaplar elde edilmiştir.

GİRİŞ

Aeroelastisite bir akışkan içerisinde hareket eden esnek, katı bir yapının üzerine etki eden yapısal, aerodinamik ve ataletsel kuvvetlerin birbiriyle etkileşimini inceleyen bilim dalıdır. Rüzgar türbinlerinin kanatları üzerlerinden esen rüzgar sonucunda değişik yüklere maruz kalmaktadırlar. Bir rüzgar türbininin ortalama ömrünün 20 sene olduğu ve bir otomobilden daha fazla çalışma ömrü olduğu düşünülürse, türbin bileşenleri üzerine gelen yüklerin hesaplanması türbin tasarımı için oldukça önemlidir.

Rüzgar türbinlerinin dinamik davranışları için yazılmış aeroelastik kodlar rüzgar türbini tasarımında kullanılabilir. Bu kodlardan bazıları aşağıda sıralanmıştır[1]:

• ADAMS/WT (Automatic Dynamic Analysis of Mechanical Systems – Wind Turbine)-NREL

• Alcyone- Atina Teknik Üniversitesi• BLADED-Garrad Hassan• DUWECS (Delft University Wind Energy Converter Simulation

Program)• FAST (Fatigue, Aerodynamics, Structures, and Turbulence)-

NREL• FLEX5-Danimarka Teknik Üniversitesi

Danimarka Teknik Üniversitesine bağlı Risø Ulusal Laboratuvarı tarafından geliştirilen HAWC2 (Horizontal Axis Wind Turbine Code 2) 2003 senesinden beri geliştirilmekte ve rüzgar türbinlerinin zaman boyutundaki dinamik davranışlarını hesaplayan bir programdır[2].

HAWC2 programı ile aşağıdaki hesaplamalar yapılabilir:• Bir, iki, üç ya da daha çok kanatlı karasal rüzgar türbinlerinin

yapısal analizi,

• Kanat açısı değişken ya da sabit kanat açılı rüzgar türbinlerinin analizi,

• Gerdirme halatları ile desteklenen kulelerin analizi,• Tek ayak, üç ayak ya da kafesli destek üzerine oturan deniz

üstü rüzgar türbinlerinin analizi,• Yüzen rüzgar türbinlerinin analizi,• Aynı anda birden çok rotorun analizi,• Çoklu gövde formuna göre çok serbestlik derecesindeki

sistemlerin analizi,• Kanat Elemanı Momentum Yöntemi (BEM) kullanılarak yapılan

detaylı analizler,• Hidrodinamik hesaplamalar,• Su kinematiği,• Rüzgar, türbülans ve gölgeleme modelleri,• Kanat açısı ayarlama düzeneği kontrol sistemi ve değişken hız

kontrol sistemi ile kontrol edilebilen rüzgar türbinlerinin analizi.

Bu çalışmada 5 MW kapasitesindeki bir rüzgar türbininin değişik koşullar altında maruz kaldığı yükler ve türbinin bu koşullara verdiği cevaplar HAWC2 kodu kullanılarak hesaplanmıştır.

HAWC2 KODU VE HESAPLAMA YÖNTEMİ

HAWC2 kodu, bir rüzgar türbininde birbirine bağlı gövdeleri kullanarak yapısal ve dinamik analizler yapan bir programdır. Rüzgar türbinleri üreticilerinin türbinlerini sertifikalandırmak için kullandıkları programlar arasında yer almaktadır. Şu anda dünya üzerinden 100’den fazla kullanıcısı olduğu tahmin edilmektedir.

Yapının TanıtılmasıHAWC2 kodu, çoklu gövde formunda çalışır. Bu form birbirinden bağımsız yapısal nesnelerin birleştirilmesi esasına dayanır. Her gövde timoshenko kiriş elemanlarının birleşiminden oluşmaktadır. Türbin birbirlerine kısıt denklemleri ile bağlanan gövdeler olarak modellenir. Kısıtlar, bağlantı elemanı ya da rulman olabilir.

Hesaplamaları yapılacak rüzgar türbininin fiziksel boyutları belirlenir ve kulenin yer ile birleştiği yer genel koordinat sistemi olarak kabul edildikten sonra diğer bileşenler genel koordinat sistemine göre tanıtılır.

Türbin gövdelerinin yerleştirildiği koordinat sistemi Şekil 1’de gösterilmiştir.

Rüzgar ve TürbülansRüzgar türbinine gelecek aerodinamik yüklerin belirlenmesi için türbin üzerine gelen rüzgar profilinin ve türbülans yoğunluğunun bilinmesi gerekir. Aerodinamik ve türbülansın uyguladığı yükler özellikle kanatlar için çok önemlidir.


224

Ortalama rüzgar hızı, rüzgarın yüksekliğe göre değişimi, rüzgar yönü ve ortalama rüzgarın yatayla yaptığı açı aerodinamik yükleri etkilemektedir.

Türbülans hesaplamalarında ise rüzgarın estiği yöndeki türbülans yoğunluğu ile diğer yönlerin bağıl türbülans yoğunluğu ve türbülansın zaman serisi göz önünde bulundurulur. HAWC2 yazılımı türbülans modeli olarak Mann [3] modelini kullanmaktadır.

Aerodinamik yüklerin belirlenmesi için Kanat Elemanı Momentum Yöntemi[4] kullanılmıştır. Kanat Elemanı Momentum Yöntemi ile kanadın herhangi bir noktasındaki yük ve kanat boyunca oluşan yüklerin değerleri bulunabilmektedir.

Kontrol Türbinin kanat açılarının değiştirilmesi, aşırı rüzgar hızı değerlerinde çalışmayı durdurup frenlerin devreye girmesi, rüzgar yönünün değişmesi durumunda kendi ekseni etrafında dönmesi gibi mekanizmaları için kontrol sistemleri gerekmektedir.

Yük Durumları, Aşırı Yükler ve Yorulma AnaliziRüzgar türbinlerinin sertifikalandırılabilmeleri için belirli standartları sağlamaları gerekir. Bu standartlardan biri de IEC 61400-3 [5] standardıdır. Bu standarda göre herhangi bir rüzgar türbininin üzerine gelen yükler, uç koşullarda ortaya çıkabilecek ani yükler ile zaman içerisinde bu yüklerden kaynaklanan yorulma değerlerinin belirlenmesi gerekir. Değişik değerlerdeki yükler ve koşullar simüle edilip elde edilen sonuçlar standartlar ile karşılaştırıldıktan sonra türbinin üretimine izin verilmektedir.

NREL 5 MW Rüzgar TürbiniSimülasyonlarda kullanılan rüzgar türbini gerçekte olmayan kurgusal bir türbindir. Türbinin özellikleri aşağıdaki Tablo 1’de verilmiştir.

SONUÇLAR ve BULGULAR

Türbülanslı RüzgarRüzgarın türbülanslı olması ve kontrol ünitesinin devrede olduğu durumda türbinin verdiği cevaplar analiz edilmiştir. Ortalama rüzgar hızının 14 m/s olduğu durumda rüzgar hızı ve rotordan elde edilen güç Şekil 2 ve Şekil 3’te gösterilmiştir. Türbülanstan dolayı rüzgar hızının değişken olması rotordan elde edilen gücün de salınım yapmasına yol açmaktadır. Kanat açısının değişimi ve kanadın yer değiştirme değeri Şekil 4 ve Şekil 5’te verilmiştir.

Tablo 1. NREL 5 MW Rüzgar Türbini Karakteristikleri[6]

Anma Gücü 5 MW

Kanat Sayısı 3

Devreye Giriş 5 m/s

Devreden Çıkış 25 m/s

Rotor Çapı 123 m

Kule yüksekliği 88 m

Şekil 1. Türbin gövdelerinin yerleştirildiği koordinat sistemi. Şekil 2. Türbülanslı rüzgar durumunda rüzgar hızının zamana göre değişimi.

Aniden Gelen Kuvvetli RüzgarRüzgar 14 m/s ortalama hızla eserken aniden kuvvetli bir rüzgar gelmesi durumunda türbinin verdiği cevaplar analiz edilmiştir. Rüzgar hızı ve rotordan elde edilen güç Şekil 6 ve Şekil 7’de gösterilmiştir. Kanatlar üzerine gelen yük ve kanatların yer değiştirme değerleri Şekil 8 ve Şekil 9’da gösterilmiştir. Gelen kuvvetli rüzgarın etkisi ile kanat üzerinde rüzgar yönünde oluşan yük ve yer değiştirme değerleri iki katına kadar çıkmıştır.

Şekil 3. Türbülanslı rüzgar durumunda rotordan elde edilecek gücün zamana göre değişimi.

Şekil 4. Türbülanslı rüzgar durumunda kanat açısının zamana göre

değişimi.

Şekil 5. Türbülanslı rüzgar durumunda kanadın rüzgar yönündeki yer değiştirme değerinin zamana göre değişimi.

Şekil 6. Aniden gelen kuvvetli bir rüzgar durumunda rüzgar hızının zamana göre değişimi.


225

SONUÇ

Rüzgar türbinlerinin üretilmesi ve sertifikalandırılması sırasında belirli standart testlerin ve simülasyonların yapılması gerekmektedir. Aeroelastik rüzgar türbini kodları yardımıyla türbin bileşenleri üzerindeki aerodinamik, statik ve diğer yüklerin etkisi belirlenebilir.

Bu çalışmada NREL 5 MW rüzgar türbininin türbülanslı rüzgar olması ve türbin üzerine aniden kuvvetli bir rüzgar gelmesi durumları için iki ayrı koşulda simülasyon gerçekleştirilmiştir. Türbin ve bileşenlerinin bu koşullara verdikleri dinamik cevaplar incelenmiştir.

Türbin bileşenlerine gelen yükler türbin dayanımını ve ömrünü etkilemektedir. Çalışma ömürleri ortalama 20 yıl olan türbinlerde işletme sırasında oluşabilecek değişik koşulların neden olabileceği etkilerin önceden hesaplanarak olası kötü sonuçları engellemek tasarım sürecinde mümkündür.

KAYNAKLAR

[1] Ahlström A., “Aeroelastic Simulation of Wind Turbine Dynamics”, Ph.D. thesis, Stockholm, April 2005

[2] Larsen T. J., “How to HAWC2, user’s manual”, Risø-R-1597(ver 3-9)(EN), Risø National Laboratory, Roskilde, Denmark, December 2010

[3] Mann J., “Models in Micrometeorology”, Risø-R-727 (EN), Risø National Laboratory, Roskilde, Denmark, 1994.

[4] Hansen O. L. M., “Aerodynamics of Wind Turbines”, 2nd Edition, Earthscan, London, 2008

[5] IEC 61400-1 Ed. 3, Wind Turbines - Part 1: Design Requirements, 2005

[6] Jonkman, J, Butterfield, S., Musial, W., and Scott, G., “Definition of a 5-MW Reference Wind Turbine for Offshore System Development”, NREL/TP-500-38060, Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory, February 2009

SUMMARY

The lifetime of a wind turbine is approximately 20 years. Static and dynamic loads have serious impacts on wind turbines when they are operating. In the design of wind turbines it is a requirement to assess loads on wind turbine components. The produced wind turbine has to fulfill certain standards like IEC 61400-3 Design Requirements. Aeroelastic codes can simulate dynamic and static loads on a wind turbine. HAWC2 code is a tool that any desired scenario can be applied in the operation of a wind turbine. In this study dynamic responses of a 5 MW wind turbine were simulated for two scenarios. In the first scenario a turbulent wind with a mean speed of 14 m/s was sent to the turbine and in the second scenario a gust was sent to a turbine for 10 seconds. Power curve, loads on the blades and the deflection values of the blades were calculated.

Şekil 7. Aniden gelen kuvvetli bir rüzgar durumunda rotordan elde edilen gücün zamana göre değişimi.

Şekil 8. Aniden gelen kuvvetli bir rüzgar durumunda kanada rüzgar yönünde gelen yükün zamana göre değişimi.

Şekil 9. Aniden gelen kuvvetli bir rüzgar durumunda kanadın rüzgar yönündeki yer değiştirme değerinin zamana göre değişimi.


226

CATALYTIC OXIDATION FOR ELIMINATION OF HAZARDOUS OFF GASES EMISSIONS

Torben HANSEN Sales and Marketing Manager, HALDOR TOPSOE

Soner TETİK Turkey Sales Agent, HALDOR TOPSOE

ABSTRACT Catalytic Oxidation of Organic Contaminants in Industrial Off-GasesEver since industrial activities started causing environmental problems,efforts have been directed to limiting the emissions of solvents and other volatile organic compounds (VOCs) to the environment. Catalytic oxidation processes such as CATOX and REGENOX offer a convenient resource to reduction of VOC emissions while saving energy and minimising carbondioxide (CO2) emissions.Haldor Topsøe manufactures a wide range of catalysts for removal of VOCs by oxidation and has over the years gained comprehensive experience within selection of optimum catalyst type and operating conditions for removal of any VOC in a wide range of applications.

Traditionally, oxidation of VOCs has been carried out as a thermal combustion taking place at very high temperatures, typically 800-900°C. However, by means of Haldor Topsøe catalysts the required temperature can be lowered to 200-400°C. Needless to say, this reduction in temperature has great influence on economics and secondary emissions,in that:• fuel consumption is much lower (or even nil)• carbon dioxide (CO2) emissions are minimised• normal carbon steel can be used as construction material• production of secondary pollutants such as nitrogen oxides

(NOx)• and carbon monoxide (CO) is negligible• start-up time and flexibility are improved

The first Haldor Topsøe catalytic oxidation unit was installed in 1978. Since then, more than 350 units have been commissioned within a variety of industries all over the world.

INTRODUCTION

Typical ApplicationsCatalytic oxidation has proven its versatility in a long range of different applications:• Drying furnaces for offset printing, varnishing and painting • Acrylonitrile, phthalic and maleic anhydride, terephthalic acid,

olefine manufacturing plants• Polymer curing and baking processes• Industries producing H2S, NH3, HCN and CO containing waste

gases• Various other chemical and pharmaceutical industries

There are more than one million different organic compounds and all VOCs have different properties and require particular attention.

Based on a huge base of process data for catalytic oxidation of individual VOCs across different catalysts as exemplified in Figure 1 and combined with many years of industrial experience, Haldor Topsøe can help find the best solution based on information such as exhaust air flow, temperature, content of pollutants, energy costs, etc.

Even chlorinated compounds as well as sulphur and nitrogen containing compounds can be handled using Haldor Topsøe catalysts. When such compounds are burned catalytically, however, it may be necessary to remove the SO2, HCl and Cl2 formed by scrubbing.

The CatalystsHaldor Topsøe supplies several catalyst types depending on the properties and composition of the off-gas to be cleaned. The catalysts are based on metal oxides and precious metals, either alone or in combination.

LESSONS LEARNED AT HALDOR TOPSOE

All of Haldor Topsøe’s oxidation catalysts are based on proprietary formulations where the active metals are carefully dispersed in order to maximise catalyst activity. By optimising the use of expensive metals Haldor Topsøe is able to offer cost effective catalyst solutions for a wide range of industrial applications.

The catalysts may be supplied as either pellets or rings. Rings are for instance preferred where pressure drop and dust tolerance are of great importance whereas pellets are preferred at low temperatures where catalyst mass is important.

Figure 1. The Topsøe CATOX process uses an indirect heat exchanger, tubular or plate type. CATOX is the most widely used type of catalytic combustion units and is suitable for air with medium or high (typically 2-10 g/Nm³) concentrations of VOCs.

The Process


227

REFERENCES

Figure 2. The Topsøe REGENOX process uses direct, regenerative heat exchange in two or more beds of heat absorbing material and catalyst.The air flow direction changes several times per hour in order to maintain the temperature level in the central zone where the catalyst is located. REGENOX is well suited for air streams with low or medium (typically 0.3-4 g/Nm³) concentrations of VOCs and is able to operate without support heating at concentrations as low as 0.7 g/Nm³.

Cleaning of off-gas from MA plant.

1,900 Nm³/h CATOXunit at Hydrogas,Thailand.

Purification: Off-gas from metal lacquering.

85,200 Nm³/h CATOX unit, Lonza S.p.A., Scanzorosciate, Italy.

Compact CATOX units at Crown Cork, Crown Cork facilities in Rotterdam and Antwerp.

Purification of crude CO2 gases.

7,000 Nm³/h CATOX Unit at Climax Molybdenum B.V.

Purification of gas

containing ammonia.


228

PRODUCTION OF INNOVATIVE ENERGY SAVING MATERIAL FROM POOR QUALITY WOOL FIBERS

Arzu KURUSuleyman Demirel University, Textile Engineering Department

Prof. Dr. Şennur Alay AKSOYSuleyman Demirel University, Textile Engineering Department

Prof. Dr. Cemil ALKANGaziosmanpaşa University, Department of Chemistry

ABSTRACT

In this study, fibrous insulation materials with thermal energy storage property are produced to use in builds. For this reason, poor quality “Karakul wool” was used as fiber. Karakul fibers are produced from Karakul sheep living in Turkmenistan. These fibers can not be used to produce fabric and clothing because of their poor quality. The potential usage of the Karakul fiber has been investigated from time to time.

In this study, its usage as an insulation material is investigated to save energy in builds. Heat storage and thermoregulation properties were gained incorporating phase change materials to the wool fiber by means of some chemical reactions. Phase change materials are materials that can store or release the heat from the environment during phase change processes. These materials have been widely used in heating or air conditioning systems.

Poly(ethylene glycol), the most widely used polymer for thermal energy storage by phase changing was used because of its hydroxyl functionality at the chain ends. Different amount of PEG was applied to the fibrous material to monitor variation of phase change temperatures and enthalpies according to the amount of reacted PEG. Thermal conductivity, heat storage and thermoregulation properties of samples treated with PEG polymer and untreated references were measured. Heat conductivity of PEG applied wool was determined as 0,06 W/m°C. According to DSC investigation, PEG applied wool material stored 18-20 j/g between 19 and 22 °C as it released 13 and 15 J/g at around 13 °C. Thermo-regulating property of the materials was measured by using thermal camera. The temperature change against time on the surface of the reference and samples placed in insulated boxes was measured by thermal camera. Measurements were carried out at two different temperatures above and below phase transition. The samples were prepared pursuant to heat storing and releasing temperature of the materials and the temperature difference between the samples and reference was determined during measurement. According to the results, temperature of the samples treated with PEG are about 2,5-3 °C different from the temperature of the reference at the end of 20-minute measurement period.

Key Words: PEG, PCMs, Thermo-Regulating, Heat Insulation

1. INTRODUCTION

Thermal energy storage is to store energy for using later. One of the thermal energy storage methods is latent heat storage. Thermal energy storage in the form of latent heat has received

great attention because of high energy storing capacity[1]. Latent heat is stored by phase change materials. Phase change materials absorb or release the latent heat when they change from solid to liquid and vice versa. Latent heat storage can be used to keep the temperature constant at certain environment. Phase-change thermal energy storage systems offer other advantages, such as a small temperature difference between storage and retrieval cycles, small unit sizes and low weight per unit storage capacity[1]. Latent heat storage can be achieved through solid–solid, solid–liquid, solid–gas and liquid–gas phase change. However, solid–solid and solid–liquid phase change are generally used for latent heat storage. Phase change materials are classified two groups as organic and inorganic. Among the organic PCMs such as linear long chain hydrocarbons (paraffin), polyethylene glycol (PEG), fatty acids, paraffin and PEG are generally used.

PCMs are applied to the textiles to improve thermal clothing comfort and to produce thermo-regulating textiles. In this study, PEG 1000 is used to produce wool fibers with heat-storing property because of its enough latent heat capacity and a proper melting temperature. Therefore, both of production of high value-added energy saving materials from a cheap raw material and creation of alternative using filed for this wool fiber is aimed. Poly (ethylene glycol) polymers are solid-liquid PCMs. However, they can be applied to the textiles to make solid-solid phase change[5]. Literature survey indicates that PEG polymers with different molecular weight are applied to fibers or fabrics by using different methods. Vigo and his colleagues manufactured phase-change fibers by filling PEG into hollow fibers[6-7]. The same researchers also PEG grafted on the main chain of cellulose or cross-linked it on the surface of the fabrics made from chemical fibers[7-9].

The insulation effect achieved by the PCM is depending on temperature and time; it takes place only during the phase change and terminates when the phase change in all of the PCMs would complete. Since, this type of thermal insulation is temporary; therefore, it can be referred to as dynamic thermal insulation[1].

2. MATERIAL AND METHOD

2.1. Material PEG polymer with Mw of 1000 (Alfa Aesar) was used as PCMs. To graft PEG on to the fiber, Arkofix ELF (Clariant) as cross-linker was used. Arkofix ELF is a cross-linking agent with ultra-low amounts of formaldehyde. Karakul wool was used to produce fibrous insulation material.

2.2. Methods In the PEG application process to the fibers, PEG was dissolved in distilled water at the concentrations of 100 g/L and 200 g/L.


229

Arkofix EFL and MgCl2 were added as cross-linker and catalyst, respectively. Fibers were impregnated with an aqueous solution composed of PEG, cross-linker and catalyst during 1 hour and then dried at 120 °C.

PEG incorporated fibers was analyzed to determine phase change temperatures and enthalpies by DSC (Differential Scanning Calorimeter). Steady state thermal conductivity measurements of the wool fibers treated with PEG and untreated were carried by P.A. Hilton Heat Conductivity instrument (SDU, Mechanical Engineering Department). Thermo-regulating properties of PEG incorporated fiber was determined by using Thermal Camera (Flir System) supplied from Forest Industrial Engineering Department in SDU. Thermal camera measurements of the fibers were carried out at 38 °C and 6 °C that were above and below phase transition. Fibers placed in insulated boxes during measurement. The temperature change against time on the surface of the reference (untreated wool fibers) and samples (wool fibers treated with PEG 1000) placed in insulated boxes was measured by thermal camera. The samples were prepared pursuant to heat storing and releasing temperature of the materials and the temperature difference between the samples and reference was determined during measurement.

3. RESULTS AND DISCUSSION

According to steady state thermal conductivity test results, heat conductivity of PEG applied wool were measured as 0,06 W/m°C that was the same as that of untreated. Therefore it was concluded that PEG on to fiber did not change the thermal conductivity of the fibers.

DSC curves of PEG 1000 and PEG incorporated wool fibers were shown in Figure 1-3, respectively. DSC curve indicated that PEG 1000 stored 161.0218 J/g at 30.90 °C while it released -153.7586

J/g energy at 34.05°C. DSC curves in Figure 2 and Figure 3 indicated that energy storage capacity of wool fibers varied according to PEG amount applied. Melting enthalpies of the fibers having different amount of PEG were 18.4504 J/g at 19.54 °C and 20.8608 J/g at 22.64 °C, respectively. These fibers released -15.5992 J/g heat at 13.35°C and 13.5331 J/g at 13.70 °C.

Thermal camera measurement results that carried out at 38 °C were given in Figure 4 and Figure 5. The temperature change against time on the surface of the reference (untreated wool fibers) and samples (wool fibers treated with PEG 1000) were shown in these figures. Results indicated that temperature of the samples treated with PEG were about 2,5-3 °C lower than that of the reference at the end of 20-minute measurement period. This temperature difference was due to latent heat release property of PEG on the fibers and dependent on concentration of PEG.

Figure 1. DSC curve of PEG 1000.

Figure 2. DSC curve of wool fibers applied PEG 1000 at 100 g/L

concentration.

Figure 4. Temperature change curves against time on the surface of the reference untreated and samples applied PEG 1000 at 100 g/L concentration.


Figure 3. DSC curve of wool fibers applied PEG 1000 at 200 g/L

concentration.


230

Temperature measurement results performed at 6°C were given in Figure 6 and Figure 7. Results indicated that temperature of the samples treated with PEG were almost 1-1,5 °C higher than that of untreated reference at the end of 9-minute measurement period. This temperature difference was due to heat storage property of PEG on the fibers. After that temperatures were equalized to each other.

[4] Salaün F., Devaux E., Bourbigot S., Rumeau P., “Thermoregulating Response of Cotton Fabric Containing Microencapsulated Phase Change Materials, Thermochim. Acta V. 506, pp. 82–93, 2010.

[5] Ji H., Hao Y., Yanma C., Meifang Z., “Study on Phase-Change Characteristics of PET-PEG Copolymers” Journal of Macromolecular Science, Part B: Physics, V.45, pp. 615-621, 2006.

[6] Vigo T.L., Frost C.M., “Temperature Adaptable Textile Fibers and Method of Preparing Same” USP 4871615, 1989.

[7] Vigo T.L., Frost C.M. “Temperature Adaptable Hollow Fibers Containing Polyethylene Glycols” Journal of Industrial Textiles, V. 12(4), pp. 243-254, 1983.

[8] Vigo T.L., Frost C.M. “Temperature-Adaptable Fabrics” Textile Research Journal, V. 55(12), pp. 737-743, 1985.

[9] Bruno J. S., Vigo T. L. “Thermally Active Fabrics Containing Polyethylene Glycols” Journal of industrial textiles, V.16(4), pp. 264-274, 1987.



4. CONCLUSION

It was concluded from the preliminary results, this wool fibers have very high heat storage capacity that can be used for thermo-regulating insulation materials.

ACKNOWLEDGEMENT

We appreciate Dr. Ramazan Selver (SDU, Mechanical Engineering Department) and Dr. Ergün Güntekin (SDU, Forest Industrial Engineering Department) for their helps in our thermal conductivity and thermal camera measurements.

REFERENCES

[1] Mondal S., “Phase Change Materials for Smart Textiles” An overview. Applied Thermal Engineering, V.28, pp. 1536–1550, 2008.

[2] Tao X., “Smart Fibres, Fabrics and Clothing” Woodhead Publishing Limited, The Textile Institute, Cambridge, England, 2008.

[3] Mattila H.R., “Intelligent Textiles and Clothing” Woodhead Publishing Limited, The Textile Institute, Cambridge, England, 2006.


231

İKLİM DEĞİŞİKLİĞİYLE MÜCADELE VE TÜRKİYE

Alper SAKİTAŞMaden Tetkik ve Arama GenelMüdürlüğü, Jeoloji Etütleri Dairesi

Şükrü ŞAFAKMaden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü, Fizibilite Etütleri Dairesi

Sadi CİVELEKOĞLUMaden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü, Fizibilite Etütleri Dairesi

Türkiye, Hükümetler Arası Müzakere Komitesi’nin Mayıs 1992 tarihli New York toplantısındaki görüşmeler sonucunda, hem Ekonomik İşbirliği ve Kalkınma Örgütü (OECD) üyesi ülkeler ve ekonomisi geçiş sürecindeki ülkelerle birlikte Ek I listesine, hem de yine OECD ülkeleriyle birlikte Ek II listesine alınmıştır (Türkeş, 1995). Türkiye, Birleşmiş Milletler İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi (BMİDÇS)’nin eklerinde gelişmiş ülkeler arasında değerlendirildiği için ve bu koşullar altında özellikle enerji ile ilişkili karbondioksit (CO2) ve öteki sera gazı salınımlarını 2000 yılına kadar 1990 düzeyine indirmek ve gelişmekte olan ülkelere mali ve teknolojik yardımda bulunmak gibi yükümlülükleri yerine getiremeyeceği gerekçesiyle, BMİDÇS’yi Rio de Janeiro’da imzalamamış ve sonrasında da taraf olmamıştır. Türkiye yine de BMİDÇS sürecini izlemiş ve toplantılarda özellikle enerji ile ilişkili CO2 ve öteki sera gazı salınımlarını 2000 yılına kadar 1990 düzeyinde tutmasının olanaksız olduğunu söyleyerek, sözleşmenin her iki ekinden de çıkarılması koşuluyla BMİDÇS’ye taraf olma talebini yinelemiştir (Türkeş, 1995).

Aralık 1997’de Kyoto kentinde yapılan İDÇS 3. Taraflar Konferansı’nda, Turkey and Greenhouse Gas Emissions (Türkiye ve Sera Gazı Salınımları) başlıklı tutum kağıdı (FCCC/CP/1997/MISC.3) resmi belge olarak yayımlanmıştır (Çevre Bakanlığı, 1998). Çevre Bakanlığı’nın eşgüdümünde, ilgili kurum ve kuruluşların katılımıyla hazırlanan Turkey National Report on Climate Change (Türkiye İklim Değişikliği Ulusal Raporu), (Kasım 1998’de Buenos Aires’de yapılan 4. Taraflar Konferansı’nda, kayıtlara geçirilerek dağıtılmıştır. Türkiye, Kasım 2000’de yapılan 6. Taraflar Konferansı’nın 1. Bölümü’ne göre farklı bir yaklaşımla katılmıştır. Yeni yaklaşım, Ek II’den çıkmak ve ekonomisi geçiş sürecindeki ülkelere (Şekil 1) sağlananlara benzer kolaylıkların Türkiye’ye de sağlanması durumunda İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesine (İDÇS) Ek I ülkesi olarak taraf olmak kapsamında olmuştur. Bu yaklaşıma uygun olarak, Lahey Konferansı’nda, Türkiye’nin sanayileşmenin ilk aşamasında olduğu hatırlatılarak ve İDÇS’de belirtilen “ortak fakat farklılaştırılmış sorumluluk ilkesi” doğrultusunda, ekonomisi geçiş sürecindeki ülkelere sağlanan ayrıcalıklar gibi uygun koşullardan yararlanması koşuluyla, isminin Ek II’den silinerek Ek I’de kalması yönünde resmi bir değişiklik önergesi verilmiştir. Lahey Konferansı’nda alınan karar gereğince, Türkiye’nin Ek II’den çıkarak İDÇS’ye bir Ek I ülkesi olarak taraf olma isteği, Fas’ın Marakeş kentinde yapılan 7. Taraflar Konferansı’nda görüşülerek oybirliğiyle kabul edilmiş ve 26/CP7 numaralı kararla yasalaşmıştır (Türkeş, 2001).

1. TÜRKİYE VE KYOTO PROTOKOLÜ

2001 yılında Marakeş’te gerçekleştirilen 7. Taraflar Konferansı’nda alınan 26 numaralı karar uyarınca Türkiye’nin adı BMİDÇS Ek-II Listesinden çıkartılmış ve Taraflar Türkiye’nin özgün koşullarını tanımaya davet edilmiştir. Böylelikle Türkiye 24 Mayıs 2004

tarihinde, Sözleşme’nin Ek-I Listesindeki diğer ülkelerden farklı konumdaki bir Ek-I Ülkesi olarak Sözleşmeye katılmıştır.

Kyoto Protokolü 1997 yılında kabul edildiği sırada Türkiye henüz Sözleşme’ye taraf olmadığı için Kyoto Protokolü kapsamında Türkiye’ye özgü herhangi bir sayısallaştırılmış salım sınırlaması veya azaltılması belirlenmemiştir. Bu çerçevede Türkiye Kyoto Protokolü’ne henüz taraf değildi.

Özetle;Türkiye, 2001 yılında kabul edilen 26/CP/7 numaralı karar • uyarınca Sözleşme Ek-1’de, diğer ülkelerden farklı bir konumda yer almaya hak kazanmış ve 2004 yılında da Sözleşmeye katılmıştır. Türkiye, ABD ve Avustralya gibi Kyoto Protokolü’nü • reddetmemiştir. Sadece, diğer tüm ülkeler gibi, BMİDÇS kapsamında yürütmekte olduğu çalışmaların bir sonraki aşaması olarak değerlendirmeye devam etmektedir.

Son olarak uzun süredir değerlendirmesine devam edilen Kyoto Protokolü, TBMM tarafından 5 Şubat 2009 tarihinde onaylanarak yürürlüğe girmiştir.

2. KYOTO PROTOKOLÜ IŞIĞINDA TÜRKİYE’NİN AB UYUM SÜRECİ Türkiye’nin, özellikle Avrupa Birliği’ne tam üyelik sürecinde önemli bir ön koşul sayılabilecek Kyoto Protokolü’ne taraf olması bekleniyordu. 3 Ekim 2005 tarihinde müzakere aşamasına geçen Türkiye’nin Avrupa Birliği’ne katılma süreci de Kyoto Protokolü konusundaki strateji belirlenirken ele alınacak en önemli parametrelerden birini oluşturuyordu. Bu süreçte, aşağıdaki veriler dikkatle değerlendirilmelidir.

Şekil 1. BMİDÇS taraflarının şematik gösterimi

(http://www.iklimlerdegisiyor.info).


232

Avrupa Birliği(AB), üyelik sürecindeki tüm ülkelere, AB’nin • taraf olduğu uluslararası sözleşmelere katılma koşulunu ortaya koymaktadır. Ancak ülkelerin bu sürece nasıl katılacaklarına ilişkin ulusal politikalarına doğrudan müdahalede bulunmamaktadır. 2004 yılında üye olan 10 yeni ülke içerisinde Polonya ve Macaristan (-%6), GKRY ve Malta (hedefleri yok), diğerleri (-%8) olmak üzere 3 farklı ülke grubu yer almaktadır. Ayrıca üyelik sürecinde olan Hırvatistan da daha farklı bir hedef (-%5) belirlemiştir. Avrupa Birliği, kendi birlik politikasını belirlerken de ulusal • öncelikleri göz önünde bulundurmuş ve Uyum Fonu kapsamındaki 4 ülkeye (İspanya, Portekiz, Yunanistan ve İrlanda) özel bir uygulama getirerek AB Balonu içerisinde salınım artırma hakkı tanımıştır. 2012 sonrası yükümlülük dönemi için AB yükümlülüğü en az • 25 üyeyi kapsayacak şekilde belirlenecektir. 2012 sonrası AB Balonu içinde mevcut ülkeler ile üyelik sürecindeki diğer ülkelerin ne tür bir yük paylaşımı içerisinde olacakları henüz belli değildir. Türkiye’nin olası AB üyeliğinin en erken 2013 yılından son-• rası için geçerli olması, Türkiye’nin 2008-2012 ve 2012 sonrası dönemler için farklı stratejiler izlemesine olanak sağlamaktadır.

2012 sonrasında alınacak yükümlülüklerle ilgili olarak süre, kapsama girecek ülkelerin sayısı ve ülkelerin ulusal yükümlülüklerine dair soruların yanıtları halen belirsizdir. Hem uluslararası hem de AB içinde görüşmelerin devam etmesi nedeniyle, sürece (2012 sonrası görüşmelere) katılmamız halinde en uygun pozisyonun elde edilmesi mümkün olabilir.

3. GENEL DURUM

BMİDÇS Sekretaryası’nın her yıl düzenli olarak yayınladığı değerlendirmeler kapsamında, ilk defa 2006 yılında Türkiye’nin verileri diğer ülkelerle karşılaştırmalı olarak ele alınmıştır (EEA, 2007). Bu kapsamda, Türkiye’nin 1990-2006 yılları arasında Ek-I ülkeleri arasında en yüksek sera gazı salınımı artışı oranına sahip ülke olarak ortaya çıkması, ulusal ve uluslararası kamuoyu tarafından dikkatle izlenmiştir.

Sera etkisi yaratan gaz salınımı artış oranlarıyla ilgili Birleşmiş Milletler raporlarına göre, Türkiye 1990-2004 yılları arasında 40 ülke arasında % 72.6 artışla birinci sırada yer aldı. Sera gazı envanteri sözleşmesini imzalamasından 14 yıl sonra, 2006 yılında, Birleşmiş Milletler’e sunabilen Türkiye’nin bu bilgiler kapsamında 1990-2004 yılları arasında sera gazlarını 170 milyon tondan 357 milyon tona çıkardığı görülmektedir, yani % 110 oranında artışla rekor kırmıştır. Bu rakamlarla Türkiye’nin payı da % 1,3’e çıkmakta ve Avustralya’ya yaklaşmaktadır. Bu nedenle Türkiye’nin bu oranın büyüklüğüne rağmen protokole imza atmamış olması o günlerde eleştirilmişti.

Bu açıdan bakıldığında, örneğin 1990-2002 yılları için Ek-I dışı ülkeler arasında bir değerlendirme yapıldığında, Türkiye’nin gerek toplam artış gerek artış oranı açısından daha alt sıralarda yer aldığı gerçeği de ortaya konulmalıdır. Özellikle, Kyoto Protokolü’nün 2012 sonrası döneminde ülkeler için yükümlülükler belirlenirken, kişi başına düşen sera gazı salınımı, toplam sera gazı salınımı, geçmişten günümüze gerçekleşen toplam sera gazı salınımı, sektörel karbon yoğunluğu gibi pek çok göstergenin dikkate alınması gerekmektedir (Şekil 2).

Türkiye’nin sera gazı salınımı 170,1 milyon ton CO2 eşdeğeri olduğu 1990 değerinden % 95,1 oranında artarak 2006 yılında 331,8 milyon ton CO2 eşdeğerine çıkmıştır. 2002-2006 arasında ortalama CO2 salınımı değeri 299,5 Mt CO2 eşdeğeridir ve 1990 yılına göre % 76,1 oranında artmıştır. Bu artış eğilimine göre sera gazları salınımının 2010 yılında 336,1 Mt CO2 eşdeğeri ve 2020 yılında da 538,2 Mt CO2 olacağı öngörülmektedir. Kişi başına düşen sera gazı salınımı ise 791,4 g CO2 eşdeğeri/euro ve sera gazı salınımı da 4,6 t CO2 eşdeğeri ve 1990-2006 arasında kişi başına 1,5 t CO2 eşdeğeridir (EEA, 2007).

Genel anlamda, pek çok göstergenin toplam değerinde artış 1) eğilimi vardır. Sektörel olarak ele alındığında, 2) tarım sektörü hem toplam salınım miktarı hem de değişim oranı açısından azalma gözlenen tek sektördür. En yüksek artış oranı atık sektöründe gözlemlenmektedir.Ulaştırma dışında enerji temini ve kullanımının dahil olduğu 3) enerji sektöründe en yüksek toplam salınım artışı elde edilmiştir. Ancak sanayi sektöründeki artış oranının enerji sektöründen daha yüksek olması dikkat çekicidir.

KAYNAKLAR [1] Çevre Bakanlığı, 1998. Turkey National Report on Climate

Change, Ankara.[2] EEA, 2007. Turkey - Greenhouse gas profile – Summary

1990 – 2020. <http://www.eea.europa.eu/themes/climate/ghg-country-

profiles/tp-report...profiles/turkey-greenhouse-gas-profile-summary-1990-2020.pdf> (10.1.2009)

[3] Türkeş, M. 1995. İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi ve Türkiye. Çevre ve Mühendis, TMMOB Çevre Mühendisleri Odası, 9: 16-20, Ankara.

[4] Türkeş, M. 2001. Küresel iklimin korunması, İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi ve Türkiye. Tesisat Mühendisliği, TMMOB Makina Mühendisleri Odası, 61 No’lu Yayın, 14-29, İstanbul.

[5] Türkiye’de İklim Değişikliği Politikalarının Tanıtılması Projesi web sayfası:

<http://www.iklimlerdegisiyor.info> (31.1.2009)

Şekil 2. Türkiye’de sera gazı salınımlarının sektörel eğilimleri (EEA,

2007)

�� !��"�"#

�� $ �� !��"�#�$��$��%&'&(&)&�#��*��)%&+++�� ,�� -��

��