türkiye cumhuriyeti çukurova üniversitesi sosyal bilimler enstitüsü

TÜRKİYE CUMHURİYETİ
ÇUKUROVA ÜNİVERSİTESİ
SOSYAL BİLİMLER ENSTİTÜSÜ
İKTİSAT ANABİLİM DALI
YENİLENEBİLİR ENERJİ EKONOMİSİ : TÜRKİYE (MODELLEME),İSRAİL
VE İSPANYA ÖRNEĞİ
Nigar GÖKPINAR
YÜKSEK LİSANS TEZİ
ADANA, 2010
TÜRKİYE CUMHURİYETİ
ÇUKUROVA ÜNİVERSİTESİ
SOSYAL BİLİMLER ENSTİTÜSÜ
İKTİSAT ANABİLİM DALI
YENİLENEBİLİR ENERJİ EKONOMİSİ : TÜRKİYE (MODELLEME),İSRAİL
VE İSPANYA ÖRNEĞİ
Nigar GÖKPINAR
Danışman : Prof. Dr. Mahir FİSUNOĞLU
YÜKSEK LİSANS TEZİ
ADANA, 2010
i
ÖZET
YENİLENEBİLİR ENERJİ EKONOMİSİ: TÜRKİYE, İSRAİL ve İSPANYA
ÖRNEĞİ
Nigar GÖKPINAR
Yüksek Lisans Tezi, İktisat Anabilim Dalı
Danışman: Prof. Dr. Mahir FİSUNOĞLU
Eylül 2010, 121 Sayfa
Geçmişten günümüze gelişen teknoloji ve nüfus artışı, enerjiye olan talebi
arttırmıştır. Gelecekte ise bu artışın devam edeceği öngörülmektedir. Artan enerji
talebini karşılamak için enerji piyasasına yeni etmenler (yenilenebilir enerji kaynakları)
eklenmektedir. Bu etmenlerin enerji piyasasına etkisi ve çevre konularındaki toplum
duyarlılığı problemi oldukça karmaşık hale getirmektedir.
Bu tez çalışmasında ileriye yönelik yenilenebilir enerji kaynaklarının
kullanılmasının ekonomiye katkısı incelenmiş ve doğrusal yeniden düzenleme koordinat
yöntemle modelleme yapılarak güneş enerjisinden elektrik enerji üretim maliyeti
hesaplanmış
ve
diğer
kaynaklardan
üretilen
elektrik
enerjisi
maliyeti
ile
karşılaştırılmıştır. Ayrıca alınan sonuçlar güneş enerjisi kullanımında önemli aşama
kaydetmiş İspanya ve İsrail’deki örneklerle karşılaştırılmıştır.
Sonuç olarak, elektrik piyasasında yer alacak olan 6kW ve100 MW gücündeki
güneş panelli santraller ile 2020 yılında beklenen enerji talebinin %10 ‘nun rekabet
edici fiyatlarla karşılanabileceği gösterilmiştir.
Anahtar Kelimeler: Enerji, yenilenebilir enerji, güneş enerjisi uygulamaları,
modelleme, maliyet hesabı
ii
ABSTRACT
RENEWABLE ENERGY ECONOMY: CASES OF TURKEY, ISRAEL AND
SPAIN
Nigar GÖKPINAR
Master Thesis, Department of Economy
Supervisor: Prof. Dr. Mahir FİSUNOĞLU
September, 2010, 121 Pages
Energy demand has been increasing by the reason of technological
developments and population growth. In the future such an increasing trend is predicted
to endure. In order to meet the increasing energy demand, new factors (renewable
energy sources) are incorporated in the energy market. Problem becomes complex due
to the effect of those factors to the energy market and by the sensitivity of the public to
the environmental matters.
This dissertation concentrates on the economical contribution of the future use
of renewable energy sources by calculating the cost of electrical energy production from
solar energy and comparing this with the cost of electrical energy production from other
sources; using thelinear reoriented coordinates modeling methodology. In addition,
outcomes are compared with examples from Spain and Israel who has remarkable
progress in the field of solar energy utilization.
Results indicate that, 10% of energy demand in the year 2020 could be met
competitively, by the use of solar power plants (built of solar panels) having an output
power of 6 kW and 100 MW
Keywords: Energy, renewable energy, solar energy utilization, modelling, cost analysis
iii
TEŞEKKÜR
Yüksek Lisansa başladığım günden itibaren hem ders hem de tez aşamasında
karşılaştığım tüm zorlukların çözümünde her türlü yardım ve desteğini esirgemeyen ve
çalışamam boyunca değerli katkılarıyla beni yönlendiren danışman hocam Sayın Prof.
Dr. Mahir FİSUNOĞLU’na saygı ve teşekkürlerimi sunarım.
Tez çalışmamda kullandığım programı öğrenmeme yardımcı olan, zamanını,
bilgisini ve yardımını esirgemeyen Sayın Prof. Dr. Emirullah MEHMETOV’a,
Tezin son halini almasında göstermiş oldukları ilgi ve katkılardan dolayı jüri
üyeleri Sayın Prof. Dr. Nejat ERK ve Sayın Prof. Dr. Altan ÇABUK’a,
Çalışmam süresince fikirlerini ve deneyimlerini paylaşan tüm meslektaşlarıma;
Çalışmam sırasında gösterdikleri sabır ve maddi ve manevi her türlü destekleri
için eşim Serdar GÖKPINAR’a ve canım oğlum Alp Timur’a, tüm aile fertlerine
teşekkür ederim.
Bu çalışma Çukurova Üniversitesi Bilimsel Araştırma Projeleri Birimi
tarafından desteklenmektedir. Proje No: İİBF 2009YL9
iv
İÇİNDEKİLER
Sayfa
ÖZET ................................................................................................................................ i
ABSTRACT ..................................................................................................................... ii
TEŞEKKÜR ................................................................................................................... iii
KISALTMALAR LİSTESİ.......................................................................................... vii
ÇİZELGELER LİSTESİ .............................................................................................. ix
ŞEKİLLER LİSTESİ ..................................................................................................... x
1.BÖLÜM
GİRİŞ
1
2.BÖLÜM
ENERJİ PİYASASI: TEMEL KAVRAMLAR, ÖZELLİKLER ve ÖNEMLİ
GELİŞMELER
2.1. Dünya………………………………………………………………..………..……..5
2.2. Türkiye………………………………………………………..………..……………6
2.3. Dünya Enerji Stratejisi……………………………………..….…………………….8
2.3.1. Dünya Birincil Enerji Tüketimi….……………………..…………………….9
2.4. Dünya Enerji Sektöründe Beklenen Gelişmeler………………………………...…13
2.5. Dünya Enerji Sektöründe Uzun Vadeli Beklentiler………………………….……19
2.6.Türkiye Enerji Politikası……………………………………………………………24
2.7. Türkiye Enerji Arz Ve Talebi……………………..……………………………….25
2.8. Türkiye’de Yenilenebilir Enerji Kaynakları.……………..……………….……….28
2.8.1. Rüzgar Enerjisi………..…………………..………………………...………30
2.8.2. Jeotermal Enerji…………………………..…..…………….……………….31
2.8.3. Güneş Enerjisi…………………..………..…………………………………33
2.8.4. Biyokitle Enerjisi……………………….…..…………………….…………35
2.9. Hidrojen Enerjisi……………………………………….…….…………………….36
2.10. Enerji, Çevre Ve İklim Değişikliği ………………….……..…………………….37
2.11. Kioto Protokolü Ve Sonrası………………………………………...…………….41
v
2.12. Enerji Projeksiyonları…………………………………………………………….46
3. BÖLÜM
GÜNEŞ ENERJİSİ VE TEKNOLOJİLERİ
3.1. Isıl Güneş Teknolojileri……………………………………………………………50
3.2. Güneş Kollektörlü Sıcak Su Sistemleri………………………….………….……..52
3.3. Yoğunlaştırıcı Sistemler………………………………………….….…………….53
3.4. Güneş Kollektörlü Sıcak Su Sistemi…………………………………..…………..55
3.5. Yoğunlaştırıcı Güneş Enerji Sistemlerinin Özellikleri……………..………..……56
3.6. Yoğunlaştırıcı Sistemler İle Elektrik Üretimi………………….……………….…58
3.7. Parabolik Oluk Kollektörlerle Elektrik Üretimi……….……….………………….61
3.7.1. Parabolik Çanak Kollektörler……..…………………….……………..……64
3.7.2. Merkezi Alıcı Güç Santralleri………………..………….…….……………66
3.7.3. Dünyadaki Uygulamaları…….…………………………..………….………65
3.8. Güneş Pilleri (Fotovoltaik Piller)………………………….………………..……..65
3.9. Türkiye’de Güneş Enerjisi ve Potansiyeli……………………..….……………….70
4. BÖLÜM
ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETİM MALİYETİNDE OPTİMİZASYON VE BİRİM
ELEKTRİK ENERJİSİ MALİYETİNİN HESABI
4.1. Elektrik Enerjisi Üretim Maliyetinde Optimizasyon ve Birim Elektrik Enerjisi
Maliyetinin Hesabı………………………………………………..……………….74
4.2. Üniteler İçin Hiçbir Sınırlayıcı Koşul Olmadığı Varsayımına Göre Ekonomik
İşletme Analizi……………………….………………………………….…………80
4.2.1. Analitik Yaklaşım………………………...…………………………………81
4.2.2. Grafik Yaklaşım…………………………………………….………………82
4.2.3. İterasyon Yaklaşımı…………………...…………………….………………82
4.2.4. Gradiyent Yaklaşımı……………………………..……….…………………83
4.2.5. Talep Gücünün Referans Alındığı Yaklaşım……………….………….……84
4.3. Ünitelerin Sınır Güçleri Dikkate Alındığında Ekonomik İşletme Analizi………..85
4.4. Problemin Modellenmesi……………………………...…………………………..86
vi
4.4.1. Doğrusal Yönlendirme Metodu ………..………….……….……………….86
4.4.2. Yapay Sinir Ağı Metodu ....................................................................... ……86
4.4.3. Monte-Carlo Metodu...................................................................................... 87
4.4.4. Etmene Dayalı Metot ..................................................................................... 87
4.4.5. Oligopolik Pazar Metodu ............................................................................... 87
4.5. Doğrusal Yönlendirme Metodu: Detaylar…………………………………….…...88
5. BÖLÜM
GÜNEŞ PANELLERİNDEN ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETİM
MALİYETİ:MODEL
5.1. Fotovoltaik Panel Enerji Maliyeti……………………………….…………………92
5.1.1. Senaryo 1 ……………………………………………..…………………….93
5.1.2. Senaryo 2 ....................................................................................................... 93
5.1.3. Senaryo 3 ................................................................................................... ....93
5.1.4. Senaryo 4 ................................................................................................... …94
5.1.5. Senaryo 5 ..................................................................................................... ..94
6. BÖLÜM
SONUÇLAR VE ÖNERİLER
104
KAYNAKÇA ............................................................................................................... 114
ÖZGEÇMİŞ ................................................................................................................ 121
vii
KISALTMALAR LİSTESİ
ETKB
: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı
DPT
: Devlet Planlama Teşkilatı Müsteşarlığı
EPDK
: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu
ÖİB
: Özelleştirme İdaresi Başkanlığı
TUİK
: Devlet İstatistik Enstitüsü
MTA
: Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü
DSİ
: Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğü
EİE
: Elektrik İşleri Etüt İdaresi Genel Müdürlüğü
TEİAŞ
: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi
TEDAŞ
: Türkiye Elektik Dağıtım Anonim Şirketi
TKİ
: Türkiye Kömür İşletmeleri Kurumu
EÜAŞ
: Elektrik Üretim Anonim Şirketi
GAP
: Güneydoğu Anadolu Projesi
BM (UN)
: Birleşmiş Milletler
AB (EU)
: Avrupa Birliği
OECD
: Organization for Economic Cooperation and Development/
Ekonomik İşbirliği ve Kalkınma Teşkilatı
IEA
: International Energy Agency
UCTE
: Union for the Coordination of Tansmission of Energy /
Elektrik İletimi Koordinasyon Birliği
YPK
: Yüksek Planlama Kurulu
MAKDEP
: Mini Enerji Kaynaklarını Değerlendirme Projesi
BM-İDÇS
: Birleşmiş Milletler İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi
STK
: Sivil Toplum Kuruluşu
DEK / TMK : Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi
WEC
: World Energy Council
UNIDO
: United Nations Industrial Development Organization
HES
: Hidroelektrik Santral
PDHES
: Pompa Depolamalı Hidroelektrik Santral
YİD
: Yap-İşlet-Devret
Yİ
: Yap-İşlet
viii
İHD
: İşletme Hakkı Devri
BHP
: Brüt Hidroelektrik Potansiyel
TYHP
: Teknik Yapılabilir Hidroelektrik Potansiyel
EYHP
: Ekonomik Yapılabilir Hidroelektrik Potansiyel
CCS
:Carbon Capture and Storage
CO2-eşdeğer : CO2 ve CO2 cinsinden diğer sera gazlarının toplamı
ÇEP
: Çevre Eylem Programı
IPCC
: Intergovernmental Panel on Climate Change
İDÇS
: İklim Değişikliği ÇerçeveSözleşmesi
KP
: Kyoto Protokolü
UNDP
: United Nations Development Programme
UNFCCC
: United Nations Framework Convention on Climate Change
ÇED
: Çevresel Etki Değerlendirmesi
AID
: Alt Isıl Değeri
Sm3
: Standart m3 = 1.05 m3
IGCC
: Entegre Gazlaştırma Kombine Çevrim (Integrated Gasification
Combined Cycle)
CCP
: Carbon Capture Processing-
kW
: kilowatt = 103 watt
MW
: Megawatt = 103 kW
GW
: Gigawatt = 103 MW
TW
: Terawatt =103 GW
kWh
: kilowatt - saat (103 watt-saat)
GWh
: Gigawatt –saat (106 kWh)
TWh
: Terawatt – saat (109 kWh)
Kep
: kilogram petrol eşdeğeri
TEP
: ton petrol eşdeğeri
MTEP
: Milyon ton petrol eşdeğeri
ix
ÇİZELGELER LİSTESİ
Sayfa
Çizelge 2.1. Türkiye’nin Ekonomi ve Enerji göstergeleri……………………….……106
Çizelge 2.2. Birincil Enerji Üretimi ve Talebi (2008)…………………………..….…107
Çizelge 2.3. Birincil Enerji Kaynakları Üretimi (orijinal birimler)……………..……107
Çizelge 2.4. Birincil Enerji Tüketiminin Kaynaklara göre dağılımı (orijinal birimler)108
Çizelge 2.5. Nihai Enerji Tüketiminin Sektörel Dağılımı (Bin TEP)………………...108
Çizelge 2.6. Enerji Talep-Üretim-İthalat ve İhracatının Gelişimi (Bin TEP)………...109
Çizelge 2.7. Güneş Kolektöleri ile Elde Edilen Enerji Miktarı Tahmini……………..109
Çizelge 2.8. Birincil Enerji Kaynakları Tüketim Hedefleri (2008-2020) (Bin TEP)…109
Çizelge 2.9. Birincil Enerji Kaynakları Tüketim Hedefleri (2008-2020)
(Orijinal Birimler)………………………………………………………..110
Çizelge 2.10. Genel Enerji Sektörel Talebi (2008-2020), Bin TEP…………………..110
Çizelge 2.11. Sanayi Sektörü Enerji Tüketimi (Orijinal Birimler) (2008-2020)
Çizelge 2.12. Türkiye Elektrik Enerjisi Üretim-Tüketim ve Kayıpların Yıllar
110
İtibariyle Gelişimi (GWh)…………………………………………..…111
Çizelge 3.1: Türkiye’nin Aylık Ortalama Güneş Enerjisi Potansiyeli…….…….……112
Çizelge 3.2: Bölgelere Göre Güneşlenme Potansiyeli……………………….….……113
x
ŞEKİLLER LİSTESİ
Sayfa
Şekil 2.1. Dünya Birincil Enerji Tüketimi (1982 – 2007) .............................................. 10
Şekil 2.2. Alternatif Yakıtlar Fiyat Kıyaslaması ............................................................ 18
Şekil 2.3. Dünya Birincil Enerji Talebi ........................................................................ ..20
Şekil 2.4. Dünya Petrol Fiyatları .................................................................................. ..21
Şekil 2.5. Dünya Enerji Kaynaklı CO2 Emisyonları .................................................... ..23
Şekil 2.6. Birincil Enerji Üretimi ve Tüketiminin Yapısı, 2007 yılı ............................ ..26
Şekil 2.7. Enerji Arz ve Talebin Gelişimi .................................................................... ..26
Şekil 2.8. Enerji Fiyatlarının Enerji İthalatına Etkisi (Milyar Dolar)…………….……27
Şekil 2.9. Yenilenebilir Enerji Tüketiminin Birincil Enerji Tüketimindeki Pay……….28
Şekil 2.10. Elektrik Üretiminde Kaynakların Payı……………………………………..29
Şekil 2.11. Türkiye Global Radyasyon Değerleri…………………………………..….33
Şekil 3.1. Güneş Kolektörleri………………………………………………………..…51
Şekil 3.2. Güneş Enerji Kullanımında Farklı Çözümler…………………………….…51
Şekil 3.3. Güneş Enerjisi Farklı Uygulamaları………………………………….……...52
Şekil 3.4. Güneş Enerjisinden Elektrik Üreten Parabolik Çanak Sistemleri…….……..54
Şekil 3.5. Güneş Enerjisinden Elektrik Üreten Kule Sistemleri ................................... ..56
Şekil 3.6. Konvansiyonel Yöntemlerle Elektrik Üretim Ünitelerinin Şeması .............. ..58
Şekil 3.7. Güneş Enerjisinden Elektrik Üreten Santralin Çalışma Şeması ................... ..61
Şekil 3.8. Fotovoltaik Güneş Paneli ............................................................................ ..67
Şekil 3.9. Fotovoltaik Panelden Elektrik Üretim Şeması ………………………..…...68
Şekil 3.10 (a) Fotovoltaik Güneş Panellerinin Farklı Uygulamaları………...…………71
Şekil 3.10 (b, c) Fotovoltaik Güneş Panellerinin Farklı Uygulamaları………………...72
Şekil 5.1. Farklı Ülkelerde Kişi Başına Düşen Elektrik Enerji Tüketimi……..……….96
Şekil 5.2 .1. Senaryo’ya göre Enerji Birim Fiyatı – Kredi grafiği(İzmir)…………….101
Şekil 5.3. 1. Senaryo’ya göre Enerji Birim fiyatı – Bakım giderleri grafiği(İzmir)…..102
Şekil 5.4. 5. Senaryo’ya göre Enerji Birim Fiyatı – Kredi grafiği(İzmir)…………….102
Şekil 5.5. 5. Senaryo’ya göre Enerji Birim fiyatı – Bakım giderleri grafiği(İzmir)…..103
1
1.BÖLÜM
GİRİŞ
Dünya enerji sistemi, oldukça karmaşıklaşan ve öngörülerin sürekli alt üst
olduğu bir dönemi yaşamaktadır. Bu nedenle de, petrol ve doğal gaz dışındaki
kaynaklara yönelik arayışlar yoğunluk kazanırken, özellikle yenilenebilir enerji
kaynaklarına dönük beklentiler, önceki yıllara kıyasla önemli artış göstermiştir. Bu
döneme damgasını vuran en önemli olay; petrol fiyatlarındaki anormal değişimlerdir.
Temmuz 2008’de petrolün varili 147 dolardan işlem görerek tavan yapmış ve ardından,
Aralık 2008’de 40 doların altına düşerek, önceki tahminleri de alt üst etmiştir.
Dünyanın üzerinde önemle durduğu diğer bir olgu da fosil yakıtların üretim ve
tüketimleri sürecinde atmosfere yayılan karbon emisyonlarının yol açtığı küresel ısınma
ve iklim değişikliğinin beklenen etkileridir. Bu nedenle enerji sektöründe değişim
yaratan bir süreci tetikleyen geniş bir küresel tepki oluşmuştur. 2009 Kasım’ında
Kopenhag’da toplanan Uluslararası Konferans, 2012 yılı sonrası için karbon salınım
konusundaki küresel mutabakatın sağlanabilmesi için, önemli bir aşama olarak
tanımlanmaktadır. Bu dönemde karbon ticareti, enerji piyasalarının yeni ve önemli bir
unsuru olarak öne çıkarken, temiz kömür yakma teknolojileri, kömürden sıvı yakıt elde
edilişi, karbon tutma ve yenilenebilir enerji gibi yeni teknolojilere yatırımlar, AR-GE
destekleri ile verimlilik yatırımlarında önemli hareketlenmeler gözlemlenmiştir.
2007 yılı dünya birincil enerji tüketimi, 11 milyar ton petrol eşdeğeri olarak
gerçekleşmiştir. Bunun 3.95 milyar tonu petrol, 2.64 milyar ton petrol eşdeğeri doğal
gaz, 3.18 milyar ton petrol eşdeğeri kömür, 622 milyon ton petrol eşdeğeri nükleer ve
709 milyon ton petrol eşdeğeri de hidroelektrikle karşılanmıştır. Bugüne kadar
hidroelektrik dışında çok sınırlı kalan yenilenebilir enerji kaynaklarının tüketimi
önümüzdeki yıllarda miktar olarak hızla artsa da, bu artış, toplamdaki payının çok
yüksek olmasını sağlayamayacaktır.
Dünyada piyasaların serbestleştirilmesi ve piyasalaştırılması politika ve
uygulamaları sonucunda kısa dönemli karlara odaklanmış bir sektör oluşmaktadır. Bu
ise enerji sektörü için büyük bir sorun olup, ülkelerin uzun erimli ve stratejik
2
yaklaşımlara sahip uygun enerji karışımlarının oluşturulmasındaki en önemli engel
olarak ortaya çıkmaktadır.
Dünya enerji talebi, 2007 yılında bir önceki yıla göre azalarak % 2.4 oranında
artış gösterebilmiştir. 2007 yılında başlayan bu eğilim, 2008 yılında daha da etkili
olmuştur.
Türkiye birincil enerji tüketimi yıllık ortalama %2,8 oranında bir artışla 2007
yılı sonu itibariyle 107.625 milyon ton petrol eşdeğerine, elektrik enerjisi tüketimi ise
yıllık %4,6 oranında bir artışla 191,6 milyar kWh’e ulaşmıştır.
Türkiye’de kömür ve hidrolik enerji geçmiş yıllarda olduğu gibi yerli üretimde
önemli paya sahiptir.
Kömür, doğal gaz ve petrol enerji tüketiminin önemli bileşenidir. Özellikle
doğal gaz son yılların hızla büyüyen enerji kaynağı olarak tüketimde vazgeçilmez bir
yere oturmuştur. 2007 yılında doğalgaz enerji tüketiminde %31.5 ile en büyük payı alan
enerji kaynağı haline gelmiştir. Diğer taraftan elektrik enerjisi üretiminde doğal gazın
payı % 49,6 ‘ya yükselmiştir. Buna karşılık doğal gaz tüketimimizin sadece % 2.4’ ü
kendi üretimimiz ile karşılanabilmiştir. 2007 yılında ulusal doğalgaz tüketiminin;
%56’sı elektrik üretiminde, %22’si konutlarda gerçekleşmiş olup, kalan %22’si de
sanayide kullanılmıştır.
2007 yılı verilerine göre %30,9 pay ile petrol, enerji tüketimimizde doğal gazdan
sonra en büyük paya sahiptir. Ancak 33.3 MTEP olan ham petrol ve petrol ürünleri
talebimizin yine sadece %6.7’si kendi üretimimiz ile karşılanabilmiştir.
1990 yılında 41,6 MTEP olan nihai enerji tüketimi yıllık ortalama %2,9’luk
artışla 2004 yılında 69,0 MTEP, 2007 yılında 82,7 MTEP değerine ulaşmıştır.
Yerli kaynaklarımızdan üretilen enerji miktarındaki artışın enerji talebimizden
daha düşük olması nedeniyle, net enerji ithalatımız 1990’daki 28,5 MTEP değerinden
2007’de 81.1 MTEP değerine ulaşmıştır. 2007 yılında enerji talebimizin sadece %25,5’i
yerli kaynaklar (üretim) ile karşılanmıştır. Geçmiş yıllarda olduğu gibi, 2007 yılında da
3
başta doğal gaz ve petrol olmak üzere, taş kömürü ve elektrik enerjisi ithalatı
yapılmıştır.
Enerji ithalatına 2006 yılında 29 milyar dolar ve 2007 yılında 33,9 milyar dolar
ödenmiştir. Petrol fiyatları 2008’de kritik eşik olarak görülen 100 dolar/varilin hayli
üzerine çıkmış, 2008 sonunda tekrar 50 $/varil’in altına düşmüştür. Türkiye'nin gayri
safi milli hasılası 2007 yılında 656.8 milyar $’dır. Aynı yılda petrol ve doğal gaz
ithalatına yaklaşık 23 milyar $ ödenerek gayri safi milli hasılamızın % 3.5'i petrol ve
doğal gaz dışalımına verilmiştir. Başka bir deyişle 2007 yılındaki tüm ihracatımızın
(107,3 milyar $) % 21,4'ü petrol ve doğal gaz ithalatına ayrılmıştır. Toplam enerji
arzında, petrole %30,9 ve doğal gaza %31,5 oranında bağımlı olan ülkemizde enerji
sektörünün, ekonomi üzerindeki yoğun etkisi ve arz güvenliği büyük önem
taşımaktadır.
Ortadoğu ve Hazar Bölgesi doğal gaz rezervlerini Avrupa pazarlarına bağlamayı
öngören Türkiye-Bulgaristan-Romanya-Macaristan-Avusturya Doğal Gaz Boru Hattı
(Nabucco) 2007 ve 2008 yılında üzerinde en çok konuşulan projelerden birisi olmuştur.
Ancak politik nedenlerden dolayı henüz fazla bir ilerleme sağlanamamıştır.
Ülkemiz, yerli, yeni ve yenilenebilir enerji kaynakları ile enerji ihtiyacının
önemli bir kısmını karşılayabilecek bir potansiyele sahip olmasına karşın henüz bu
kaynaklar mevcut potansiyelin çok altında değerlendirilmektedir. Hidro, rüzgâr,
jeotermal, güneş ve biokütle ülkemizin kullanılan ve kullanılma potansiyeli yüksek
yenilenebilir enerji kaynaklarıdır ve kömürden sonra enerji üretiminde ikinci büyük
yerli kaynak olmaya adaydır. 2007 yılında yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen
enerji miktarı 8,47 MTEP mertebesindedir. Bu toplam birincil enerji arzımızın yaklaşık
% 8’ine karşılık gelmektedir. Önümüzdeki yıllarda da birçok teşvike rağmen,
yenilenebilir enerji miktar olarak büyüse de, enerji arzındaki oransal payda büyük
artışlar beklenmemektedir.
2007 ve 2008 yılları enerji verimliliği politikasında önemli bir hamle yılı
olmuştur. Enerji Verimliliği Kanunu’nu takiben değişik sektörleri kapsayan çok sayıda
yönetmelik çıkarılmış, ilk defa sanayi sektörü ile sınırlı da olsa enerji verimliği projeleri
desteklenir hale gelmiştir. Ancak halen enerji yoğunluğu değerlerimiz OECD ve AB
4
ortalamasının oldukça üstündedir. Bu mevzuat ve yaratılan ortamın olumlu katkısı ile
2020 yılında enerji tüketimimizde yaklaşık % 15 oranında tasarruf sağlanması
beklenmektedir.
Bu dönemde Türkiye’nin Kyoto Protokolüne taraf olması konusunda yasal
hazırlıklar yapılmışsa da üyelikle ilgili prosedür ancak 2009 da tamamlanabilmiştir.
Taraf olması sonucunda, önümüzdeki yıllarda enerji tüketimini sıkı denetim altına
alması ve yeniden şekillendirmesi gerekecek olan Türkiye’nin emisyon artışı 1990
yılına göre % 95 civarında olmuştur. Gerek Dünyada gerekse de Türkiye’de çevreye
duyarlı olması nedeni ile de yenilenebilir enerji kaynaklarına yönelimler gitgide
hızlanmaktadır. Bu bakımdan fosil yakıtlarından yoksun olan ülkemizde yenilenebilir
enerji kaynaklarının kullanımını yaygınlaştırmak ve yüksek olan maliyetlerin
düşürülmesi yollarını araştırmak oldukça güncel bir konudur. Tez çalışmamızın amacı
güneş enerjisi kullanarak elektrik enerji üretiminin (Türkiye şartlarında) maliyetinin
hesaplanması ve bu maliyet hesaplamasında her türlü coğrafi ve meteorolojik verileri
kullanarak model oluşturmaktır. Alınan sonuçların benzer coğrafi koşullara sahip İsrail
ve İspanya’daki verilerle karşılaştırması ise çalışmamızın artılarından olacağı
düşüncesindeyiz. Ama bu konuyu ayrıntılı olarak incelemeden önce gerek dünya
gerekse de Türkiye’de gerçekleşen enerji gelişmelerini irdeleyelim.
5
2. BÖLÜM
ENERJİ PİYASASI: TEMEL KAVRAMLAR, ÖZELLİKLER VE ÖNEMLİ
GELİŞMELER
2.1. Dünya
2007 yılının ikinci yarısından itibaren göstergeleri olumsuzlaşan Dünya Enerji
Pazarı, 2008 yılının son çeyreğinden itibaren bir kriz ortamına girmeye başladı. 2008
Ocak ayında ABD’de ham petrolün varili 100 dolara alıcı buldu. Giderek artan petrol
fiyatları, Mart 2008 ayında varili 104 dolar, Temmuz 2008’de 147 dolar’a çıkarak,
doğalgaz ve kömür fiyatlarının da artmasına neden oldu. Temmuz sonundan itibaren,
AB’de ve ABD’de ekonomideki yavaşlamanın hissedilir bir seviyeye inmesinden sonra,
ham petrol fiyatları düşme eğilimine girerek, Eylül 2008’de 95 dolar oldu, Aralık
2008’de ise 38 doların altına indi. Enerji gelişmelerinin anahtarını teşkil eden,
petroldeki bu istikrarsız durumun ana nedenlerinden biri olarak, ABD ve AB’de
başlayan finansal krizin enerji sektörüne kaçınılmaz yansıması gösterilebilir. Enerjide
arz güvenirliği darboğazını yaşayan AB ve diğer büyük ekonomiler için olduğu kadar,
özellikle gelişmekte olan ülkeleri de içine alan finansal kriz, enerji yatırımlarında
ertelemelere neden olacak ve uzun vadeli hedefler daha mütevazi değerler içinde
kalacaktır. Diğer taraftan sanayi üretimi azalırken enerji talepleri de azalacak ve enerji
alanındaki gelişmeler yavaşlayacaktır. Büyük bir sorunlar yumağı halindeki Dünya’nın
enerji problemlerinin çözümden giderek uzaklaşıldığı ve problemlerin artarak gelecek
yıllara devir edildiğini gözlenmektedir. Bu gelişmeler, Dünya’da refah ve barışa
ulaşılmasında enerji problemlerinin olumsuz etkisinin daha belirgin görüleceği bir
geleceğe doğru yol aldığımızı göstermektedir. Dünya’da artarak devam edecek olan
petrol talebinin, gelecekte karşılanmasının zor ve petrol fiyatları dolayısıyla diğer fosil
yakıtların fiyatlarında önemli yükselmeler olacağı tahmin edilmektedir. Ucuz petrol ve
doğalgaz devrinin kapandığı yetkili ağızlardan dile getirilmektedir. Uluslararası petrol
şirketlerinin yeni petrol rezervlerine ulaşmaları giderek zorlaşmakta, petrol üretimi ve
arzı giderek ulusal karaktere dönüşmekte ve uluslararası siyasetin bir silahı olarak
kullanılma imkânı artmaktadır. Bu durum Dünya’da yeni çatışmalar için uygun ortam
yaratması beklenmektedir. Şüphesiz fosil yakıtlardaki fiyat artış eğilimi zaman içinde
sera gazları emisyonunun artışını frenleyecektir. Ancak, enerji ihtiyaçları nasıl
6
karşılanacaktır? Dünya’daki 1,6 milyar insan için elektrik sağlanmamasında, sosyal ve
ekonomik refahın tesisinde enerji nasıl destek verecektir? Enerji dünyasında, özellikle
yoğun olumsuzlukların yaşandığı 2008 yılında, gelecek için neler yapılmalıdır? Bu
sorgulamanın, giderek, daha belirgin şekilde cevaplandırılması gerekecektir. Mevcut
gelişmeleri olduğu gibi kabul ederek, buna göre artan belirsizlikler içinde politikalar
oluşturmak, enerji problemlerinin çözümü ya da hafifletilmesi için bir yöntem olabilir.
Ancak,
bu
yaklaşım,
enerjiye
bağımlı
çatışmaları
ve
sosyal
rahatsızlıkları
önleyemeyecektir. Sürdürülebilir bir gelecek için yeni fikirlere ve eylem programlarına
ihtiyaç vardır. Dünya barışını tehdit eden “enerji trendinin” düzeltilmesi için Dünya
Enerji Konseyi (WEC), Birleşmiş Milletler (UN), Avrupa Birliği (AB) gibi uluslararası
kuruluşların ve hükümetlerin yeni misyonlar yüklenmesi beklenilmelidir.
2.2. Türkiye
Dünya’daki ekonomik gelişmeler paralelinde Türkiye’de de ekonomik
gelişmeler etkilenmiştir.
2007 yılında ve 2008 yılının ilk yarısında, enerji tüketiminde artışlar
yaşanmıştır. 2006 yılında 99,6 milyon TEP olan enerji tüketimimiz, 2007 yılında %8
artışla, 107,6 milyon TEP’e ulaşmıştır. Bu artış Dünya ülkeleri arasında kayda değer bir
artıştır. Son beş yılda Türkiye’nin birincil enerji tüketimi %35 oranında artmıştır. 2006
yılında 176,2 milyar kwh olan elektrik tüketimi 2007 yılında %7,8 artışla 191,6 milyar
kWh ulaşmıştır. Son beş yılda Türkiye’nin elektrik enerjisi tüketimi artışı %43’dür. Bu
artış da yine Dünya ülkeleri arasında en yüksek artışlardan biridir.
2008 yılının ilk yarısında artışlar gösteren elektrik enerjisi talebi, ekonomik
gelişmelere paralel olarak ikinci yarıdan itibaren artış hızını azaltmış ve Ekim ayında,
geçen yıla göre, %-2, Kasım ayında %-5 ve Aralık ayında %-5,5 oranında düşmüştür.
2008 yılı başında 203 milyar kwh olacağı tahmin edilen elektrik üretimi 198 milyar
kwh’de kalmıştır. 2009 yılının ilk aylarında da devam edeceği tahmin edilen bu
gelişmelerin, Türkiye ekonomisi üzerinde olumsuz etkilerinin olacağı düşünülmektedir.
Bu olumsuzlukların, elektrik enerjisi talebinde artışı frenleyeceği ve yeterli yatırım
yapılmayışından dolayı 2010 yılında ortaya çıkması beklenen elektrik enerjisi krizini
birkaç yıl erteleyeceği tahmin edilmektedir.
7
2008 - 2009 yılında enerji konusunda kayda değer olaylar aşağıda belirtildiği şekilde
sıralanabilir:
2008 yılının başlangıcı, elektrik tarifelerine yapılan %19,5’lık zamla
hatırlanacaktır. Esasında OECD ortalama elektrik fiyatının üzerinde elektrik fiyatlarına
sahip Türkiye’nin, bu yeni fiyat artışı tartışma konusu olmuştur. Türkiye’de 2008 yılının
2. çeyreğinde sanayide elektrik satış fiyatı 12,6 cent/kWh olarak gerçekleşmiştir. Aynı
dönemde, sanayide elektrik satış fiyatı, ABD’de 6,6 cent/kWh, Kore’de 5,9 cent/kWh,
İsviçre’de 9,7 cent/kWh olmuştur. Bu durum, sanayiciler arasında, Türkiye’nin
endüstriyel üretiminin uluslararası pazarda rekabetçi olamayacağı değerlendirmesinin
yapılmasına neden olmuş ve bu pahalı fiyatların gözden geçirilmesi istenmiştir.
2008 yılının başlangıcında İran’dan sağlanan doğalgazda kesintilerden dolayı
sıkıntılar yaşanmıştır. İran’daki iklim koşullarından kaynaklandığı ifade edilen ve
İran’ın iç pazarında tüketilen doğalgazın çok yüksek değerlerde olması, gelecekte
İran’ın güvenilir bir doğalgaz tedarikçisi olup olmayacağı sorgulamasını doğurmuştur.
2008 yılı başında, Nabucco Uluslararası Gaz Boru Hattı Şirketi’ne, Almanya’nın
büyük enerji şirketi RWE, 6. ortak olarak katılmıştır. Ayrıca Türkiye Elektrik Ticaret
Anonim Şirketi (TETAŞ) tarafından nükleer enerji santralı ile ilgili ihale süreci
başlatılmıştır.
Mayıs 2008 ayı içinde Petkim Petrokimya Holding A.Ş.’deki %51 oranındaki
kamu hissesinin satış sözleşmesi imzalandı. Haziran ayında Türkiye’nin en büyük
elektrik üretim projelerinden olan Afşin-Elbistan C ve D santral ihaleleri için teklif
alındı. Bu önemli ihale Eylül ayı içinde alınan bir kararla iptal edildi. Enerji KİT’leri
için maliyet bazlı fiyatlandırma mekanizması yürürlüğe sokuldu. Bunun bir sonucu
olarak elektrik fiyatları konutlarda 22,9 krş/kwh ulaştı.
Rusya ile Gürcistan arasında patlak veren siyasi gerginlik çatışmaya dönüşünce,
Bakü-Tiflis-Erzurum doğalgaz boru hattında sevkiyat durdu. Eylül ayı içinde doğalgaz
fiyatlarında konutlarda %4,55 ve sanayide %4,69 oranında, Kasım ayında konutlarda
tekrar %22,5, sanayide %22 oranında artışlara gidildi. Ekim ayında konutlarda elektrik
fiyatlarına yapılan üçüncü artışla, 1 kwh ortalama 24,68 krş’a yükseltildi. Yıl içinde
8
doğal gazda %82.15 ve elektrikte %56.13’e varan artışlarla, 2008 yılı enerji fiyatlarında
yüksek artışların olduğu bir yıl olarak anılacaktır.
2008 yılında 198 milyar kwh ulaşan elektrik tüketiminin 2009 yılında 204 milyar
kwh’a, aynı şekilde 2008 yılında 110 milyon TEP’e ulaştığı tahmin edilen genel enerji
tüketiminin, 2009 yılında 112 milyon TEP’e ulaşması beklenmektedir. Hem elektrik,
hem de genel enerji tüketiminde tahmin edilen bu düşük artış, yavaşlayan ekonomik
gelişmenin bir sonucu olarak görülmelidir.
2007 yılında enerji tüketimimizin ancak %25,5’i yerli üretim imkânları ile
karşılanmıştır. Enerji talebimizin yerli imkânlarla karşılanma oranı %25’in 2008 ve
2009 yılında da aynı seviyede kalacağı tahmin edilmektedir. Türkiye’de 2007 yılında
yerli kaynaklardan üretilen 27,4 milyon TEP’in yaklaşık %50’si linyitten karşılamıştır.
2009 ve onu takip eden yıllarda yerli enerji üretimimizin %50’yi aşan bir oranda yine
linyitden karşılanacağı tahmin edilmektedir.
Türkiye’nin
ithal
enerji
kaynaklarına
%75
oranındaki
bağımlılığının
azaltılabilmesi, uluslararası ilişkiler, ekonomi ve istihdam açısından büyük önem
taşımaktadır.
Dünya’da ve Türkiye’de yaşanan ekonomi ve enerji konusundaki gelişmelerin,
enerji konusunda oluşturulan stratejilerin gözden geçirilmesi ihtiyacını doğurduğu bir
gerçektir.
2.3. Dünya Enerji Stratejisi
Dünya enerji sistemi, oldukça karmaşıklaşan ve öngörülerin sürekli alt üst
olduğu bir dönemi yaşamaktadır. Uzun süre; arama ve rafinaj yatırımlarındaki
gecikmeler, başta Irak’ın işgali olmak üzere jeopolitik gelişmeler, finans piyasalarında
özellikle bir süre “hedge fonlarının” petrol üzerinde odaklanan spekülatif amaçlı
faaliyetleri ve doların diğer para birimleri karşısındaki düşük seyri gibi nedenlerle,
maliyetlerin çok üzerinde seyreden petrol ve (ona bağlı yükselen) gaz fiyatları, enerji
piyasalarını, olağandışı bir sürece sürüklemiş durumdadır. Bu nedenle de, özellikle
petrol ve doğal gaz dışındaki kaynaklara yönelik arayışlar yoğunluk kazanırken,
9
yenilenebilir enerji kaynaklarının yanısıra kömür ve nükleere dönük beklentiler, önceki
yıllara kıyasla önemli artış göstermiştir. Gene bu süreçte, konvansiyonel olmayan petrol
rezervleri, yüksek petrol fiyatlarına bağlı olarak, konvansiyonel kategoride görülmeye
başlanmış ve geliştirilmeleri yönündeki projeler hız kazanmıştır. Buna karşın; petrol
fiyatları Temmuz 2008’de varili 147 dolardan işlem görerek tavan yaparken, Aralık
2008’de 50 doların altına düşerek, önceki tahminleri de alt üst etmiştir. ABD’den
başlayarak, küresel ölçekte yaşanan ve etkisinin daha da artması beklenen ekonomik
durgunluk/kriz ortamında, enerji talebinde de önemli daralma beklentisi artmaktadır.
Enerji piyasalarını temelden etkileyen bir diğer önemli parametre, küresel ısınma
olgusudur. Bu alanda farklı görüşler olmakla birlikte, özellikle fosil yakıtların üretim ve
tüketimleri sürecinde atmosfere yayılan karbon emisyonlarının yol açtığı öne sürülen
küresel ısınma ve iklim değişikliğine karşı, geniş bir küresel tepkinin oluştuğu
söylenebilir. Bu tepkiler, Kyoto Protokolü’nü imzalamamakta direnen ülkelerin
yönetimleri üzerinde artan bir baskı oluştururken, bir yandan da fosil yakıtlar dışındaki
kaynaklara yönelik arayışların bir diğer nedenini oluşturmaktadır. Karbon ticareti, enerji
piyasalarının yeni ve önemli bir unsuru olarak öne çıkarken, temiz kömür yakma
teknolojileri, kömürden sıvı yakıt eldesi gibi teknolojilere yatırımda önemli
hareketlenmeler gözlemlenmiştir. 2009 Kasım’ında Kopenhag’da toplanan Uluslararası
Konferans, 2012 yılı sonrası için karbon salınımları konusundaki küresel mutabakatın
sağlanabilmesi için, önemli bir olanak olarak tanımlanmaktadır.
2.3.1. Dünya Birincil Enerji Tüketimi
2007 yılı birincil enerji tüketimi, 11,1 milyar ton petrol eşdeğeri olarak
gerçekleşmiştir. Bunun 3.95 milyar tonu petrol, 2.64 milyar ton petrol eşdeğeri doğal
gaz, 3.18 milyar ton petrol eşdeğeri kömür, 622 milyon ton petrol eşdeğeri nükleer ve
709 milyon ton petrol eşdeğeri de hidroelektrikle karşılanmıştır.
10
Şekil 2.1. Dünya Birincil Enerji Tüketimi (1982-2007)
Kaynak: BP 2008
2006 yılında % 2.7 oranında büyüyen dünya enerji talebi, 2007 yılında bir
önceki yıla göre azalarak % 2.4 oranında artış gösterebilmiştir. 2007 yılında başlayan bu
eğilim, 2008 yılında daha da etkili olmuştur. 2009 yılında, küresel ölçekte etkisini
artarak sürdüren ekonomik kriz paralelinde, talebin daha da daralması beklenmektedir.
2007 yılındaki % 2.4’lük artışta, sürükleyici olan Asya-Pasifik bölgesi olmuştur.
Japonya ekonomisinin oldukça mütevazı talep artışına (% 0.9) karşın, OECD dışı
Asya’nın (özellikle Çin ve Hindistan) sürüklediği bu bölgenin talep artışı, 2007’de %
5’in üzerinde gerçekleşmiştir1. Çin’in 2007 yılı enerji talep artışı, BP istatistiklerine
göre % 7.7, Hindistan’da % 6.8 oranında olmuştur. Buna karşın Avrupa’nın enerji
talebinde % 2.2 oranında gerileme gözlenmiştir.
Petrol
2007 yılı sonu itibarı ile, (BP verilerine göre) dünya üretilebilir ham petrol
rezervleri 1237.9 milyar varildir. Bu rezervlerin %61’i Orta Doğu bölgesindedir.
2007 yılında, petrol tüketimi günde 85.2 milyon varil (yılda 3.95 milyar ton)
olarak gerçekleşirken, tüketim artışı bir önceki yıla göre % 1.1 artış göstermiştir. AB’de
%2.6 talep daralması yaşanırken, bu daralma oranı OECD geneli için binde 9 olarak
gerçekleşmiştir. ABD,
2007’de dünya ham petrol tüketiminin % 23.9’unu
gerçekleştirirken, bir önceki yıla göre binde 1 oranında daha az petrol tüketimi
gerçekleştirmiştir. Çin ise, dünya petrol tüketiminin % 9.3’ünü gerçekleştirirken, bir
11
önceki yıla göre % 4.1 daha fazla petrol tüketmiştir. Aynı yıl için dünya ham petrol
üretimi günde 81.5 milyon varil (yılda 3.9 milyar ton) olmuştur. Günde 10.41 milyon
varil üreten Suudi Arabistan’ı, günde 9.98 milyon varille Rusya Federasyonu izlemiştir.
Irak (% 7.3), Kanada (% 3.6), Kazakistan (% 3.9) ve Brezilya gibi ülkelerin
üretimlerinde artış; Norveç, Venezuella, Meksika gibi ülkelerde ise önemli oranda
üretim azalması söz konusu olmuştur. Irak petrol üretimi 2007 yılında 2.15 milyon
varil/gün seviyesinde gerçekleşirken, 2000 yılındaki 2.61 milyon varil/günlük
seviyesinin gene de altında kalmıştır.1
Brent petrolünün 2006 yılında varili ortalama 65.14 dolar olan fiyatı, 2007
yılında 72.39 dolara yükselmiştir. West Texas Intermediate petrolünün aynı yıllar için
ortalama değeri ise 66.02 ve 72.20 dolar olarak gerçekleşmiştir. Petrol fiyatlarının uzun
süren yüksek seyrinde; rezervlerin yetersizliğinin etken olduğunu söylemek gerçekçi bir
değerlendirme olmayacaktır. Talep tarafında ABD, Çin, Hindistan, Brezilya ve bazı
Orta Doğu ülkelerinin, öngörülenden yüksek oluşan ve devam eden petrol
tüketimlerinin yanısıra, özellikle OPEC dışı ülkelerden beklenen üretim artışının
öngörülen seviyelerde gerçekleşmemesi, fiyatları yukarı doğru zorlayan bir etken
olmuştur. Ancak, fiyatlarla maliyet arasındaki makası olağandışı yükselten etkenler
arasında, arama ve rafinaj yatırımlarında gecikmeler, jeopolitik faktör, borsa
spekülasyonları ve doların düşük seyri, çok daha önemli belirleyenler olarak ortaya
çıkmıştır. Geçmiş yıllarda 6 - 7 milyon varil/gün civarında oluşan ek üretim
kapasitesinin son yıllarda 1.5 - 2 milyon varil/gün düzeyinde seyretmesi, yaklaşık 85
milyon varil/günlük piyasaları gerektiğinde dengeleyebilmede yetersiz kalmıştır. Bu da
fiyatların aşırı yükselmesinde, bir diğer etken olmuştur. Aksine savlara karşın, arz
tarafında, uzun süredir devam eden yatırımlar doğrultusunda, önemli (fiziki) bir sıkıntı
söz konusu değildir. OPEC’in son dönemde 2 kez kota azaltması, gerek OPEC’in
önceki yıllardaki kadar etkili olamaması ve gerekse, resmi kotaya uyumda tüm üye
ülkelerin aynı duyarlılığı göstermemeleri de, bu kez fiyatların hızlı düşüşünü
engelleyememektedir. Uluslararası Enerji Ajansı, Aralık 2008 değerlendirmesinde,
2008 dünya petrol talebini bir kez daha aşağı yönde düzeltmiş ve yıllık ortalama talebi
85.8 milyon varil/gün olarak revize etmiştir. Ajans’ın 2009 talep tahmini ise 86.3
milyon varil/gündür.
12
Doğal Gaz
Dünya üretilebilir gaz rezervi, 2007 sonu itibarı ile 177.36 trilyon metreküp
olmuştur. Rezervlerin % 25.2’si Rusya’da, % 15.7’si İran’da ve % 14.4’ü Katar’dadır.
2007 yılı doğal gaz tüketimi, bir önceki yıla göre % 3.1 oranında artarak, 2.92 trilyon
metreküp olarak gerçekleşmiştir. AB’nin tüketiminde bir önceki yıla göre % 1.6
oranında düşme görülürken, OECD tüketiminde % 3.3 artış gerçekleşmiştir. 2007
yılında dünya gaz tüketiminin % 22.6’sını gerçekleştiren ABD’de, bir önceki yıla göre
gaz tüketiminde % 6.5 oranında artış olmuştur. Enerji tüketim profilinde çok düşük
oranda gaz tüketen Çin’de 2007 yılının tüketimi bir önceki yıla göre % 19.9 artarken,
dünya gaz tüketiminin % 15’ini gerçekleştiren Rusya’da bu artış oranı % 1.6 olmuştur.
2007 yılında Rusya 607 milyar metreküp (dünya toplam üretiminin % 20.6’sı), ABD ise
546 milyar metreküp gaz üretmiştir. Bir diğer önemli üretici olan İran 111.9 milyar
metreküp üretmiş, ancak tamamını tüketmiştir. 2007 yılında 652.9 milyar metreküp
tüketen ABD, 546 milyar metreküplük üretimine karşın gaz ithalatçısı konumundadır.
2007 yılında 438.8 milyar metreküp doğal gaz tüketen Rusya ise 168 milyar metreküple
önemli bir ihracat potansiyeline sahiptir.
Rusya sadece gaz rezervlerinin yoğunluğu nedeniyle değil, Türkmenistan,
Özbekistan ve Kazakistan ile imzaladığı uzun erimli gaz alım anlaşmaları sayesinde de,
dünya gaz piyasalarının en etkin oyuncusu konumunu giderek pekiştirmektedir. İran,
Katar ve Libya’ya da stratejik işbirliği öneren Rusya, resmen olmasa da, bir Gaz
OPEC’i” oluşturma yolunda, fiilen önemli mesafe almış durumdadır.
Kömür
Dünya kömür rezervi, 2007 yılı sonu itibarı ile, 847.5 milyar tondur. 2007 yılı
kömür tüketimi ise, 3.18 milyar ton petrol eşdeğeri olarak gerçekleşmiştir. Bu miktar,
bir önceki yıla göre % 4.5’lik bir artışı ifade etmektedir. 2007 yılı kömür tüketiminin %
41.3’ünü Çin, % 18.1’ini ABD, % 6.5’ini Hindistan, %3’ünü Rusya gerçekleştirmiştir.
AB tüketimi 317 milyon ton petrol eşdeğeri ile, toplamın % 10’udur.
Çin, 1.29 milyar ton üretimle, dünya kömür üretiminin % 41.1’ini gerçekleştirirken,
ABD dünya üretiminin % 18.7’sini, Hindistan % 5.8’ini, Rusya ise % 4.7’sini
gerçekleştirmiştir.
13
Nükleer Enerji
2007 yılında nükleer enerji tüketimi 622 milyon ton petrol eşdeğeri olmuştur. Bu
değer, bir önceki yıla göre % 2’lik bir azalmayı ifade etmektedir. Petrol fiyatlarının
uzun süre yüksek değerlerde seyretmesi nedeniyle, gerek Uluslararası Enerji Ajansı ve
gerekse ABD Enerji Bakanlığı tarafından hazırlanan senaryolarda, önümüzdeki yıllarda
nükleerin payının, önceki yıllarda yapılan tahminlere kıyasla, öngörülenden daha fazla
artış göstereceği ifade edilmekteyse de, 2008 yılının son çeyreğinde hızla düşme
eğilimine giren petrol fiyatları nedeniyle, bu senaryolarda eskiye dönüş olması
beklenmektedir.
2007 yılında, nükleer enerji tüketiminde 2006 yılına göre AB’de % 5.7, OECD
ülkelerinde % 2.9 oranında azalma gözlenirken, eski Sovyet ülkelerinde % 2.6 oranında
artış görülmüştür. Bu artış oranı Çin’de % 2.3, Güney Kore’de % 5.2 olmuştur.
Hidroelektrik Enerji
2007 yılında hidroelektrik üretim, bir önceki yıla göre % 1.7 oranında artarak
709 milyon ton petrol eşdeğeri olarak gerçekleşmiştir. Bu tüketimde en yüksek payı %
15.4 ile Çin alırken, Brezilya % 11.9, Kanada % 11.7 ve Norveç % 4.3 onu takip eden
ülkeler olmuştur. Bir önceki yıla göre daha düşük kapasite kullanan ülkeler arasında;
Yunanistan - % 49.7, Çek Cumhuriyeti - % 23.5, Ukrayna - % 21.3 ve Türkiye -% 19.8
sayılabilir.
2.4. Dünya Enerji Sektöründe Beklenen Gelişmeler
Diğer kaynaklara yönelik AR-GE ve teknoloji geliştirme çabalarındaki
yoğunluğa karşın, petrol özellikle ulaştırma sektöründeki ağırlıklı payına da paralel
olarak, bugün olduğu gibi, önümüzdeki yıllarda da en çok kullanılan enerji kaynağı
olma
özelliğini
koruyacaktır.
Venezuella,
S.
Arabistan
ve
son
olarak
da
Türkmenistan’da yapılan yeni keşifler, dünya doğal gaz rezervlerini arttıran umut verici
gelişmeler olmuştur. İspatlanmış rezerv ömrü, petrole oranla daha uzun olan doğal gaz
önümüzdeki 2-3 on yılda petrolden liderliği alacak ve dünyanın en önemli kaynağı
olacaktır. Ancak bunu sağlamak için de üretim ve boru hatları için büyük yatırımlar
gerekecektir. Bu büyük yatırımların spot alım pazarlarında oluşan fiyatlarla yapılması
14
mümkün değildir. Diğer taraftan LNG pazarı uzak enerji pazarlarına enerji ikamesi
imkânı vereceği için yükselen bir pazar olacak ve teknolojideki gelişmeler ve taşıma
maliyetlerindeki azalma bunu teşvik edecektir. Dünya genelindeki kullanımda, doğal
gazın en çok kullanıldığı sektör, sanayi sektörüdür. Elektrik sektöründe ise, diğer fosil
yakıtlara göre daha düşük olan maliyeti ve daha düşük karbon içermesi nedenleriyle,
doğal gazın payı artmaktadır.
Dünya kömür kaynakları hem potansiyel açısından yeterli olması ve hem de
dünya genelinde geniş ve dengeli dağılımı nedeniyle hakim enerji kaynaklarından birisi
olarak, önümüzdeki yıllarda da yerini koruyacak, ancak çevresel endişeleri bir ölçüde de
olsa karşılayacak yüksek maliyetli yatırımları gündeme getirecektir. Ayrıca sera
gazlarının en etkini olan CO2 emisyonu konusu, doğal gaz kombine çevrim santrallerine
kıyasla oldukça dezavantajlı konumda olan kömürü zorlayacaktır.
Bilinen üretilebilir petrol rezervlerinin ömrü 41.6, doğal gaz rezervlerininki 60.3,
kömürünki ise 133 yıl olarak verilmektedir.1 Ancak bu rakamlar, mevcut rezervleri
ifade etmektedir. Potansiyel rezervler, konvansiyonel kategoride yer almayan petrollü
kumlar ve diğer rezervlerin artan fiyatlar paralelinde konvansiyonel kategoriye dahil
edilmesi, gelişen teknolojiyle kurtarım oranlarının (recovery factor) artması, ikincil ve
üçüncül kurtarım metodları gibi faktörler dikkate alınırsa, fosil yakıtların rezerv ömrü
çok daha uzundur.
Rezervlerin yeterliliği açısından bir kısıt söz konusu değildir. Sorun, bu
kaynakların aranması, bulunması, geliştirilip kullanıma hazır hale getirilebilmesi
sürecinde yapılması gereken yatırımlar için yeterli kaynakların seferber edilip
edilemeyeceği sorununa odaklanmaktadır. Fosil yakıt kullanımından kaynaklandığı öne
sürülen karbon emisyonu ve buna bağlı küresel ısınma sorunu, bugün olduğu gibi,
önümüzdeki yıllarda da önemli bir tartışma konusu olmayı sürdürecektir.
Fosil yakıtların kullanımı nedeniyle oluşan iklim değişikliği etkilerini azaltmak
için çeşitli stratejiler geliştirilmektedir. En kısa dönemde etkili olabileceği beklenen
strateji, mevcut ve yeni santralların verimliliğini arttırarak, emisyonları (CO2)
azaltmaktır. Yakın-uzun erimde uygulanabilecek bir diğer strateji ise, karbondioksitin
“yakalanması ve depolanması” (CCS) yöntemidir. Bu stratejiler, eşzamanlı olarak
15
uygulanmalıdır.
Ekim 2008’de ABD’deki MIT akademisyenlerinin yaptığı bir çalışmanın
sonuçlarının yer aldığı raporlarda, küresel ısınmanın fosil yakıtlardan çok daha fazla
oranda (karbon dioksitten 25 kat fazla) sorumlu olduğu öne sürülen metan gazının,
atmosferde on yıldır sabit seyreden seviyesinin son bir yılda birkaç milyon tondan fazla
miktarda kaydedildiği belirtildi. Artışın, tüm dünyada homojen biçimde olduğu; bir
diğer ifade ile, tek bir ülkenin sorumlu tutulmasının olanaklı olmayacağı da ayrıca
belirtilmiştir. Bu rapor, karbon emisyonlarını “masum” göstermese de, yalnızca karbon
emisyonlarına ve fosil yakıtlara yoğunlaşmanın, küresel ısınmaya çözüm arayışlarında,
yanlış politikalara yönlenmemize neden olabileceğine dair bir saptama olarak
algılanmalıdır.
Uluslararası Enerji Ajansı (UEA) çalışmaları, önümüzdeki 20 yılda, fosil yakıt
kullanımında önemli artış öngörmektedir. Bu artışın önemli bölümü, elektrik sektörünün
talebinden kaynaklanmaktadır. Bu doğrultuda, UEA özellikle fosil yakıtlarla çalışan
santralların verimliliğini arttırma ve CCS teknolojileri konusunda, gerek bilgi
paylaşımının yaygınlaştırılması, gerekse bu faaliyetlerin geliştirilmesi yönünde,
etkinliklerini yoğunlaştırmış bulunmaktadır.
Nükleer santrallardan ticari olarak elektrik üretimi 50 yıldan beri devam
etmektedir. Ekim 2007 itibarıyla dünyada 31 ülkede ticari olarak işletilmekte olan 439
nükleer reaktörün toplam kapasitesi yaklaşık 371 GWe tir. Nükleer güç dünya elektrik
talebinin yaklaşık %16’sını karşılamaktadır. Fransa elektrik tüketiminin % 79.1’ini,
İsveç ve Ukrayna % 46.7’sini, Kore % 37’sini ve Japonya % 27.8’ini nükleerden temin
etmektedir. Dünyadaki uranyum hammaddesi halen mevcut reaktörleri tüm işletme
ömrü boyunca beslemeye yeterlidir. Reaktör güvenliği, atıkların bertaraf edilmesi ve
santrallerin devreden çıkarılması hala büyük sorun olarak sektörün önünde durmaktadır.
Nükleer enerji talebi ağırlıklı olarak Asya’dan gelmektedir. Batı Avrupa’da ise,
Finlandiya’da inşaatına 2005 yılında başlanan ve 1600 Mwe gücünde 3. nesil Basınçlı
Su Reaktör teknolojisi (EPR) ile kurulmakta olan nükleer santralın (Olkiluoto 3) daha
önce 2009 olarak açıklanan ticari işletmeye alınma zamanı, şimdiden 3 yıl gecikme ile
2012 olarak yeniden açıklanmıştır. Öte yandan, inşaatı üstlenen şirketin gecikme ve
maliyet artışları nedeniyle, şimdiden 2.2 milyar avroluk bir uzlaşmazlığı tahkime
16
götürdüğü rapor edilmektedir2. Fransa’da da benzer bir santralın (Flamanville) inşaatı
devam etmektedir. Ayrıca İsveç’te Oskarshamn nükleer santralının modernizasyonu ve
Ringhals 4 santralının işletme ömrünün uzatılması çalışmalarına başlanmıştır.
Tüm bu gelişmelere karşın, nükleer enerji kullanımının yaratacağı olası
tehlikelere yönelik kamuoyu kaygıları, nükleerin gelişmesinin önünde ciddi bir engel
oluşturmaktadır. Ayrıca, nükleer santralların görece çok yüksek olan ilk yatırım
maliyetleri, öngörülen süreyi çok aşan tamamlanma süreleri, nihai atık sorununun
çözümlenememiş olması gibi nedenler, nükleer santralların yaygınlaşmasını olanaksız
kılan diğer nedenlerdir. ABD’de Yuka Dağı’nın altına inşa edilmesi kararlaştırılan nihai
depoya, hem Cumhuriyetçi hem de Demokrat Nevada temsilcileri karşı çıkmaktadırlar.
Bugüne kadar 11 milyar dolar harcanmış olan depoya, tamamlanana kadar 77 milyar
dolar harcanması gerektiği belirtilmektedir. Nükleer silahların yayılması konusu da,
küresel ölçekte yaşanan bir diğer tehdit olduğundan, yakıtın sadece elektrik amaçlı
değil, silah olarak da kullanılabileceği kaygıları, nükleer santral inşası konusunun
önündeki bir diğer engeli oluşturmaktadır.
Yenilenebilir enerji kaynaklarının birincil enerji tüketimindeki payı, önümüzdeki
yıllarda miktar olarak hızla artsa da, bu artış, toplamdaki payın çok yüksek olmasını
sağlayamayacaktır.
Küresel olarak henüz %33’ü kullanılan hidroelektrik enerjisi potansiyelinin,
elektrikteki payı %17 civarındadır. Kuzey Amerika’da ve Avrupa’da hemen hemen
tamamı değerlendirilmiş olan potansiyelin diğer kıtalarda değerlendirilme oranı oldukça
düşüktür. Önümüzdeki dönemde çevresel baskılar ve uzun yatırım süresi nedeniyle bu
bölgelerde özellikle büyük kapasitelerin yapılmasında güçlükler doğuracaktır. Hidro
dışındaki diğer yenilebilir enerji kaynaklarının toplamdaki oranları ise son derece
mütevazıdır. Temiz ve yenilenebilir olan bu kaynakların başlangıçta devlet desteği ile
teşvik edilmeleri halinde, orta ve uzun erimde, ülkelerin arz güvenliği ve ekonomileri
açısından olumlu katkılarının olduğu genel kabul görmektedir.
Biokütle önümüzdeki dönemde dünyanın en önemli ve sürdürülebilir enerji
kaynağı olmaya adaydır. Ancak potansiyel statüsünden kaynak statüsüne geçebilmek
için modern teknoloji desteği şarttır.
17
Rüzgar, hidroelektrikten sonra bel bağlanmış olunan ikinci kaynaktır.
“Offshore” projeleri, türbin kapasitelerinin büyümesine neden olmuştur. Bugün 5 MW
kurulu gücündeki türbinler pazardadır. Ancak elektrik sistemi içinde yüksek rüzgâr
potansiyeline (% 20) yer vermiş ülkeler kesikli üretimin şebekelerindeki yarattığı sistem
problemleri nedeniyle sıkıntı yaşamaktadır. Bu alanda yeni konseptlere ve önlemlere
ihtiyaç duyulmaktadır.
Jeotermal enerji, %90 kapasiteyle çalışabilen ve dünyadaki jeolojik aktivitelerin
olduğu
bölgelerde
yoğunlaşmış
baz
yük
santralleri
olarak
ciddi
avantajlar
sağlamaktadır. Buna karşın global katkısı oldukça düşüktür.
Alternatif yakıtlar arasında, “geleceğin yakıtı” olarak tanımlanan hidrojen,
doğada serbest halde bulunmamaktadır. Bir diğer ifade ile, diğer bazı maddelerden elde
edilmesi gerekmektedir. Bu nedenle de üretim, depolama, dağıtım süreçlerinde ciddi
sorunlar söz konusudur. Büyük ölçekte hidrojen temelli bir enerji ve ulaştırma sistemine
geçilebilmesi, on yıllarla ifade edilen bir süreci gerekli kılmaktadır. Burada sadece
teknik değil, ekonomik engellerin de aşılması gerekmektedir. Bugün için hidrojen,
konvansiyonel yakıtlarla rekabet edecek konumda değildir. Şirketler, teknoloji
geliştirme çabalarını sürdürmekte ve hidrojeni rekabet edebilir düzeye getirmeye
çalışmaktadırlar. Ancak, ulaştırmada güvenilir bir yakıt olabilmesi için çok köklü
dönüşümlere gereksinim vardır.
Güneş pili ile elektrik üretimi şu anda dünyadaki en pahalı teknoloji olmasına
rağmen maliyetler düşme eğilimi göstermektedir. Bununla birlikte çok yönlü avantajları
olup şebekeyle bağlantısı birçok uygulamanın gerçekleşmesini sağlamıştır. Dünyanın
değişik bölgelerinde çevre mevzuatlarının bazı santralları cezalandırması veya seçilmiş
bazı yenilebilirlere büyük teşvikler verilmesi bazı enerji kaynaklarının belirli bölgelerde
yapay olarak yoğunlaşmasına yol açmaktadır. Bu ise küresel enerji fiyatları ve
yatırımları üzerinde olumsuz etki yaratmaktadır. Ayrıca piyasaların serbestleşmesi
sonucunda kısa dönemli karlara odaklanmış bir sektör oluşmaktadır. Bu ise enerji
sektörü için büyük bir sorundur. Ülkelerin uzun erimli ve stratejik yaklaşımlara sahip
uygun enerji karışımlarını içeren ulusal politikalar geliştirmesi ve uygulaması
zorunludur.
18
Diğer alternatif yakıtlar arasında; biyolojik yakıtlar, gazdan sıvı elde edilmesi
(Gas-to-Liquids), yakıt hücreleri, kömürden sıvı yakıt elde edilmesi ve biyo-yakıttan
sıvı elde edilmesi gibi yöntemler sayılabilir. Gazdan sıvı elde edilmesinden,
teknolojinin yardımı ile daha temiz dizel (mazot), LPG ve nafta eldesi anlaşılmalıdır.
Dizele yönelik artan talep dikkate alındığında, bu seçenek, hem emisyonları azaltan,
hem de daha kolay taşınan bir alternatif oluşturmaktadır. Ancak tüm alternatiflerin,
petrol ürünlerini özellikle ulaştırma sektöründeki kullanımda ikame edebilme
noktasında, teknik olduğu kadar, ekonomik olarak da aşması gereken sorunlar vardır.
Söz konusu alternatif yakıtların, maliyetlerine yönelik, kıyaslama amaçlı bir ABD
Enerji Bakanlığı tablosu, aşağıda yer almaktadır.
Şekil 2.2. Alternatif Yakıtlar Fiyat Kıyaslaması (1000dolar/varil-gün kapasite)
Kaynak: EIA Annual Energy Outlook 2006
Dünya nüfusunun halen % 25’i (1,6 milyar insan) modern enerji hizmetlerinden
yoksundur. Bu husus gelecekte küresel gerilimlerin artması için önemli nedenlerden
birisi olabilecektir.
Dünya’da devam eden özelleştirme ve serbestleştirme ve bu amaçla süregelen
yasal ve yapısal değişim ve dönüşüm süreci dünya enerji pazarında bugüne kadar olan
en büyük belirsizlik dönemini yaratmıştır. Küresel ekonomik krize paralel olarak
yaşanan ve özelleştirmenin bayraktarlığını yapan İngiltere ve ABD gibi ülkelerde,
batma noktasına gelen özel şirketlerin devlet tarafından “kurtarılmasını” sağlayan
19
politikalar, piyasalarda istikrar ve güvenliği sağlamak için serbestleştirme ve
özelleştirmenin tek ve en etkin yol olduğu tezlerini temelden sarsmış durumdadır.
Uzun süren yüksek fiyat seyrinden, hızla düşük fiyat sürecine giren petrol fiyatları,
2007 ve 2008 yılında yapılan (özellikle geleceğe yönelik tahminlerde) senaryoların da,
kökten ve yeniden değerlendirilmelerini zorunlu kılacaktır. Referans senaryolarda
yaklaşık 100 dolar/varillik bir değerin ön kabul olarak alınmış olması hususu ile, Aralık
2008 ortalarında 40 dolar/varil civarında seyreden fiyatlar birlikte dikkate alındığında,
özellikle nükleer rönesans söylemlerinin yeniden değerlendirilmesi gündeme gelecektir.
Yüksek büyüme hızı beklentilerine göre yapılan senaryoların, enerji talep tahminlerine
olan doğrudan yansıması da dikkate alınarak, talep tahminlerinin de, aşağı doğru
revizyonu söz konusu olacaktır.
Belirsizlik ortamı; fizibil olan yerli kaynaklara daha çok yatırım yapılmasını ve
dengeli bir enerji karışımı için daha dikkatli ve uzun erimli planların yapılmasını gerekli
kılmaktadır. Yerli kaynaklar, yenilenebilir enerji ve üretimden tüketime tüm zincirde
daha yüksek enerji verimliliği, enerji güvenliğini arttıracaktır.
2.5. Dünya Enerji Sektöründe Uzun Vadeli Beklentiler
2005 - 2030 yılları arasında, (Referans Senaryo’da) dünya enerji talebinin
yaklaşık % 50 artması beklenmektedir. Gelişmekte olan OECD dışı ülkelerde talep
artışının % 84 olarak gerçekleşeceği, buna karşın OECD ülkelerinde bu artışın % 19
düzeyinde kalacağı tahmin edilmektedir.3 Söz konusu dönemde, OECD dışı ülkelerdeki
yıllık ortalama ekonomik büyüme oranının % 5.2, OECD ülkelerinde ise % 2.3 olması
beklenmektedir. OECD dışı ülkelerin enerji talebinin, 2008 yılında OECD ülkelerinin
talebini geçeceği tahmin edilmektedir. 2030’da, OECD dışı ülkelerin talebinin, OECD
talebinden % 43 fazla olacağı öngörülmektedir.
Çin’in enerji tüketiminin 2017’de ABD’yi geçmesi beklenmektedir. 2030’da ise,
Çin’in enerji tüketiminin, ABD’den % 32 fazla olacağı öngörülmektedir.
Fosil yakıtlar en az 2030 yılına kadar enerji sektöründeki hâkimiyetlerini
korumaya devam edecektir. Rezervlerin yeterliliği açısından önemli bir darboğaz
yoktur. Olası rezervler, teknolojideki gelişmelere bağlı kurtarım faktörü artışları ve
20
konvansiyonel olmayan kaynakların da katkısı ile, fosil yakıt rezervleri, önümüzdeki on
yıllarda, yeterli olacaktır. Sorun, bu kaynakları üretip, kullanılır hale getirebilmek için
gereken yatırımların maliyetlerinin karşılanabilmesi sorunudur. Uluslararası Enerji
Ajansı’nın 2008 sonlarında yayınladığı “Geleceğe Bakış” Raporu verilerine göre, 2007 2030 yılları arasında, küresel ölçekte, toplam 26.3 trilyon dolarlık enerji yatırımı
gereksinimi vardır. Bunun % 52’si elektrik sektörüne, % 24’ü petrol, % 21’i ise doğal
gaz sektörüne yapılacak yatırımlardır.
Şekil 2.3. Dünya Birincil Enerji Talebi (Referans Senaryo)
Dünya petrol fiyatlarının, 2030’lara kadar, görece yüksek bir seyir izlemesi
beklenmektedir3. Dönemin (2005 - 2030) ortalarına doğru sıvı üretimindeki arz artışı
(Azerbaycan, Brezilya, Kanada, Kazakistan, ABD) ve bunun piyasaya arzı nedeniyle,
fiyatların bir miktar rahatlayacağı öngörülmektedir. Fakat, son tahlilde, arzın genelde
kısıtlı olacağı varsayılmaktadır. ABD Enerji Bakanlığı’nın Eylül 2008’de yayınladığı
“International Energy Outlook, 2008” başlıklı raporda, 2030 yılına kadar, petrol
fiyatlarının 3 farklı senaryoya göre olası seyri, aşağıdaki şekildeki gibi verilmektedir.
Ancak, önemli bir başvuru kaynağı olarak kullanılan ABD Enerji Bakanlığı
raporlarının, çok sayıda parametreye bağlı olarak değişen petrol fiyatlarını olarak
değişen petrol fiyatlarını tahminde, bir yıl içinde bile her ay revizyon yapmasına
ve son derece gelişkin simülatörler kullanmasına karşın, önemli oranda yanıldığını da,
bir dipnot olarak düşmekte yarar vardır.
21
Şekil 2.4. Dünya Petrol Fiyatları (nominal) 3 Senaryo
Yüksek petrol fiyatlarının sürmesinin, yenilenebilir kaynakların, paylarını en
hızlı arttıracak olan kaynaklar olmasına neden olacağı (yılda % 2.1) ve yenilenebilir
kaynakları, kömürün izleyeceği öngörülmektedir (yılda %2.0).
Her ne kadar petrol, 2030’lara kadar tüketimde en yüksek payı almayı
sürdürecekse de, bu kaynağın 2005’deki toplam % 37’lik payının, 2030’da %33’e
gerilemesi beklenmektedir.
Yüksek petrol fiyatlarının devam etmesi durumunda
dönemin ileriki yıllarında talebin daralması beklenmektedir. (Not: Bu beklenti, çok daha
erken gerçekleşmiş ve 2008 yılı son çeyreğinde ciddi talep daralmaları ve buna bağlı
büyük oranlı fiyat düşüşleri görülmüştür.) Bu nedenle, 2030 yılı sıvı yakıt talebinde, bir
önceki yılın tahminine göre, % 4 azalma söz konusu olacaktır.
Konvansiyonel olmayan kaynakların (petrollü kumlar, çok ağır petrol, bioyakıt,
kömürden sıvı, gazdan sıvı), hem OPEC, hem de OPEC dışı kaynaklarda Referans
Senaryo’da giderek daha fazla rekabet edebilir konuma gelmeleri beklenmektedir. 2005
yılında toplamda günde sadece 2.5 milyon varil olan konvansiyonel olmayan kaynaklar
üretiminin, önemli oranda artarak, 2030 yılında dünya toplam sıvı yakıt üretiminin
%9’unu karşılaması beklenmektedir.
Etanol ve biodizel başta olmak üzere, genelde bioyakıt üretiminin, özellikle ABD’de
22
önemli artış göstereceği öngörülmektedir.
Dünya doğal gaz tüketiminin 2005 yılındaki 2.95 trilyon metreküplük
seviyesinden, 2030’da 4.47 trilyon metreküpe erişeceği tahmin edilmektedir. Gazın,
kullanılması mümkün olan her ortamda, petrolü ikame etmesi beklenmektedir. Doğal
gazın sanayide ve elektrik üretiminde, önümüzdeki dönemde kilit rol oynaması
beklenmektedir. 2030 yılında, doğal gazın en çok kullanılacağı alt sektörün %43’lük
pay ile sanayi alt sektörü olacağı öngörülmektedir. Elektrik üretiminde, özellikle daha
verimli yakıt olması ve daha az karbon yayması nedeniyle, en çok tercih edilen yakıtın
doğal gaz olması beklenmektedir.
Dünya gaz üretiminde OECD dışı ülkelerin ağırlığının hızla artması ve LNG
teknolojilerine ve projelerine yönelik yatırımların ivme kazanması beklenmektedir.
Afrika ve Orta Doğu ülkelerinde LNG üretimi ağırlıklı olmak üzere, gaz üretiminin
toplam miktarının 2005 - 2030 arasında 595 milyar metreküp artacağı tahmin
edilmektedir. İki bölgenin toplam talep artışları ise 280 milyar metreküp düzeyinde
kalacak ve 315 milyar metreküplük bir ihracat potansiyeli oluşacaktır. OECD dışı Asya
ülkelerinde de önemli miktarda gaz üretim artışı olacaksa da, ihracatın bölge içinde
tüketilmesi beklenmektedir.
Dünya elektrik tüketiminin 2005 yılındaki 17.3 trilyon kilowatt-saatlik
miktarından 2015’de 24.4, 2030’da ise 33.3 trilyon kilowatt-saate erişeceği tahmin
edilmektedir. Elektrik tüketiminin, ekonomik büyüme hızlarına paralel olarak en çok
OECD dışı ülkelerde artması beklenmektedir. OECD dışı ülkelerde 2005 - 2030 arası
dönemdeki yıllık elektrik tüketim artış oranının, ortalama % 4, OECD ülkelerinde ise
yılda ortalama % 1.3 oranında gerçekleşeceği tahmin edilmektedir. Elektrik
üretimindeki artışın en çok kömür ve doğal gazla karşılanması beklenmektedir. Elektrik
üretimi amaçlı kullanımda, kömür kullanımındaki yıllık artış oranı %3.1, gaz içinse
%3.7’dir. Bu öngörüler, yüksek petrol fiyatlarının devamı varsayımına ve önemli kömür
kaynakları olan Çin, ABD ve Hindistan gibi ülkelerin olası tüketim eğilimlerine
dayalıdır. 2030’a kadar fosil yakıtların ağırlığının süreceği öngörüldüğünden, enerji
tüketiminden kaynaklanan karbondioksit salınımının, 2005’deki 28.1 milyon tonluk
seviyesinden, 2015’de 34.3, 2030’da ise, 42.3 milyon tona erişmesi beklenmektedir.
2005 - 2030 arası yıllık ortalama salınım artışının ise % 1.7 olarak gerçekleşeceği
23
tahmin edilmektedir. 2005’de OECD ile OECD dışı ülkelerin enerji kaynaklı CO2
emisyon miktarı başabaş iken, 2030 yılında OECD dışı ülkelerin salınımlarının OECD
ülkelerine kıyasla neredeyse 2 katı fazla salınım yapacakları tahmin edilmektedir.
Şekil 2.5. Dünya Enerji Kaynaklı CO2 Emisyonları, 2005-2030, milyar T metr.
• Referans Senaryoların yanısıra, karbon emisyonlarını sınırlayabilecek
Alternatif Senaryolar da söz konusudur. Uluslararası Enerji Ajansı ve ABD
Enerji Bakanlığı’nın ve Dünya Enerji Konseyi gibi kuruluşların yanında,
çeşitli enerji kurum ve kuruluşlarının alternatif senaryoları da vardır. Bu
senaryoların yaşama geçirilebilmeleri bir yandan yüksek maliyetli yatırımları,
bir yandan da uluslararası bir uzlaşmayı zorunlu kılmaktadır. Ancak,
uygulanmaları halinde hem küresel ısınmanın olası olumsuz etkilerinin
önemli oranda geriletilebilmesi, hem de yapılacak ilk yatırımların, orta ve
uzun erimde, geri alınması ve sonraki maliyetlerin düşürülmesi de olasıdır.
• Alternatif senaryo uygulamaları arasında; enerji tüketim profillerinde artan
oranda nükleer kullanımı, yenilenebilir kaynakların teşviki suretiyle
paylarının arttırılması, elektrik üretim ve tüketim alt sektörlerinde
verimliliğin arttırılması ve fosil kaynak kullanım süreçlerinde verimlilik
artışının sağlanması gibi hususlar öne çıkmaktadır. Alternatif politikaların
24
uygulanması ile, 2030 yılında günde 14 milyon varil daha az petrol
tüketilmesinin
mümkün
olabileceği
hesaplanmaktadır.
Söz
konusu
politikaların uygulanabilmesi halinde, 2030 yılında, Referans Senaryoya
kıyasla, 8 gigaton (% 19) daha az CO2 emisyonu yayılması söz konusu
olabilecektir.
2.6. Türkiye Enerji Politikası
Türkiye’nin Enerji Politikası,
enerjinin,
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığınca;
ekonomik büyümeyi gerçekleştirecek ve sosyal gelişmeyi destekleyecek
şekilde; zamanında, yeterli, güvenilir rekabet edilebilir fiyatlardan, çevresel etkileri de
göz önünde tutularak tüketiciye sağlanması şeklinde tanımlanmaktadır.
Bu bağlamda, Bakanlığın ana enerji politika ve stratejileri:
• Stratejik petrol ve doğal gaz depolama kapasitesinin arttırılması,
• Kaynak ve ülke çeşitlendirilmesi,
• Yerli kaynakların kullanımı ve geliştirilmesine öncelik verilmesi,
• Farklı teknolojilerin kullanımı, geliştirilmesi ve yerli üretimin
artırılması,
• Ülkemizin enerji ticaret merkezi olma potansiyelinden en iyi şekilde
yararlanılması,
• Talep yönetiminin etkinleştirilmesi ve verimliliğin artırılması,
• Yakıt esnekliğinin artırılması (üretimde alternatif enerji kaynağı kullanımına
olanak sağlanması),
• Orta Doğu ve Hazar petrol ve doğal gazının piyasalara ulaştırılması sürecine
her aşamada katılım sağlanması,
• Enerji sektörünün, işleyen bir piyasa olarak şeffaflığı ve rekabeti esas alacak
şekilde yapılandırılması,
• Bölgesel işbirliği projelerine katılım ve entegrasyon,
• Her aşamada çevresel etkileri göz önünde bulundurmak,
şeklinde özetlenmektedir.
Bu ilkeler çerçevesinde Avrupa Birliği müktesebatına uyum ve enerji sektöründe
25
piyasa mekanizmasının oluşturulmasına yönelik politikalara öncelik verilmiş ve
“Elektrik, Doğal Gaz, Petrol, LPG Piyasalarına İlişkin Kanunları” yayımlanmış ve çok
sayıda yasal düzenleme yapılmıştır.
Sektörü düzenlenmek amacıyla birbiri ardına çıkarılan kanunlar ve yeni
düzenlemeler şöyledir:
1. 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu- 3 Mart 2001
2. 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu-18 Nisan 2001
3. 5015 sayılı Petrol Piyasası Kanunu - 20Aralık 2003
4. Elektrik sektörü Stratejisi (2004)
5. 3213 sayılı Maden Kanununda 5177 Sayılı Değişiklik Kanunu5 Haziran 2004
6. 5307 sayılı Sıvılaştırılmış Petrol Gazlar (LPG) Piyasası Kanunu02 Mart 2005
7. 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi
Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun- 18 Mayıs 2005
8. 5627 sayılı Enerji Verimliliği Kanunu -2 Mayıs 2007
9. Jeotermal Kaynaklar ve Doğal Mineralli Sular Kanunu13 Haziran 2007
Bu düzenlemelerle ilgili olarak çok sayıda yönetmelik ve tebliğ çıkarılmıştır.
Ayrıca Enerji Stratejisinin yenilenmesi için yeni bir Enerji Stratejisi hazırlanmaktadır.
2.7. Türkiye Enerji Arz ve Talebi
Türkiye hemen her çeşit enerji kaynağına sahiptir. Ancak hidrolik ve kömür
dışındaki bu kaynaklar ülkenin ihtiyacını karşılayacak seviyede değildir. Kömür ve
hidrolik enerji yerli üretimde önemli pay teşkil etmektedir. Kömür, doğal gaz ve petrol
ise enerji tüketiminin önemli bileşenidir. Özellikle doğal gaz son yılların hızla büyüyen
enerji kaynağı olarak tüketimde vazgeçilmez bir yere oturmuştur. 2007 yılında doğalgaz
enerji tüketiminde %31.5 ile en büyük payı alan enerji kaynağı haline gelmiştir. Buna
karşılık doğal gaz tüketimimizin sadece % 2.4’ ü kendi üretimiz ile karşılanabilmiştir.
1990 yılında 41,6 MTEP olan nihai enerji tüketimi yıllık ortalama %2,9’luk artışla 2004
26
yılında 69,0 MTEP, 2007 yılında 82,7 MTEP değerine ulaşmıştır. Bu dönemde nihai
enerji tüketim yapısındaki önemli değişiklik elektrik ve doğal gaz
tüketiminde
olmuştur. 1990 yılında nihai enerji tüketimi içinde doğal gazın payı %1,9’dan 2007
yılında %.31,5 ’a yükselmiştir. Diğer taraftan elektrik enerjisi üretiminde ise doğal
gazın payı %9,4’den % 49,6 ‘ya yükselmiştir.
Şekil 2.6. Birincil Enerji Üretimi ve Tüketiminin Yapısı, 2007
Yerli kaynaklarımızdan üretilen enerji miktarındaki artışın enerji talebimizden
daha düşük olması nedeniyle, net enerji ithalatımız 1990’daki 28,5 MTEP değerinden
2007’de 81.1 MTEP değerine ulaşmıştır. 2007 yılında enerji talebimizin sadece %25.5’i
yerli kaynaklar (üretim) ile karşılanmıştır.
Şekil 2.7. Enerji Arz ve Talebin Gelişimi
Geçmiş yıllarda olduğu gibi, 2007 yılında da başta doğal gaz ve petrol olmak
üzere, taş kömürü ve elektrik enerjisi ithalatı yapılmıştır. Kömür ithalatları toplam
olarak 14,6 MTEP (%16,7 ), ham petrol ve petrol ürünleri ithalatı 38,2 MTEP (%43,6 ),
27
doğal gaz ithalatı 33,2 MTEP (%37,9), elektrik enerjisi ithalatı ise 0,08 MTEP olmuştur.
Enerji ithalatına 2006 yılında 29 milyar dolar ve 2007 yılında 33,9 milyar dolar
ödenmiştir. Türkiye'nin Gayri Safi Milli Hasılası 2007 yılında 656.8 Milyar $ olup, aynı
yılda petrol ve doğal gaz ithalatına yaklaşık 23 Milyar $ ödenerek Gayri Safi Milli
Hasılamızın % 3.5 'i petrol ve doğal gaz dışalımına verilmiştir. Başka bir deyişle 2007
yılındaki tüm ihracatımızın (107, 3 Milyar $) % 21 ,4'ü petrol ve doğal gaz ithalatına
ayrılmıştır Toplam enerji arzında, petrole %30,9 ve doğal gaza %31,5 oranında bağımlı
olan ülkemizde enerji sektörünün, ekonomi üzerindeki yoğun etkisi ve arz güvenliği
büyük önem taşımaktadır.
Şekil 2.8. Enerji Fiyatlarının Enerji İthalatına Etkisi (Milyar Dolar)
Kaynak:. Hazine Müsteşarlığı
Grafik 9 da Cari fiyatlarla enerji ithalatının sabit fiyatlarla da arttığını
göstermektedir. Ancak enerji fiyatlarındaki artışın enerji ithalat değerinin artışı üzerinde
ne denli etkili olduğu görülmektedir.
Türkiye enerji tüketiminde yüksek bir dışa bağımlılık yaşamaktadır. Türkiye’de
enerji ihtiyacının büyük bir çoğunluğu ağırlıklı olarak fosil yakıt kaynaklarından
sağlanmaktadır. ETKB tarafından yapılan uzun vadeli projeksiyonlarda dışa bağımlılık
oranının 2010’da % 71, 2015’de % 68 ve 2020 yılı için % 70’ler seviyesinde olacağı
tahmin edilmiş olmakla birlikte enerji ithalatındaki artış eğilimi 2007 yılında da
sürmüştür.
28
2.8. Türkiye’de Yenilenebilir Enerji Kaynakları
Ülkemiz, yerli, yeni ve yenilenebilir enerji kaynakları ile enerji ihtiyacının
önemli bir kısmını karşılayabilecek bir potansiyele sahip olmasına karşın henüz bu
kaynaklar mevcut potansiyelin çok altında değerlendirilmektedir.
Türkiye önemli miktarda yenilenebilir enerji kaynakları potansiyeline sahiptir.
Hidrolik, rüzgar, jeotermal, güneş ve biokütle ülkemizin kullanılan ve kullanılma
potansiyeli yüksek yenilenebilir enerji kaynaklarıdır ve kömürden sonra enerji üretimi
için ikinci büyük yerli kaynaktır. 2007 yılında yenilenebilir enerji kaynaklarından
üretilen enerji miktarı 8,47 MTEP mertebesindedir. Bu toplam birincil enerji arzımızın
yaklaşık % 8 ine karşılık gelmektedir.
Ülkemiz yenilenebilir enerji arzı ağırlıklı olarak hidrolik kaynaklar ve
biokütleden (odun, bitki ve hayvan artıkları) üretilmektedir. Biokütlenin payı
yenilenebilir enerji arzımızın %47’sini oluşturmaktadır. Bu oranın tamamına yakını
ticari olmayan yakıtlardan olan ve konut ısıtılmasında kullanılan odun ve hayvan
artıklarıdır. Geri kalan yenilenebilir enerji arzı ise ağırlıklı olarak hidrolik kaynaklardan
elde edilmektedir. Şimdilik rüzgâr ve güneş enerjilerinin payı çok küçük olsa bile yakın
gelecekte hızla artması beklenmektedir. Ülkemizde büyük potansiyele sahip jeotermal,
rüzgâr ve güneş gibi yerli kaynaklarımız şimdiye kadar sistematik olarak
geliştirilmemiştir. 2007 yılında bu üç kaynağımızın toplam birincil enerji arzı içindeki
payı sadece %1.5-2 civarındadır.
Şekil 2.9. Yenilenebilir Enerji Tüketiminin Birincil Enerji Tüketimindeki Payı.
Kaynak: ETKB
29
Bu kaynaklarımızın kullanımının hızla geliştirilmesi beklentisine karşın 2030
yılında bile birincil enerji arzımıza ancak %5 oranında bir katkı yapması söz konusu
olacaktır. Son yıllarda elektrik üretiminde yenilenebilir enerji kaynaklarının payında
ciddi bir artış görülmemektedir.
Şekil 2.10. Elektrik Üretiminde Kaynakların Payı
Elektrik enerjisi üretiminde yenilenebilir enerjinin payı 2006 yılında %26
mertebesinde olmuş ancak bu pay 2007 yılında % 19 mertebesine gerilemiştir. Ancak
Elektrik enerjisi kurulu güç elektrik üretiminin gelişiminde yenilenebilir enerji
kaynaklarının payının hızla artırılması beklenmektedir. Bu konuda yapılan öngörüler
aşağıdaki tabloda özetlenmiştir.
2020 yılında 15 000 MW hidro ve 10 000 MW rüzgâr ve güneş kurulu gücünün
ulusal şebekeye bağlanması hedeflenmektedir. İthalat bağımlılığını azaltabilmek, enerji
arzı güvenliğini sağlayabilmek ve sera gazı salınımlarını düşürebilmek için ülke enerji
dengesinde yenilenebilir enerji kaynaklarının payının artırılmasına önem verilmelidir.
Ülkemiz açısından yenilenebilir enerji kaynaklarının ulaşmış olduğu potansiyel, içinde
bulunulan enerji darboğazının aşılması, ithal kaynaklara olan bağımlılığın azaltılması ve
döviz kaybının önlenmesi için önemli bir kaynaktır.
Özellikle güneş, jeotermal ve rüzgâr kaynaklarından enerji elde etmek için
gerekli üretim ve ekipmanların büyük bir çoğunluğunun ülkemizde üretimi imkanı
vardır. Eğer ülkemizde AR-GE çalışmalarına gerekli kaynak ayrılır, uygulamaya
30
yönelik üniversite-ilgili meslek odaları-sanayi işbirliği sağlanır ve bu konuda özellikle
ulusal, kamusal çıkarları gözeten bir enerji programı uygulanabilirse; ülkemiz gerek
ulusal kaynakları gerek insan gücü gerekse yetişmiş ve deneyimli mühendis yapısıyla
gerekli teknolojik hamleyi yapabilecek alt yapıya sahiptir.
2.8.1. Rüzgâr Enerjisi
Ülkemizde bugünkü teknik koşullarda ortalama 7 m/s hızda, yılda 2.500 saat
kullanma süresi ile kurulabilecek ekonomik rüzgâr potansiyeli EİE tarafından
hazırlanan Türkiye Rüzgâr Enerjisi Potansiyel Atlası (REPA) da 48.000 MW yani 120
milyar KWh düzeyinde olarak hesaplanmıştır.
REPA, Türkiye rüzgâr kaynaklarının karakteristiklerini ve dağılımını belirlemek
amacıyla EİE tarafından 2006 yılında üretilmiştir. Bu atlasta verilen detaylı rüzgâr
kaynağı haritaları ve diğer bilgiler rüzgâr enerjisinden elektrik üretimine aday
bölgelerin belirlenmesinde kullanılabilecek bir alt yapı sağlamaktadır.
Harita 1. Türkiye Rüzgar Atlası-Yıllık Rüzgar Dağılım Haritası 70 m
Kaynak: EİE
Türkiye rüzgâr enerji potansiyeli, rüzgâr sınıfı iyi ile sıra dışı arasında 47,849.44
MW olarak belirlenmiştir. Bu araziler Türkiye toplamının %1.30’una denk gelmektedir.
Orta ile sıra dışı arası rüzgâr sınıfına ait rüzgârlı arazilere bakıldığında ise 131,756.40
MW’lık rüzgâr enerjisi potansiyelini bulunduğu ve toplam rüzgârlı arazinin alanının ise
Türkiye’nin %3.57 ’si olduğu görülmüştür.
31
Harita 2. Marmara Bölgesindeki Muhtemel Rüzgâr Santrallar. -REPA
Kaynak EİE
Türkiye, Avrupa’da rüzgâr enerjisi potansiyeli bakımından en zengin ülkelerden
birisidir. Üç tarafı denizlerle çevrili olan ve yaklaşık 3500 km kıyı şeridi olan
Türkiye’de özellikle Marmara kıyı şeridi ve Ege kıyı şeridi ile sürekli ve düzenli rüzgâr
almaktadır
Türkiye’de halihazırda şebeke bağlantılı rüzgâr santralarının toplam kurulu gücü
146.25 MW ulaşmış olup 2007 de 355 GWh enerji üretmiştir. 2007 de toplam 76,4 MW
rüzgâr santralı devreye alınmıştır (EPDK).
Bunların yanı sıra inşaatı süren 276.9 MW ve tedarik anlaşması yapılan 579.7
MW rüzgâr santrali mevcuttur. Elektrik Piyasası Düzenleme Kurumu tarafından bu
güne kadar toplam kurulu gücü 2126 MW olan 58 adet rüzgâr santraline lisans verilmiş,
toplam kurulu gücü 533 MW olan 13 adet santralin lisansı ise sona erdirilmiştir. 1
Kasım 2007 tarihinde, yalnızca tek bir gün süreyle kabul edilen, 78 000 MW
büyüklüğündeki rüzgâr santral lisans başvuruları ile inceleme ve değerlendirmede olan
rüzgâr projeleri toplam gücü 84 674 MW’a ulaşmıştır. Rüzgâra dayalı elektrik üretim
başvurularına ilişkin belirtilen rakamlar, aynı kaynağın elektrik amaçlı kullanımına
ilişkin olarak yapılan birden fazla başvuruyu da içermektedir.
2.8.2. Jeotermal Enerji (Isı, Elektrik)
Dünyada jeotermal elektrik üretiminde ilk 5 ülke sıralaması, ABD, Filipinler,
İtalya, Meksika ve Endonezya şeklindedir. Dünya jeotermal ısı ve kaplıca
uygulamalarındaki ilk 5 ülke sıralaması ise Çin, İsveç, ABD, İzlanda ve Türkiye
32
biçimindedir.
Türkiye’nin jeotermal brüt teorik ısı potansiyelinin 31.500 MW, kullanılabilir ısı
potansiyelinin de 3.524 MW olduğu belirtilmektedir. Toplam jeotermal elektrik
potansiyeli 2000 MW’dir.
1962 yılında MTA tarafından bir sıcak su envanter çalışması olarak başlatılan
Türkiye’nin jeotermal enerji araştırması ile bugün toplam 600’den fazla termal kaynak
(sıcak ve mineralli su kaynağı) bilgisine ulaşılmıştır.
Bunların yanı sıra inşaatı süren 276.9 MW ve tedarik anlaşması yapılan 579.7
MW rüzgâr santrali mevcuttur. Elektrik Piyasası Düzenleme Kurumu tarafından bu
güne kadar toplam kurulu gücü 2126 MW olan 58 adet rüzgâr santraline lisans verilmiş,
toplam kurulu gücü 533 MW olan 13 adet santralin lisansı ise sona erdirilmiştir.
1
Kasım 2007 tarihinde, yalnızca tek bir gün süreyle kabul edilen, 78 000 MW
büyüklüğündeki rüzgâr santral lisans başvuruları ile inceleme ve değerlendirmede olan
rüzgâr projeleri toplam gücü 84 674 MW’a ulaşmıştır. Rüzgâra dayalı elektrik üretim
başvurularına ilişkin belirtilen rakamlar, aynı kaynağın elektrik amaçlı kullanımına
ilişkin olarak yapılan birden fazla başvuruyu da içermektedir.
Dünyada jeotermal elektrik üretiminde ilk 5 ülke sıralaması, ABD, Filipinler, İtalya,
Meksika ve Endonezya şeklindedir. Dünya jeotermal ısı ve kaplıca
uygulamalarındaki ilk 5 ülke sıralaması ise Çin, İsveç, ABD, İzlanda ve Türkiye
biçimindedir.
Türkiye’nin jeotermal brüt teorik ısı potansiyelinin 31.500 MW, kullanılabilir ısı
potansiyelinin de 3.524 MW olduğu belirtilmektedir. Toplam jeotermal elektrik
potansiyeli 2000 MW’dir.
1962 yılında MTA tarafından bir sıcak su envanter çalışması olarak başlatılan
Türkiye’nin jeotermal enerji araştırması ile bugün toplam 600’den fazla termal kaynak
(sıcak ve mineralli su kaynağı) bilgisine ulaşılmıştır.
- Aydın Merkez - Köşk - Umurlu - Serçeköy
33
- Aydın - Sultanhisar - Atça
- Aydın - Germencik - Bozköy - Çamur
- Aydın -Sultanhisar
- Manisa - Salihli – Caferbeyli
- Manisa – Alaşehir – Kavaklıdere
Jeotermal sahalarıdır.
2.8.3. Güneş Enerjisi
Türkiye güneş kuşağı içerisinde bulunan bir ülkedir. Bu nedenle güneş enerjisi
kazancı açısından zengindir. Türkiye günlük ortalama güneşlenme süresi 3,75 (Aralık
ayı)-11,31 (Temmuz ayı) saat arasında değişirken, Global Radyasyon Değeri (kWh/m2gün) 6,57 (Haziran) ile 1,59 (Aralık ayı) değişmektedir.
Ülkemiz, coğrafî konumu sebebiyle sahip olduğu güneş enerjisi potansiyeli
açısından birçok ülkeye göre şanslı durumdadır. Türkiye’nin ortalama yıllık toplam
güneşlenme süresinin 2640 saat (günlük toplam 7,2 saat), ortalama toplam ışınım şiddeti
1311 KWh/m²-yıl (günlük toplam 3,6 KWh/m²) olduğu tespit edilmiştir.
Ülkemizde yıllık ortalama toplam güneş ışınımının en küçük ve en büyük
değerleri sırası ile 1.120 KWh/m2-yıl ile Karadeniz Bölgesinde, 1.460 KWh/m2-yıl ile
Güneydoğu Anadolu Bölgesinde gerçekleşmektedir.
Şekil 2.11.Türkiye Global Radyasyon Değerleri (kWh/ m²-gün)
Kaynak: EİE-GEPA
34
EİE tarafından yayınlanan Güneş Enerjisi Potansiyel Atlası’na göre, Türkiye’nin
yıllık güneş enerjisi Teknik Potansiyeli yaklaşık 405 milyar kWh (DNI> 1800 kwh/m2yıl) ve Ekonomik Potansiyeli yaklaşık 131milyar kWh (DNI> 2000 kwh/m2-yıl) dır.
Harita 3. Türkiye Güneş Haritası
Kaynak: EİE GEPA
Bu ışınım şiddetleri ile Türkiye’nin, Güneydoğu ve Akdeniz bölgeleri içinde
kalan ve yüzölçümünün % 17’sini kapsayan bölümünde, güneşli su ısıtıcılarının yıl
boyunca tam kapasite ile çalışabilmektedir. Türkiye yüzölçümünün % 63’ünü kapsayan
bölümde ise, güneşli su ısıtıcılarının yıl boyunca çalışma oranı % 90 ve ülkenin %
94’ünü kapsayan bir bölümdeki çalışma oranı ise, % 80’dir. Türkiye’nin hemen hemen
her yerinde, güneşli su ısıtıcılarının yılın % 70’i kadar bir sürede tam randımanla
çalışabilmektedir. Bu sebeple özellikle Güney ve Ege kıyıları başta olmak üzere bütün
bölgelerde güneş enerjisi kolektörleri halen yoğun olarak sıcak su elde etmek amacıyla
kullanılmaktadır. Ayrıca bazı endüstriyel uygulamalar, hacim ısıtma uygulamaları
(güneş
mimarisi)
ile
elektrik
üretiminde
fotovoltaik
pillerin
kullanımı
da
yaygınlaşmaktadır.
Güneş kollektörleri kullanılarak elde edilen ısı enerjisinin birincil enerji
tüketimine katkısının yıllara göre değişimi, Tablo 25 de gösterilmiştir. Türkiye’de,
büyük çoğunluğu Akdeniz, Ege ve Güney Doğu Anadolu bölgelerinde olmak üzere, 3 3.5 milyon konutta güneş kollektörü bulunmaktadır Bu toplayıcıların tümü 18 milyon
m2‘dir ve EİE verilerine göre 2007 de üretilen enerji miktarı 420 bin ton eşdeğeri
petrolün üstündedir.
35
Güneşten elektrik üretimi ise 1000 kW kurulu güç ile pilot uygulamalar
seviyesindedir. Şu anda 3000 dolar olan kW maliyetinin 1500 dolar’a düşmesi
durumunda ülkemizde de güneşten elektrik üretimi uygulamaları yaygınlaşabilecektir.
Güneş enerjisi gibi yenilenebilir enerji kullanımlarına ülke enerji politikalarında yer
verilmesi, enerji dış alımlarını azaltabileceği gibi fosil yakıtlardan kaynaklanan çevre
kirliliğinin azaltılmasını da sağlayacaktır.
2.8.4. Biokütle Enerjisi
Türkiye’nin biokütle, biyogaz ve biyoyakıt enerji kapasiteleri de ciddi
potansiyellere sahiptir.
Biokütle yeni-yenilenebilir enerji kaynakları içinde ciddi bir teknik potansiyele
sahiptir. Ana bileşenleri karbonhidrat bileşikleri olan bitkisel ve hayvansal kökenli tüm
maddeler “Biokütle Enerji Kaynağı”, bu kaynaklardan üretilen enerji ise “Biokütle
Enerjisi” olarak tanımlanmaktadır.
Türkiye’de toplam arazinin sadece % 33,1’i işlenmektedir. İşlenmeyen arazi
içinde tarıma uygun % 3’lük bir alan mevcuttur. Bu alanın enerji tarımında
kullanılması, kota kapsamından çıkarılan ürünler (tütün, şeker pancarı gibi) yerine de
enerji amaçlı tarım (şeker pancarı, tatlı sorgum, miskantus, kanola, aspir, C4 bitkileri
ekimi gibi) yapılması, tarım kesimine yön verecek, istihdam yaratacak ve ulusal geliri
artıracaktır. Bugün AB’de şeker üretimine kota getirilse de şeker pancarının üretimi
kısıtlanmamakta, tam tersine biyoyakıt üretimine dönük şeker pancarı üretimi hektar
başına 45 € ile desteklenmektedir GAP, Yeşilırmak Havza Projesi gibi projeler
kapsamında biyokütle enerji teknolojisi plan ve uygulamaları mutlaka yer almalıdır.
Ülkemiz enerji ormancılığına uygun (kavak, söğüt, kızılağaç, okaliptüs, akasya
gibi hızlı büyüyen ağaçlar) 4 milyon hektar devlet orman alanına sahiptir. Söz konusu
alan uygun planlamalar dahilinde, modern enerji ormancılığında değerlendirilmeli ve bu
ağaçların yakacak olarak kesimi önlenmelidir. Yapılan hesaplamalar, 1 milyon hektar
alana kurulacak enerji ormanlarından yılda yaklaşık 7 milyon ton biyokütle enerji
kaynağı elde edilebileceğini göstermektedir. Bu miktar yaklaşık 30 milyon varil ham
petrole eşdeğerdir.
36
2.9. Hidrojen Enerjisi
Hidrojen evrende en fazla bulunan ve doğadaki en basit atom yapısına sahip
elementtir. Hidrojen çok hafif bir gaz olup, yoğunluğu havanın 1/14'ü, doğal gazın ise,
1/9'u kadardır. Atmosfer basıncında -253 °C 'ye soğutulduğunda sıvı hale gelen
hidrojenin yoğunluğu ise benzinin 1/10'u kadar olmaktadır.
Hidrojen en verimli yakıttır. Ortalama olarak, fosil yakıtlardan %26 daha
verimlidir. Hidrojen bilinen tüm yakıtlar içerisinde birim kütle başına en yüksek enerji
içeriğine sahiptir. 1 kg hidrojen 2.1 kg doğal gaz veya 2.8 kg petrolün sahip olduğu
enerjiye sahiptir. Ancak birim enerji başına hacmi yüksektir. Hidrojen gazının ısıl
değeri, metre küp başına yaklaşık 12 Mega Joule olarak verilmektedir.
Hidrojen çevre problemlerine tek çözüm olarak gösterilmekte ve ülkeleri fosil
yakıtlardan kurtarabilecek “bağımsızlık yakıtı” olarak da adlandırılmaktadır.
Dünya Hidrojen Enerjisi Konseyi Başkanı ve aynı zamanda da Miami
Üniversitesi’nde “Temiz Enerji Araştırmaları Enstitüsü”nün başkanlığını yapmakta olan
Prof. Dr. T. Nejat Veziroğlu, 1974 yılında organizasyonunu üstlendiği “Hidrojen
Ekonomisi Miami Enerji Konferansı’nda (THEME)” fosil yakıtların tükenmesine ve
bunların yakıt olarak kullanımının çevreye verdiği zararların önlenmesine çözüm olarak
“Hidrojen Ekonomisi / Hidrojen Enerji Sistemi” fikrini ortaya atmıştır.
“Birleşmiş Milletler Uluslararası Hidrojen Enerjisi Teknolojileri Merkezi’nin
(ICHET) İstanbul’da kurulması ile ilgili olarak Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ile
2003’te anlaşma imzalanmıştır. ICHET Mayıs 2004 de faaliyete geçmiş olup,
Türkiye’de ve Dünyanın birçok ülkesinde başlattığı pilot projelerle çalışmalarına devam
etmektedir. Ayrıca Merkez, Türkiye’de organize ettiği çeşitli demonstrasyon
projeleriyle hidrojen enerjisi konusunda Türkiye’yi lider ülke konumuna taşımak için
çeşitli sanayi kuruluşlarıyla ortak çalışmalar yapmaktadır. Bunlar arasında THY,
TEMSA, TPAO ile Atatürk Havaalanında otobüs projesi, Demirer Holding, BOS,
Çukurova Holding ve Ünilever Şirketi ile rüzgârdan elde edilecek hidrojenin fabrika
içinde fork lift çalıştırmada ve margarin yapımında kullanılması, Ankara’da bir
hastanede hidrojen ve oksijen üretilerek hidrojenin ambulansta yakıt olarak kullanılması
37
gibi bir çok proje üzerindeki çalışmalar devam etmektedir.
TÜBİTAK-MAM Enerji Enstitüsünün AB 6. Çerçeve Programına yönelik
yürüttüğü HYPROSTORE “Hidrojen Teknolojileri Mükemmeliyet Merkezi” projesi,
AB tarafından desteklenmektedir. Ayrıca Boğaziçi Üniversitesi, İstanbul Teknik
Üniversitesi, Ortadoğu Teknik Üniversitesi, Sabancı Üniversitesi ve bazı endüstriyel
kurumlarda da PEM üzerine araştırmalar yapılmaktadır. Birçok araştırma merkezinde
yapılan
araştırmalarla
hidrojen
enerjisinin maliyetlerinin düşürülmesi mümkün
olacaktır. Tablo 27’de hidrojenin üretim yöntemlerinin maliyet karşılaştırılması
verilmektedir.
2.10. Enerji, Çevre ve İklim Değişikliği
2006 yılında güncellenen Çevre Kanunun amaç maddesi, “bütün canlıların ortak
varlığı olan çevrenin, sürdürülebilir çevre ve sürdürülebilir kalkınma ilkeleri
doğrultusunda korunmasını sağlamak” olarak belirlenmiştir. Kanunla, kirlilik kontrolü”
kavramı yerine “kirliliğin kaynağında önlenmesi” kavramı ön planda tutulmakta, üretim
ve tüketim kaynaklı atıkların minimuma indirilmesi, faaliyetlerde iyi teknik ve
teknolojilerin kullanılması, enerjinin verimli kullanılması, izleme-denetim sisteminin
etkin uygulanması ve kirleten öder prensibi ve önceden önlem alma yaklaşımı gibi
temel prensiplerin politika ve uygulamalarımıza yansıtılması hedeflenmiştir.
Son yıllarda halkın sosyo-ekonomik düzeyinin yükselmesine paralel olarak
çevre konusu tüm karar mekanizmalarında vazgeçilmez bir parametre olarak yerini
almaya başlamıştır.
Avrupa Birliği’nin 17 Aralık 2004 tarihinde Türkiye ile müzakerelerin
başlatılması kararını müteakip AB çevre müktesebatına uyum sağlanması ve mevzuatın
etkin bir şekilde uygulanması amacıyla bir dizi çalışma başlatılmıştır. AB müktesebatı
içerisinde çevre başlığı Hava Kalitesi, Atık Yönetimi, Doğal Kaynakların Yönetimi,
Endüstriyel Kirliliğin Kontrolü, Kimyasallar, Gürültü ve Su Yönetimi olmak üzere 8
sektörden oluşmaktadır. Bu başlıkların tümü enerji sektörünü bir şekilde kapsamaktadır.
Ülkemizin çevre konusundaki stratejisinin belirlenmesi amacıyla Çevre ve Orman
Bakanlığı koordinasyonunda, ülkenin tüm ilgili bakanlık, kurum ve kuruluşların katılımı
38
ile, 2007-2023 yıllarını kapsayan AB Entegre Çevre Uyum Stratejisi (UÇES) kalkınma
planları ve yıllık programlara uygun şekilde hazırlanarak 2006 yılında yayınlanmıştır.
UÇES ülkemizin ekonomik ve sosyal şartlarını dikkate alarak sağlıklı, yaşanabilir bir
çevre oluşturmayı ve bu doğrultuda ulusal çevre mevzuatımızın AB çevre müktesebatı
ile uyumlulaştırılmasını, uygulanmasını, uygulamanın izlenmesini ve denetlenmesini
amaçlamaktadır. Finansman stratejisini de içeren ve enerji sektörü dahil olmak üzere
tüm sektörleri içeren UÇES ile çevre politikalarının ekonomik ve sosyal politikalara
entegrasyonu sağlanması, çevre korumaya ilişkin ekonomik araçlardan yararlanılması,
gerekli teşviklerin sağlanması hedeflenmektedir. UÇES Şubat 2007 tarihinde Yüksek
Planlama Kurulu tarafından onaylanmıştır.
BM İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesine 2004 yılında katılan Türkiye, o
tarihten itibaren enerji-iklim değişikliği politikalarının entegrasyonuna başlamış, sosyoekonomik koşulları benzer olan diğer ülkelerin aksine uluslararası alanda ve BM
kapsamında mali destek almamasına rağmen başta enerji verimliliği ve yenilenebilir
enerji olmak üzere birçok alanda önlemler almıştır.
Çevresel hususların sektörel politikalara entegrasyonunun sürdürülebilir
kalkınma için önemli bir faktör olması da dikkate alınarak, ülke kalkınmasında önemli
rol oynayan enerjiye olan talebin karşılanmasında çevresel etkilerin en aza indirilmesi
için çaba sarfedilmekte, gerekli çalışmalar ve yatırımların yapıldığı gözlemektedir.
Adı geçen Direktifte, tesislerin ısıl güçlerine lisans alma tarihlerine, kalan
işletme sürelerine, kullanılan yakıt tiplerine ve yakıt karakteristiklerine göre SO2, NOX,
toz emisyonları için farklı emisyon limit değerleri verilmekte olup, ülkemiz
mevzuatında yer alan limit değerlerden daha sıkı değerlerdir. Bu direktife yönelik
olarak AB eşleştirme (twinning) projesi kapsamında uyumlaştırma çalışmaları devam
etmekte olup, taslak yönetmelik hazırlanmıştır. Taslak direktifte mevcut tesisler için
uyum sürecinin 2017 olarak belirlenmesine karşılık, AB süreç içerisinde direktifte
güncellemeye gitmiş, direktifte yer alan parametrelere ilave parametreler getirilmiş ve
direktifin kapsamı genişletilmiştir. Bu kapsamda, eski tesislerde yüksek maliyetli
yatırım gerektiren bu direktife ilişkin olarak, müzakere sürecinde bazı esnekliklerin
tanınmasını sağlamak üzere, mevcut tesislerde tesis bazında incelemeler yapılması
yoluyla, kalan ömürlerinin ve yıllık işletme sürelerinin belirlenmesinde yarar
39
görülmektedir.
Ağır çevre yatırımı gerektiren ve enerji sektörünü de yakından ilgilendiren diğer
bir direktif de “Entegre Kirlilik Önleme ve Kontrol Direktifi (Integrated Pollution
Prevention and Control-IPPC)” direktifidir. Çevresel izinler için bir çerçeve oluşturan
ve çevrenin korunması için mevcut en iyi tekniklerin uygulanmasını öngören bu direktif
de enerji sektörünü yakından ilgilendirmekte olup, ısıl kapasitesi 50 MW ve üzerinde
olan yakma tesislerini kapsamaktadır. IPPC direktifinin Türkiye’de Sektöre, göstergeler
açısından da bakılmasında yarar görülmektedir. Türkiye 1990-2004 verilerine
bakıldığından, elektrik üretiminin %162 ile ülkenin kalkınma hızından daha büyük
oranda artış gösterdiği görülmektedir. Buna bağlı olarak, elektrik sektöründen
kaynaklanan emisyonlarda da artış olmakla birlikte, bu artış %132 ile daha düşük bir
orandadır. Bu husus, elektrik sektörü sera gazı emisyon yoğunluğunda (KgCO2eşdeğer/KWh) %11 oranında azalma olmasından kaynaklanmaktadır.
Enerji sektörü sera gazları açısından önemli bir sektör olmasının yanı sıra, iklim
değişikliğinin sonuçlarından da etkilenecek sektörlerden biridir. Türkiye, iklim
değişikliğinden etkilenme duyarlılığına sahip ülkeler arasında yer almakta olup,
günümüzde ilk işaretlerinin de görüldüğü gibi, başta kuraklık olmak üzere, sorunlar
yaşayacaktır. Atmosferde ortalama sıcaklığın artması ile birlikte, kurak ve yarı kurak
alanlarda yağışların azalmasına ve kuraklığın artmasına neden olmaktadır. Yağışların
azalması, aynı zamanda ortalama hava sıcaklığı artışına bağlı olarak buharlaşmanın
artması su kaynaklarını da olumsuz yönde etkileyecektir. Su kaynaklarındaki azalma,
hidrolik santrallarda su gelirlerindeki düşüşe, dolayısıyla hidroelektrik enerjisi
üretiminde azalmaya ve zaman içinde hidrolik potansiyelde de azalmaya neden
olabilecektir. Ayrıca, yağış rejimlerindeki değişimler nedeniyle oluşabilecek seller de
hidrolik santraller açısından bir başka risk oluşturabilecektir. Ülkemizin elektrik enerjisi
üretiminde hidrolik üretimin yaklaşık 1/3’lük bir paya sahip olması ve henüz önemli
ölçüde kullanılmamış hidrolik potansiyelimizin bulunması gelecekte yaşanacak
sorunlara karşı şimdiden hazırlıklı olmamızı ve bu konuda gerekli çalışmaların
yapılmasını zorunlu kılmaktadır.
Diğer
taraftan,
ortalama
sıcaklığın
artması,
yaz
döneminde
soğutma
sistemlerinin daha fazla çalışmasına ve elektrik tüketiminin artmasına neden olacaktır.
40
Elektrik enerjisi sektöründe, risk yaratabilecek diğer bir husus da termik santralların
soğutma suyu sıcaklığında olabilecek artışlardır. Bu artışlar nedeniyle, yaz döneminde,
termik santralların kapasitelerinde düşme görülebilecektir.
Elektrik enerjisi sektörünün iklim değişikliğinden etkilenecek bir sektör olması
nedeniyle, sektörde muhtemel riskler ve belirsizlikler konusunda, özellikle su
kaynaklarındaki olası değişiklikler ile ilgili olarak çalışmalar yapılması ileriye dönük
hedefler ve planlamalar açısından önemli olacaktır.
İklim değişikliği bugün dünyada karşılaştığımız küresel ölçekte en büyük
kalkınma sorunlarından birisi olarak kabul edilmektedir. Ülkelerin sosyo-ekonomik
kalkınmalarının önündeki en büyük tehditlerinden birisi olan iklim değişikliği sektörler
üstü yapısı ile enerji, ulaştırma, tarım, gıda, su kaynakları, çevre ve sağlık gibi
ekonominin tüm sektörlerinde
yeniden düzenleme ve önlemlerin
alınmasını
gerektirmektedir. Düşük karbon ekonomisine geçiş süreci birçok ülkede çok uzun
yıllardır yürütülmektedir. Sera gazları arasında en önemlisi olan CO2 emisyonlarının
fosil yakıtların kullanılmasından kaynaklanması enerji sektörünü odak noktası haline
getirmektedir. Bahsedilen bu gerçek, bugün gelinen noktada, Danimarka’da 2007
yılında “İklim ve Enerji Bakanlığı”nın, İngiltere’de ise 2008 yılında “Enerji ve İklim
Değişikliği Bakanlığının” kurulması ile kendini göstermiştir.
Ülkemiz iklim değişikliği politikalarında Sözleşme’nin temel ilkeleri olan;
“iklim sisteminin eşitlik temelinde, ortak, fakat farklı sorumluluk alanına uygun olarak
korunması, iklim değişikliğinden etkilenecek olan gelişme yolundaki ülkelerin ihtiyaç
ve özel şartlarının dikkate alınması, iklim değişikliğinin önlenmesi için alınacak
tedbirlerin etkin ve en az maliyetle yapılması, sürdürülebilir kalkınmanın desteklenmesi
ve alınacak politika ve önlemlerin ulusal kalkınma programlarına yansıtılması”
hususlarına büyük önem vermektedir.
Türkiye, 1992 yılında Ekonomik İşbirliği ve Kalkınma Örgütü (OECD) üyesi
olması ve müzakereleri iyi takip edememesi nedeniyle gelişmiş ülkelerle birlikte
Birleşmiş Milletler İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi’nin (BMİDÇS) hem EK-I
hem de EK-II listelerinde yer almıştır. Ülkemiz, mevcut iklim rejimini desteklemekle
birlikte Sözleşme kapsamında yanlış konumda bulunmasından dolayı, Sözleşme’yi ve
41
Protokol’ünü onaylayamamıştır. Sözleşmedeki haksız konumundan dolayı Sözleşmeye
taraf olmayan Türkiye, bu konumunu değiştirmek üzere verdiği mücadele ancak bir
ölçüde başarılı olabilmiş fakat haksız konum düzeltilememiştir. Ancak Ülkemiz yine de,
Türkiye’nin isminin EK-II’den silineceği ve Sözleşme taraflarını Türkiye’nin özel
şartlarını tanımaya davet eden bir kararı müteakip 2004 yılında Sözleşmeye taraf
olmuştur. Müzakerelerde bugüne kadar söz konusu 26/COP7 sayılı kararın herhangi bir
olumlu etkisi gözlenmemiştir. Birçok Sözleşme tarafınca sayısız COP (Taraflar
Konferansı) kararlarından birisi olarak; diğer bazı kesimlerce ise önemli bir karar olarak
değerlendirilen kararın, 2012 sonrası döneme ilişkin tartışmalarda Ülkemiz tarafından
sık sık atıfta bulunulması gereken bir karardır.
2.11. Kyoto Protokolü ve Sonrası
Türkiye BMİDÇS’ye kısa bir süre önce taraf olmasına karşılık henüz Kyoto
Protokolünü imzalamıştır, ancak Protokolün ülkelerin emisyon azaltım ve finansman
taahhütlerinin bulunduğu Ek-B listesinde de yer almamaktadır. Bu nedenle, Türkiye
Protokol açısından herhangi bir yükümlülüğe sahip olmadığı gibi, Kyoto Protokolü ile
getirilen mekanizmalarının uygulanmasında da yer almayacaktır. Konuya ilişkin olarak,
eksik veya yanlış bilgilenmeler nedeniyle, Türkiye KP’ye taraf olmadığı halde, bazı
firmalar bu mekanizmaların uygulanmasında yer almak istemişler, bu girişimlerde
başarılı olamamışlardır.
Kyoto Protokolü’nün I. Uygulama dönemi olan 2008-2012 sürecine ilişkin
çalışmalar tamamlanmış olup, süreç devam etmektedir. Ülkemiz bu aşamada Protokol’e
taraf olsa bile herhangi bir Esneklik Mekanizmasından faydalanması mümkün değildir.
Bunun 3 ana nedeni vardır, öncelikle ülkemiz Protokol’ün EK-B listesinde yer
almadığından ve bir azaltım yükümlülüğü olmadığından EK-I ülkeleri ile beraber CDM
(Temiz Kalkınma Mekanizması) veya ETS (Emisyon Ticareti) yapamayacaktır, ikincisi
süreç başlamıştır ve böyle kompleks bir sürece katılabilmek için gerekli çalışma ve
yapılanma için yeterli zaman yoktur. Üçüncüsü ise, ülkemiz süreç içerisinde gelişmekte
olan bir ülke olduğunu ifade etmektedir, yani ülkemiz, EK-I dışı ülkelerin koşullarında
Protokole taraf olmak istemektedir. Bunun en önemli sonucu ise, EK-I dışı/gelişmekte
olan ülkelerin CDM projelerine ev sahipliği yapması ve emisyon ticareti sistemini
ülkelerinde uygulamamalarıdır.
42
Bu kapsamda ülkemizin önceliği 2012 sonrası döneme odaklanmak olmalıdır.
Geçmişte yaşanan olumsuz tecrübelerin gelecek yıllarda da yaşanmaması ve ülkemizin
adil koşullar altında 2012 sonrası döneme katılım sağlaması son derece önemlidir.
Ülkemizin sistemde adil bir şekilde yerini alabilmesi için temel göstergelerinin
diğer ülkelerle karşılaştırılması gereklidir. Bu karşılaştırmalar göstermektedir ki,
ülkemizin tüm göstergeleri gelişmekte olan ülkelerle benzerlik göstermekte, deyim
yerindeyse ülkemize münhasır “gelişmekte olan EK-I ülkesi” tanımına yol açmaktadır.
Bu kapsamda ülkemiz 2012 sonrası için multiparametre yöntemiyle oluşturulacak bir
endeks yoluyla tüm ülke sınıflandırmalarının yeniden yapılmasını ve Kyoto
Protokolünden daha uzun sürecek, dolayısıyla ülkeler için daha zor olacak yeni
dönemde, daha esnek ve dinamik bir sistem kurulmasını savunmaktadır. Yeni sistemde
kullanılması zorunlu olan parametrelerden bazıları ise kişi başı GSMH, kişi başı
emisyon üretimi, elektrik, enerji tüketimleri, tarihi ve gelecek dönem kümülatif emisyon
sorumluluğu, insani kalkınma endeksi, nüfus artış hızı, karbon yoğunluğu, dış borç ve
dışa bağımlılık vb. olabilecektir.
Ülkemizi diğer EK-I veya OECD ülkelerinden ayıran en önemli özel şartı kişi
başı gayrisafi milli hasılasının ortalamaların dörtte biri civarında olmasıdır. Bu değer,
ekonomik güç olarak bu ülkelerin aynı listede bulunmasının gerçek durumu
yansıtmadığının göstergesidir.
Türkiye’nin 2006 yılı kişi başı sera gazı emisyonu değeri 4.55 ton CO2
eşdeğerdir. Avrupa Birliğine üye 27 ülkenin 2006 yılı kişi başı sera gazı emisyon
miktarı ortalaması 10.4 olarak gerçekleşmiştir. Diğer yandan, Türkiye, kişi başı sera
gazı emisyonları açısından, Birleşmiş Milletler iklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi
Ek-I ülkelerinin tamamından, ayrıca Meksika, Brezilya, Güney Kore ve Arjantin gibi
ekonomileri hızla gelişmekte olan ve ekonomik yapıları bize çok benzeyen Ek-I dışı
ülkelerden de daha düşük bir değere sahiptir
Ülkemizin son onyıllarda gerçekleştirdiği ekonomik büyüme ve nüfus artışına
rağmen, kişi başı enerji ve elektrik tüketimi, tüm Ek–1 ülkeleri ve birçok Ek-I Dışı
ülkeden daha düşüktür. Ekonomik gelişmişlik bakımından diğer OECD ülkelerinden
oldukça geride olan ülkemizin enerji talebinin, ekonomide beklenen büyüme ve 2020
43
yılına kadar nüfusta görülecek %20’lik artışla daha da artması beklenmektedir. Bu
durum kaçınılmaz olarak emsiyonlarımızda artışa neden olacaktır. Enerji ve elektrik
sektörlerinde büyüme ve nüfus artışı kaynaklı olarak beklenen talep artışı, ülkemiz için
önemli miktarda yatırım gücü gerektirmektedir.
Gayrisafi yurtiçi hâsıla başına sera gazı emisyonu değerleri Sözleşme tarafı
ülkelerle karşılaştırıldığında, ülkemiz ekonomisinin karbon yoğunluğunun Ek-I
ülkelerinin ortalamasına yakın olduğu görülmekle birlikte, bu değerin OECD ve UEA
tarafından kullanılan satın alma gücü paritesi metoduna göre hesaplandığında birçok
EK-I ülkesinden daha etkin bir ekonomiye sahip olduğumuz gözlenmektedir.
Ülkemizde 1990-2005 yılları arasında toplam faiz ödemeleri ortalaması kamu
harcamalarının %30’una yakındır. Bu oran ile Türkiye, hem Ek-I Ülkelerinden hem de
neredeyse tüm Ek-I dışı ülkelerinden daha fazla bir yük altındadır. Türkiye’nin faiz
ödemelerinin yüksek olması, ülkemizin rekabet edebilirliğini zorlaştırmakta ve ülke
ekonomisinin etkilenebilirliğini artırmaktadır.
WRI değerlerine göre, kümülatif sera gazı emisyonu değerleri (1890-2002)
incelendiğinde ülkemizin binde dört olan tarihi sorumluluğu ile ABD(%30),
AB(%26,5), Rusya(%8.1), Japonya(%4.1) gibi tüm EK-I ülkelerinden ve Meksika (%1),
Güney Kore(0.8), Hindistan(%2.2), Çin(%7.6) gibi bir çok gelişmekte olan ülkeden çok
daha az miktarda emisyon salımına neden olduğu görülmektedir. 2020 yılında ise,
sadece bugünkü önlemlerle devam ettiğimiz durumda bile, kişi başı emisyonlarımızın 8
ton/kişi civarında olacağı, dolayısıyla gelecek dönemde de iklim değişikliğinden
sorunlu ülkeler listesinde ilk 30 ülke içerisinde bulunmayacağımız görülmektedir.
Birleşmiş Milletler Kalkınma Programı tarafından oluşturulan ve uluslararası
alanda ülkelerin sosyo-ekonomik gelişmişliğini gösteren, İnsani Kalkınma Raporu 2006
yılı endeks değerlerine göre ülkemiz 177 ülke arasında 84. sırada yer almaktadır.
Ülkemiz, bu parametre kullanıldığında da tüm EK-I ve EK-I ülkelerinin yanı sıra
BMİDÇS kapsamında hem mali yardımlardan faydalanan hem de ekonomileri hızla
gelişmekte olan birçok Ek-I dışı ülkenin insani kalkınmışlık seviyesinden daha düşük
bir yerde olduğu görülmektedir. Bu durum da göstermektedir ki, ülkemizin önünde
sosyo-ekonomik alanda çözmesi gereken birçok hayati sorun bulunmaktadır.
44
Ülkemiz BMİDCS kapsamında Ulusal Sera Gazları Envanteri ve Raporunu
yıllık olarak hazırlamaktadır. 2007 yılında ise ilk Ulusal Bildirimini BMİDÇS’ye
sunmuştur. BMİDÇS tarafından ilk ülke içi gözden geçirme toplantıları 2008 Ekim
ayında 2 hafta süreyle gerçekleştirilmiştir ve konuya ilişkin BM raporu 2009’un ilk
aylarında yayımlanmıştır. Bilindiği üzere Sözleşme veya Protokolü kapsamında
yükümlülüklerini doğru şekilde yerine getirmeyen ülkeler “Compliance Commitee”ye
bildirilmekte ve çeşitli yaptırımlarla karşılaşmaktadırlar. Örneğin Yunanistan, yeterli bir
emisyon envanteri sistemi kuramadığı için KP esneklik mekanizmalarından men
edilmiştir.
Ülkemiz, Çevre ve Orman Bakanı başkanlığında 26 Mayıs 2008 tarihinde
gerçekleştirilen
İklim
Değişikliği
Koordinasyon
Kurulu
toplantısında,
Kyoto
Protokolü’ne taraf olmanın uygun bulunduğuna ilişkin kararı Kurul üyelerinden 4’ünün
çekince metinleri not edilerek alınmıştır. Söz konusu karar sonrası, konu TBMM Çevre,
AB ve Dışişleri Komisyonlarında görüşülmüş, olumlu görüşle Türkiye Büyük Millet
Meclisi Genel Kuruluna sevk edilmiş ve Şubat 2009 da Genel Kurulda onaylanmıştır.
Türkiye, BMİDÇS sürecinde “gelişmekte” olan bir ülke olduğunu ifade
etmektedir, nitekim yukarıda da bahsedildiği üzere, ülkemizin tüm göstergeleri
gelişmekte olan ülkeler ile benzer yapı göstermektedir. Bilindiği üzere, gelişmekte olan
ülkelerin hiç birisinde emisyon ticareti sistemi uygulanmamaktadır. Bunun iki ana
nedeni vardır. Birincisi, Sözleşmenin temel prensiplerinden birisi olan, ülkelerin sürece
sorumlulukları ölçüsünde katkı yapmalarıdır, yani iklim değişikliğine sebep olmuş olan
gelişmiş ülkelerin mali yükü fazla önlemleri almakla ve gelişmekte olan ülkelere de
destek olmakla sorumlu olmalarıdır. Diğer sebep ise, emisyon ticareti sisteminin
temelde bir cap and trade sistemi olması, yani belirli bir sektörde de olsa toplam
emisyonlara üst limit konulması, tesislere sınır konulması esasına dayanmaktadır.
Sanayi ve elektrik üretim tesislerinin emisyon azaltması üç yolla olabilecektir, birincisi
üretimi azaltmak, ikincisi üretime aynen devam edip diğer tesislerden emisyon hakkı
satın almak ya da daha yeni teknolojilere yatırım yapmak olacaktır. Tüm bu seçenekler,
zaten çevre mevzuatı ve artan enerji fiyatları nedeniyle rekabet sorunu yaşayan
sanayimize önemli yük getirebilecektir.
Diğer yandan, böyle bir sistemin ülkemizde uygulanması için kayıt, kontrol,
45
izleme ve denetim mekanizmalarını da içeren önemli miktarda idari ve teknik
yapılanma gerekecektir.
Diğer yandan ülkemizde 2007 yılından itibaren “gönüllü karbon piyasaları”
gelişmeye başlamış, bu alandaki proje sayısı 30’un üzerine çıkmıştır. Özellikle rüzgâr
enerjisi alanında yürütülen projelerden sağlanan karbon azaltımları, Kyoto Protokolü
kapsamında oluşturulmuş piyasaların çok altında değerlerle satılmaktadır, ancak EK-I
listesinde yer alan ülkemiz için bugün kullanılabilecek tek alternatiftir. Ülkemizdeki
proje
potansiyelinin
yüksek
olması
nedeniyle
gönüllü
emisyon
piyasalarını
düzenlemeye yönelik mevzuat çalışmaları başlatılmıştır.
2012 sonrası süreçte, daha dinamik bir sistemin oluşturulması beklenmekte ve
bazı gelişmekte olan ülkelerin, gelişmiş ülkeler tarafından gerekli mali kaynaklar
sağlandığı
durumda,
bazı
gönüllü
taahhütler
alabileceklerini
ifade
ettikleri
bilinmektedir. Ülkemizin 2012 sonrası dönemde yerini doğru alabilmesi önemlidir ve
gelişmekte olan bir ülke olarak yükümlülüklerimizi yerine getirirken ihtiyaç
duyacağımız finansmanın BMİDÇS rejimi tarafından karşılanması gerekli olacaktır.
Aksi takdirde gelişmesini henüz tamamlayamamış ülkemizin ilgili maliyetleri kendi
özkaynakları ile karşılaması durumu ile karşı karşıya kalınabilecektir. Bu durumda,
insani kalkınma endeksi oldukça düşük olan ve önünde birçok çevre yatırımı bekleyen
ülkemizin sınırlı kaynaklarını iklim değişikliğine yönlendirmesi söz konusu
olabilecektir. Bu kapsamda gelecek dönemin, BMİDÇS fonlarından yararlanabilme ve
hatta Temiz Kalkınma Mekanizmasında ise faydalanıcı ülke konumuna getirilmemizi
sağlayacak şekilde biçimlendirilmesi uluslararası sürece katkı yapabilmemiz için önemli
bir husus olarak görülmektedir.
Yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımının artırılması çevresel sorunların
azaltılması açısından önem arz etmektedir. “Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik
Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına ilişkin Kanun” 2005 yılında yürürlüğe girmiştir.
Yenilenebilir Enerji Kaynaklarına ilişkin bazı teşvikleri içeren ve özel sektörün de
yatırım yapmasına olanak tanıyan bu kanunla birlikte, çevre dostu olan ve özellikle sera
gazlarının azaltılmasına katkıda bulunan bu tür kaynakların kullanımının yaygınlaşması
beklenmektedir. Ancak, yenilenebilir enerji kaynaklarının sanayileşme sürecinde olan
ülkemizde hızla artan enerji ihtiyacının karşılanmasında yeterli olamayacağı da
46
unutulmamalıdır.
2.12. Enerji Projeksiyonları
Ülkemizin uzun dönem enerji talebini belirlemek üzere ETKB tarafından yapılan
talep projeksiyonu çalışma sonuçlarına göre;
> Genel enerji talebimizin 2010 yılında 126 MTEP’e, 2020 yılında ise 222
MTEP e ulaşması beklenmektedir.
> 2007 yılı sonu itibariyle 191,6 milyar kWh olarak gerçekleşen brüt elektrik
enerjisi talebinin 2010 ve 2020 yıllarında sırasıyla yüksek senaryoda 242
milyar kWh ve 499 milyar kWh, düşük senaryoda ise 216 milyar kWh ve 406
milyar kWh civarında olması beklenmektedir. 2020 yılında kurulu gücün
yüksek senaryoya göre 96.000 MW, düşük senaryoya göre ise 80.000 MW
civarında olması beklenmektedir.
Gelecekteki elektrik enerjisi talebinin en uygun kompozisyonla ve enerji
politikalarına uyumlu bir şekilde karşılanabilmesi için yapılan uzun dönem elektrik
enerjisi üretim planlama çalışmaları; gelecekteki talebin karşılanması için mevcut ve
inşa halinde olan tesislere ilave olarak, 2020 yılına kadar yüksek senaryoya göre
yaklaşık 56.500 MW’lık, düşük senaryoya göre ise 40.500 MW’lık yeni yatırım
yapılması gerektiğini ortaya koymaktadır. Planlama çalışmalarında öncelikle yerli
kaynaklarımızın tam olarak değerlendirilmesi hedeflenmiş olup; 2012 yılından itibaren
devreye girmek üzere de yaklaşık 5.000 MW toplam kurulu gücünde nükleer santral
yapılması öngörülmektedir. Nükleer santral yapılmadığı takdirde yerine ihtiyaç olan
gücü karşılayacak başka alternatiflerin oluşturulması gerekmektedir.
Türkiye, enerji alanında gittikçe daralan bir tünelde yol almaktadır. Enerjide dışa
bağımlılık giderek artmaktadır. 2007 yılında %25,5 olan yerli üretimin payının çok fazla
değişmeyeceği ve bugüne değin izlenen politikaların sürdürülmesi halinde, ülkemizin
enerji alanında dışa bağımlığının artarak süreceği söylenebilir. 2008 yıl sonuna kadar
EPDK’ya yapılan 426 adet 26 554.80 MW gücündeki doğal gaz yakıtlı, 68 adet 22
923.90 MW gücündeki ithal kömür yakıtlı santral başvurusu, enerjide dışa bağımlılığın
daha da artacağını teyit etmektedir. Ülkemizin 2008 sonu kurulu gücü olan 41 717,49
47
MW’nin %118.6’sı oranında yeni ithal kömür ve doğal gaz santralleri başvuruları, özel
olarak elektrik üretiminde ve genel olarak enerji üretiminde, dışa bağımlılığın hangi
noktalara varabileceğini göstermektedir.
Dışa bağımlılığın bu denli yüksek olduğu ülkemizde, 2007’de doğal gaz üretimi
893 milyon m3 ve ithalat 35 883 milyon m3 olmuş ve yerli üretim 36 682 milyon
m3’lük arzın yalnızca %2.43’ünü karşılayabilmiştir. TPAO’nun Akçakoca açıklarında
gaz bulduğu kuyuların tamamının önümüzdeki yıllarda devreye alınmasıyla; yerli
üretim yılık 1 milyar m3’ü ancak geçebilecektir. EPDK’nın, 2009 yılı tüketim
tahmininin 35 milyar m3, BOTAŞ’ın doğal gaz tüketim tahminlerin 2010 için 43 801
milyon m3, 2020 için 65 867 milyon m3 ve 2030 için 76 378 milyon m3 olduğu göz
önüne alındığına, üretim 1-1,5 milyar m3’e ulaşsa bile, yerli doğal gaz üretiminin
payının toplam tüketim içinde payının çok sınırlı kalacağı açıktır.
2007 yılı yerli petrol üretimi 2.134 milyon ton olarak gerçekleşmiştir.2000-2004
ve 2005-2007 dönemlerinde petrol üretiminde sürekli bir azalma olduğu dikkate
alındığında, 2008 petrol üretimi kesin rakamlarının da, 2007 yılı üretim düzeyinde
gerçekleştiği tahmin edilebilir. 2007 yılı petrol tüketimi 32.417 milyon ton olmuştur.
Yerli üretimin toplam tüketim içindeki payı 2007’de %6,6 oranında kalmıştır.
Doğal gazın ikame edici etkisi nedeniyle, ülkemizde son yıllarda petrol tüketimi
kayda değer bir artış göstermemektedir. Bu nedenle, petrolde % 93 oranındaki dışa
bağımlılığın süreceği, öte yanda, yeni doğal gaz yakıtlı santral projeleri nedeniyle,
önümüzdeki yıllarda ciddi talep artışlarının olacağı ve doğal gazda bugün % 97 olan
dışa bağımlılık oranının; daha da artacağını söylemek mümkündür.
Ülkemizde 2007 yılında üretilen birincil enerjinin %54’ü,14,8 MTEP ile yerli
kömürdür. Ancak kömürün birincil enerji tüketimindeki payı, doğal gaza verilen ağırlık
nedeniyle, 2000 yılında %15,5 iken 2007 yılında %13,6 seviyesine gerilemiştir.
1990 yılında 2.745 milyon ton olan yerli taş kömürü üretimi, 2000 yılında 2.392
milyon tona gerilemiş, 2007 yılında ise küçük bir artışla 2.462 milyon ton olarak
gerçekleşmiştir. Oysa taş kömür ithalatı 1990’da 5.557 milyon ton iken, 2007 yılında
%304,82’lik artışla 22.496 milyon tona ulaşmıştır. EPDK’ya lisans için başvuran ithal taş
48
kömür yakıtlı santrallerin kurulu gücünün 22 923 MW olduğu göz önüne alındığında;
önümüzdeki yıllarda taş kömürü ithalatının çok daha fazla artacağı görülmektedir.
Ülkemizde linyit üretimi artmaktadır.1990’da 44.407 bin ton, 2000’de 60.854
milyon ton olan linyit üretimi, 2007’de 72.121 milyon tona ulaşmıştır. Mevcut kurulu
güce ek olarak 10.000 MW kapasitede santral kurulmasına yeterli kapasitede olan linyit
potansiyelinin tamamının değerlendirilmesi halinde;mevcut eğilimler ile yıllık linyit
üretimi, bugünkü 71.1 milyon ton düzeyinin iki katından fazlasına, 150 milyon tona
yükseleceği düşünülmektedir.
Son çalışmalarla yılda 170 milyar kWh elektrik üretim kapasitesine sahip olduğu
tahmin edilen Türkiye hidroelektrik potansiyelinin 47 milyar kWh’lik bölümü
işletmede, 21 milyar kWh’lik kısmı ise yatırım aşamasındadır. Ülkemizin 2008 elektrik
üretiminin yarısından fazla bir kapasite olan 102 milyar kWh’lik kısım ise
değerlendirmeyi beklemektedir.
48.000 MW’lik rüzgara dayalı elektrik üretim kapasitesinin, EİE verilerine göre
işletmede olan bölümü 333,35 MW, inşa halindeki bölümü ise 142.80 MW’dir. Türbin
tedarik sözleşmeleri imzalanan projelerin toplamı ise 1 070 MW’ye varmaktadır. Lisans
verilen bütün projelerin toplamının 3 274 MW,başvurusu uygun bulunan projelerin ise 1
156.70 MW olduğu göz önüne alındığında, 48 000 MW’lik kapasitenin %90 nı halen
değerlendirmeyi beklediği görülmektedir.
Halihazırdaki kapasitesi 500 MW olarak hesap edilen, yeni sondajlarla 2 000
MW’ye çıkması beklenen jeotermale dayalı elektrik üretim kapasitesine karşılık lisans
alan yatırımların kurulu gücü yalnızca 94.4 MW’dir.
EİE tarafından yapılan çalışmalarda, teknik kapasitesi 405 milyar kWh,
ekonomik potansiyeli 131 milyar kWh olarak tahmin edilen, güneşe dayalı elektrik
üretim kapasitesi de bütünüyle değerlendirilmeyi beklemektedir. Bütün bu veriler
Türkiye de enerjide dışa bağımlılığı azaltacak yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarının
varlığını işaret etmektedir.
Bu bağlamda çalışmamızda güneş enerjisi ve güneş enerjisinden üretilebilen
49
elektrik ve ısıl enerjisi üzerinde durulacak, ekonomik veriler değerlendirilerek güneş
enerjisinin uygulanabilirliliği ve geliştirilmesi konusunda stratejiler geliştirilecektir.
50
3. BÖLÜM
GÜNEŞ ENERJİSİ VE TEKNOLOJİLERİ
Güneş enerjisi, güneşin çekirdeğinde yer alan füzyon süreci ile açığa çıkan ışıma
enerjisidir, güneşteki hidrojen gazının helyuma dönüşmesi şeklindeki füzyon sürecinden
kaynaklanır. Dünya atmosferinin dışında güneş enerjisinin şiddeti, aşağı yukarı sabit ve
1370 W/m2 değerindedir, ancak yeryüzünde 0-1100 Wm2 değerleri arasında değişim
gösterir. Bu enerjinin dünyaya gelen küçük bir bölümü dahi, insanlığın mevcut enerji
tüketiminden kat kat fazladır. Güneş enerjisinden yararlanma konusundaki çalışmalar
özellikle 1970’lerden sonra hız kazanmış, güneş enerjisi sistemleri teknolojik olarak
ilerleme ve maliyet bakımından düşme göstermiş, çevresel olarak temiz bir enerji
kaynağı olarak kendini kabul etmiştir.
Güneş enerjisi teknolojileri yöntem, malzeme ve teknolojik düzey açısından çok
çeşitlilik göstermekle birlikte iki ana gruba ayrılabilir:
• Isıl Güneş Teknolojileri: Bu sistemlerde öncelikle güneş enerjisinden ısı elde
edilir. Bu ısı doğrudan kullanılabileceği gibi elektrik üretiminde de
kullanılabilir.
• Güneş Pilleri: Fotovoltaik piller de denen bu yarı-iletken malzemeler güneş
ışığını doğrudan elektriğe çevirirler.
3.1. Isıl Güneş Teknolojileri
Düzlemsel Güneş Kolektörleri: Güneş enerjisini toplayan ve bir akışkana ısı
olarak aktaran çeşitli tür ve biçimlerdeki aygıtlardır. En çok evlerde sıcak su ısıtma
amacıyla kullanılmaktadır. Ulaştıkları sıcaklık 70oC civarındadır. Düzlemsel güneş
kolektörleri, üstten alta doğru, camdan yapılan üst örtü, cam ile absorban plaka arasında
yeterince boşluk, metal veya plastik absorban plaka, arka ve yan yalıtım ve bu bölümleri
içine alan bir kasadan oluşmuştur. Absorban plakanın yüzeyi genellikte koyu renkte
olup bazen seçiciliği artıran bir madde ile kaplanır. Kollektörler, yörenin enlemine bağlı
olarak güneşi maksimum alacak şekilde, sabit bir açıyla yerleştirilirler. Güneş
kolektörlü sistemler tabii dolaşımlı ve pompalı olmak üzere ikiye ayrılır.
51
Bu sistemler evlerin yanında, yüzme havuzları ve sanayi tesisleri için de sıcak su
sağlamasında kullanılır. Bu konudaki Ar-Ge çalışmaları sürmekle birlikte, bu sistemler
tamamen ticari ortama girmiş durumdadırlar. Dünya genelinde kurulu bulunan güneş
kolektörü alanı 30 milyon m2’nin üzerindedir. En fazla güneş kolektörü bulunan ülkeler
arasında ABD, Japonya, Avustralya, İsrail ve Yunanistan yer almaktadır. Türkiye, 7,5
milyon m2 kurulu kolektör alanı ile dünyanın önde gelen ülkelerinden biri
konumundadır.
Şekil 3.1. Güneş Kollektörleri
Şekil 3.2. Güneş Enerji Kullanımında Farklı Çözüm
52
3.2. Güneş Kollektörlü Sıcak Su Sistemleri
Vakumlu Güneş Kolektörleri: Bu sistemlerde vakumlu cam borular ve gerekirse
absorban yüzeyine gelen enerjiyi artırmak için metal ya da cam yansıtıcılar kullanılır.
Bunların çıkışları daha yüksek sıcaklıkta olduğu için (100-120oC), düzlemsel
kolektörlerin kullanıldığı yerlerde ve ayrıca yiyecek dondurma, bina soğutma gibi daha
geniş bir yelpazede kullanılabilirler.
Güneş Havuzları: Yaklaşık 5-6 metre derinlikteki suyla kaplı havuzun siyah
renkli zemini, güneş ışınımını yakalayarak 90oC sıcaklıkta sıcak su eldesinde kullanılır.
Havuzdaki ısının dağılımı suya eklenen tuz konsantrasyonu ile düzenlenir, tuz
konsantrasyonu en üstten alta doğru artar. Böylece en üstte soğuk su yüzeyi bulunsa bile
havuzun alt kısmında doymuş tuz konsantrasyonu bulunan bölgede sıcaklık yüksek olur.
Bu sıcak su bir eşanjöre pompalanarak ısı olarak yararlanabileceği gibi Rankin çevrimi
ile elektrik üretiminde de kullanılabilinir. Güneş havuzları konusunda en fazla İsrail’de
çalışma ve uygulama yapılmıştır. Bu ülkede 150 kW gücünde 5 MW gücünde iki
sistemin yanında Avustralya’da 15 kW ve ABD’de 400 kW gücünde güneş havuzları
bulunmaktadır.
Şekil 3.3. Güneş Enerjisi Farklı Uygulamaları
53
Güneş Bacaları: Bu yöntemde güneşin ısı etkisinden dolayı oluşan hava
hareketinden yararlanılarak elektrik üretilir. Güneşe maruz bırakılan şeffaf malzemeyle
kaplı bir yapının içindeki toprak ve hava, çevre sıcaklığından daha çok ısınacaktır.
Isınan hava yükseleceği için, çatı eğilimli yapılıp, hava akışı çok yüksek bir bacaya
yönlendirilirse baca içinde 15 m/sn hızda hava akışı-rüzgâr oluşacaktır. Baca girişine
yerleştirilecek yatay rüzgâr türbini bu rüzgârı elektriğe çevirecektir. Bir tesisin gücü 30100 MW arasında olabilir. Deneysel birkaç sistem dışında uygulaması yoktur.
Su Arıtma Sistemleri: Bu sistemler esas olarak sığ bir havuzdan ibarettir.
Havuzun üzerine eğilimli şeffaf-cam yüzeyler kapatılır. Havuzda buharlaşan su bu
kapaklar üzerinde yoğunlaşarak toplanırlar. Bu tür sistemler, temiz su kaynağının
bunmadığı bazı yerleşim yerlerinde yıllardır kullanılmaktadır. Su arıtma havuzları ArGe çalışmaları ilk yatırım ve işletme maliyetlerinin azaltılmasına ve verimin
artırılmasına yöneliktir.
Güneş Mimarisi: Bina yapı ve tasarımında yapılan değişiklerle ısıtma,
aydınlatma ve soğutma gerçekleştirilir. Pasif olarak doğal ısı transfer mekanizmasıyla
güneş enerjisi toplanır, depolanır ve dağıtılır. Ayrıca güneş kolektörleri, güneş pilleri
vb. aktif ekipmanlar da yararlanılabilir.
Ürün Kurutma ve Seralar: Güneş enerjisinin tarım alanındaki uygulamalarıdır.
Bu tür sistemler ilkel pasif yapıda olabileceği gibi, hava hareketini sağlayan aktif
bileşenler de içerebilir. Bu sistemler dünyada kırsal yörelerde sınırlı bir biçimde
kullanılmaktadır.
Güneş Ocakları: Çanak şeklinde ya da kutu şeklinde, içi yansıtıcı maddelerle
kaplanmış güneş ocaklarında odakta ısı toplanarak yemek pişirmede kullanılır. Bu
yöntem, Hindistan, Çin gibi birkaç ülkede yaygın olarak kullanılmaktadır.
3.3. Yoğunlaştırıcı Sistemler
Parabolik Oluk Kolektörler: Doğrusal yoğunlaştırıcı termal sistemlerin en
yaygınıdır. Kolektörler, kesiti parabolik olan yoğunlaştırıcı dizilerden oluşur.
Kolektörün iç kısmındaki yansıtıcı yüzeyler, güneş enerjisini, kolektörün odağında yer
54
alan ve boydan boya uzanan siyah bir absorban boruya odaklarlar. Kolektörler
genellikle, güneşin doğudan batıya hareketini izleyen tek eksenli bir izleme sistemi
üzerine yerleştirirler. Enerjiyi toplamak için absorban boruda bir sıvı dolaştırılır.
Toplanan ısı, elektrik üretimi için enerji santraline gönderilir. Bu sistemler
yoğunlaştırma yaptıkları için daha yüksek sıcaklığa ulaşabilirler (350-400oC). Doğrusal
yoğunlaştırıcı termal sistemler ticari ortama girmiş olup, bu sistemlerin en büyük ve en
tanınmış olanı 350 MW gücündeki şimdiki Kramer&junction eski Luz International
santralleridir.
Parabolik Çanak Sistemler: İki eksende güneşi takip ederek, sürekli olarak
Güneşi odaklama bölgesine yoğunlaştırırlar. Termal enerji, odaklama bölgesinden
uygun bir çalışma sıvısı ile alınarak, termodinamik bir dolaşıma gönderilebilir ya da
odak bölgesine monte edilen bir Stirling makine yardımı ile elektrik enerjisine
çevrilebilir. Çanak-Stirling bileşimiyle güneş enerjisinin elektriğe dönüştürülmesinde
%30 civarında verim elde edilmiştir.
Şekil 3.4 Güneş Enerjisinden Elektrik Üreten Parabolik Çanak Sistemleri
Merkezi Alıcı Sistemler: Tek tek odaklama yapan ve heliostat adı verilen
aynalardan oluşan bir alan, güneş enerjisini, alıcı denen bir kule üzerine monte edilmiş
ısı eşanjörüne yansıtır ve yoğunlaştırır. Alıcıda bulunan ve içinden akışkan geçen boru
yumağı, güneş enerjisini üç boyutta hacimsel olarak absorbe eder. Bu sıvı, Rankine
makineye pompalanarak elektrik üretilir. Bu sistemlerde ısı aktarım akışkanı olarak
hava da kullanılabilir, bu durumda sıcaklık 800oC’ye çıkar. Heliostatlar bilgisayar
tarafından sürekli kontrol edilerek, alıcının sürekli güneş alması sağlanır. Bu sistemlerin
kapasite ve sıcaklıkları, sanayi ile kıyaslanabilir düzeyde olup Ar-Ge çalışmaları devam
55
etmektedir.
3.4. Güneş Kolektörlü Sıcak Su Sistemi
Güneş kolektörlü sıcak su sistemleri, güneş enerjisini toplayan düzlemsel
kolektörler, ısınan suyun toplandığı depo ve bu iki kısım arasında bağlantıyı sağlayan
yalıtımlı borular, pompa ve kontrol edici gibi sistemi tamamlayan elemanlardan
oluşmaktadır. Güneş kolektörlü sistemler tabii dolaşımlı ve pompalı olmak üzere ikiye
ayrılırlar. Her iki sistem de ayrıca açık ve kapalı sistem olarak dizayn edilirler.
Tabii Dolaşımlı Sistemler: Tabii dolaşımlı sistemler ısı transfer akışkanının
kendiliğinden dolaştığı sistemlerdir. Kolektörlerde ısınan suyun yoğunluğunun azalması
ve yükselmesi özelliğine dayanmaktadır. Bu tür sistemlerde depo kolektörün üst
seviyesinden en az 30 cm yukarıda olması gerekmektedir. Deponun alt seviyesinden
alınan soğuk (ağır) su kolektörlerde ısınarak hafifler ve deponun üst seviyesine yükselir.
Gün boyu devam eden bu olay sonunda depodaki su ısınmış olur. Tabii dolaşımlı
sistemler daha çok küçük miktarda su ihtiyaçları için uygulanır. Deponun yukarıda
bulunması zorunluluğu nedeniyle büyük sistemlerde uygulanamazlar. Pompa ve
otomatik kontrol devresi gerektirmediği için pompalı sistemlere göre biraz daha
ucuzdur.
Pompalı Sistemler: Isı transfer akışkanının sistemde pompa ile dolaştırıldığı
sistemlerdir. Deposunun yukarıda olma zorunluluğu yoktur. Büyük sistemlerde su
hatlarındaki direncin artması sonucu tabii dolaşımın olmaması ve büyük bir deponun
yukarıda tutulmasının zorluğu nedeniyle pompa kullanma zorunluluğu doğmuştur.
Pompalı sistemler otomatik kontrol devresi yardımı ile çalışırlar. Depo tabanına ve
kolektör çıkışına yerleştirilen diferansiyel termostatın sensörleri; kolektörlerdeki suyun
depodaki sudan 10oC daha sıcak olması durumunda pompayı durdurur. Pompa ve
otomatik kontrol devresinin zaman zaman arızalanması nedeniyle işletilmesi tabii
dolaşımlı sistemlere göre daha zordur.
Açık Sistemler: Açık sistemler kullanım suyu ile kolektörlerde dolaşan suyun aynı
olduğu sistemlerdir. Kapalı sistemlere göre verimleri yüksek ve maliyeti ucuzdur. Suyu
kireçsiz ve donma problemlerinin olmadığı bölgelerde kullanılırlar.
56
Şekil 3.5. Güneş Enerjisinden Elektrik Üreten Kule Sistemleri
Kapalı Sistemler: Kullanım suyu ile ısıtma suyunun farklı olduğu sistemlerdir.
Kolektörlerde ısınan su bir eşanjör vasıtasıyla ısısını kullanım suyuna aktarır. Donma,
kireçlenme ve korozyona karşı çözüm olarak kullanılırlar. Maliyeti açık sistemlere göre
daha yüksek verimleri ise eşanjör nedeniyle daha düşüktür.
Düzlemsel güneş kolektörleri, güneş enerjisinin toplandığı ve herhangi bir
akışkana aktarıldığı çeşitli tür ve biçimlerdeki aygıtlardır. Düzlemsel güneş kolektörleri,
üstten alta doğru, camdan yapılan üst örtü, cam ile absorban plaka arasında yeterince
boşluk, kolektörün en önemli parçası olan absorban plaka, arka ve yan yalıtım ve
yukarıdaki bölümleri içine alan bir kasadan oluşmuştur.
Kolektörlerin üstten olan ısı kayıplarını en aza indirgeyen ve güneş ışınlarının
geçişini engellemeyen bir maddeden olmalıdır. Cam, güneş ışınlarını geçirmesi ve
ayrıca absorban plakadan yayınlanan uzun dalga boylu ışınları geri yansıtması nedeni
ile örtü maddesi olarak son derece uygun bir maddedir. Bilinen pencere camının
geçirme katsayısı 0.88’dir. Son zamanlarda özel olarak üretilen düşük demir oksitli
camlarda bu değer 0.95 seviyesine ulaşmıştır. Bu tür cam kullanılması verimi %5
mertebesinde arttırır.
3.5. Yoğunlaştırıcı Güneş Enerjisi Sistemleri Yoğunlaştırıcı Sistemlerin Özellikleri
Güneş enerjisi uygulamalarında düzlemsel güneş kolektör sistemlerinin yanı sıra
daha
yüksek
sıcaklıklara
ulaşmak
için
yoğunlaştırıcı
kolektör
sistemleri
kullanılmaktadır. Düzlemsel güneş kolektörleri için kullanılan kavram ve tarifler,
57
yoğunlaştırıcı kolektörler için de geçerlidir. Bununla birlikte yoğunlaştırıcı kolektör
teknolojisinin daha karmaşık olması nedeniyle, yeni tariflerin yapılması gereklidir.
Kolektörlerde güneş enerjisinin düştüğü net alana ‘açıklık alanı’ ve güneş
enerjisinin yutularak ısı enerjisine dönüştürüldüğü yüzeye ‘alıcı yüzey’ denir.
Düzlemsel güneş kolektörlerinde açıklık alanı ile alıcı yüzey alanı birbirine eşittir.
Yoğunlaştırıcı kolektörlerde ise güneş enerjisi, alıcı yüzeye gelmeden önce optik olarak
yoğunlaştırıldığı için alıcı yüzey, açıklık alanından daha küçük olmaktadır.
Güneş enerjisini yoğunlaştıran kolektörde en önemli kavramlarda biri
‘yoğunlaştırma oranı’ dır. Yoğunlaştırma oranı; açıklık alanının alıcı yüzey alanına
oranı şeklinde tarif edilir. Yoğunlaştırma oranı, iki boyutlu yoğunlaştırıcılarda
(parabolik oluk) 300, üç boyutlu yoğunlaştırıcılarda (parabolik çanak) 40000
mertebesindedir. Bu kolektörlerde güneş enerjisi, yansıtıcı veya ışın kırıcı yüzeyler
yardımı ile doğrusal ya da noktasal olarak yoğunlaştırılabilir.
Doğrusal Yoğunlaştırıcılar
Parabolik oluk kolektörler, doğrusal yoğunlaştırma yapan ve kesiti parabolik olan
dizilerden oluşur. Oluğun iç kısmındaki yansıtıcı yüzeyler, güneş enerjisini paraboliğin
odağında yer alan ve boydan boya uzanan siyah bir absorban boruya yansıtır. Orta
derecede sıcaklık isteyen uygulamalarda kullanılan bu sistemlerde, güneş enerjisi bir
doğru üzerinde yoğunlaştırılacağından tek boyutlu hareket ile güneşi izlemek yeterlidir.
Noktasal Yoğunlaştırıcılar
İki boyutta güneşi izleyip noktasal yoğunlaştırma yapan ve daha yüksek
sıcaklıklara ulaşan bu tür sistemler, parabolik çanak ve merkezi alıcı olmak üzere iki
gruba ayrılır. Parabolik çanak kolektörler iki eksende güneşi takip ederek sürekli olarak
güneşi odak noktasına yoğunlaştırırlar.
Parabolik Çanak Kolektörler
Merkezi alıcı sistemde, tek tek odaklama yapan ve heliostat adı verilen
düzlemsel aynalardan oluşan bir alan, güneş enerjisini, bir kule üzerine monte edilmiş
58
ve alıcı denilen ısı eşanjöre yansıtır. Heliostatlar bilgisayar tarafından kontrol edilerek,
alıcının devamlı güneş alması sağlanır.
3.6. Yoğunlaştırıcı Sistemler İle Elektrik Üretimi
Bugüne kadar güneş enerjisi ile elektrik üretiminde başlıca iki sistem
kullanılmıştır. Birincisi, güneş enerjisini direkt olarak elektrik enerjisine dönüştüren
fotovoltaik
sistemlerdir.
Fakat
geçen
20
yıl
içerisinde
fotovoltaik
sistem
uygulamalarının artışına rağmen, teknolojisinin karmaşıklığı ve maliyetinin yüksek
oluşu, geniş çapta elektrik üretimi için yetersiz olduğunu ortaya çıkarmıştır. İkinci
seçenek ise, güneş enerjisinin yoğunlaştırıcı sistemler kullanılarak odaklanması
sonucunda elde edilen kızgın buhardan, konvansiyonel yöntemlerle elektrik üretimidir.
Şekil 3.6. Konvansiyonel Yöntemlerle Elektrik Üretim Ünitesinin Şeması
Güneş termal güç santralleri, birincil enerji kaynağı olarak güneş enerjisini
kullanan elektrik üretim sistemleridir. Bu sistemler temelde aynı yöntemle çalışmakla
birlikte, güneş enerjisini toplama yöntemleri, yani kullanılan kolektörler bakımından
farklılık gösterirler. Toplama elemanı olarak parabolik oluk kolektörlerin kullanıldığı
güç santrallerinde, çalışma sıvısı kolektörlerin odaklarına yerleştirilmiş olan absorban
boru içerisinde dolaştırılır. Daha sonra, ısınan bu sıvıdan eşanjörler yardımı ile kızgın
buhar elde edilir. Parabolik çanak kolektörler kullanılan sistemlerde de ya aynı yöntem
kullanılır ya da merkeze yerleştirilen bir motor (Stirling) yardımı ile direkt olarak
elektrik üretilir. Merkezi alıcı sistemlerde ise, güneş ışınları düzlemsel aynalar
(heliostat) yardımı ile alıcı denilen ısı eşanjörüne yansıtılır. Alıcıda ısıtılan çalışma
sıvısından konvansiyonel yollarla elektrik elde edilir.
59
Güneş Termal Güç Santrallerinin Tasarım İlkeleri
Güneş termal güç santrallerinin tasarımında dikkate alınması gereken en önemli
parametreler şunlardır;
¾
Bölge seçimi
¾
Güneş enerjisi ve iklim değerlendirmesi
¾
Parametrelerin optimizasyonu
Santralın tesis edileceği ideal bölge seçilirken aşağıdaki kriterler göz önünde
bulundurulmalıdır.
1. Yıllık yağış miktarının düşük olması,
2. Bulutsuz ve sissiz bir atmosfere sahip olması,
3. Hava kirliliğinin olmaması,
4. Ormanlık ve ağaçlık bölgelerden uzak olması,
5. Rüzgâr hızının düşük olması,
6. Güneş enerjisi ve iklim değerlendirmesi
Santralın tesis edileceği bölgenin, yılda en az 2000 saat güneşlenme süresine ve
metrekare başına yıllık 1500 kWh’lık bir güneş enerjisi değerine sahip olması
gereklidir. Ayrıca, 4 saatlik güneşlenme süresine sahip gün sayısının 150 den az
olmaması gereklidir. Yukarıdaki şartları sağlayan bir bölgede santral tasarımı için
aşağıdaki çalışmaların yapılması gerekir.
Uzun Dönem Performans Değerlendirmesi
Yoğunlaştırıcı kolektörlerin uzun dönem performans değerlendirmesi için saatlik direkt
güneş enerjisi değerleri kullanılır. Bu değerler ölçümlerden elde edilemediği zaman, bir
model yardımı ile günlük toplam güneş enerjisi değerlerinden elde edilmelidir. Coğrafi
bölge ve kolektör seçiminin yapılmasında uzun dönem yıllık güneş enerjisi
değerlerinden faydalanılır. Bu değerler aynı zamanda ekonomik analiz için de
gereklidir.
60
İzleme Modülünün Seçimi
Doğrusal
yoğunlaştırıcı
kolektörler,
Kuzey-Güney
veya
Doğu-Batı
doğrultusunda yerleştirilebilir. Yön seçilirken, maksimum güneş enerjisinin hangi
doğrultuda alındığı göz önünde bulundurularak yerleştirme yapılır. Genelde KuzeyGüney doğrultusunda yerleştirmekle en iyi sonuç elde edilir.
Parametrelerinin Optimizasyonu
Doğrusal yoğunlaştırma yapan ve ısı transfer akışkanı olarak termal yağ
kullanılan sistemlerde çalışma parametrelerinin optimizasyonu için aşağıdaki kriterler
dikkate alınmalıdır.
Isı Transfer Yağının Seçimi: Güneş termal güç santralinin verimli çalışması
büyük ölçüde, uygun ısı transfer akışkanının seçimine bağlıdır. Bu akışkanın dolaştığı
sistem parçaları 0oC ile 300oC arasında değişen sıcaklık dalgalanmalarına maruz
kalırlar. Bu nedenle güç santrallerinde kullanılan ısı transfer akışkanında aşağıdaki
özellikler aranır.
¾
Yüksek yanma noktası (500oC’ın üstünde)
¾
Düşük buharlaşma basıncı
¾
Düşük sıcaklıklarda yüksek akışkanlık
¾
Yüksek yoğunluk
¾
Yüksek sıcaklıklarda (300oC) sürekli çalışabilme
Bu kriterlerin hepsini sağlayan bir yağda ayrıca 0oC ve 300oC arasında basınç
düşmesinin minimum olması gerekir.
Basınç Düşmesi
İşletme basıncı; santralın önemli çalışma parametrelerinden biridir. İşletme basıncının
maksimum ve minimum değerleri ile sınırlıdır. Bu basıncın alt limiti ısı transfer
akışkanının buharlaşmasını engelleyecek bir değerde olmalıdır.
61
Şekil 3.7. Güneş Enerjisinden Elektrik Üreten Santralin Çalışma Şeması
Boru Boyutlandırması
Sistemdeki sıvının sirkülasyonu için kullanılan boru şebekesi, absorban
borulardan ve esnek hortumlardan oluşur. Kolektördeki absorban borular sabittir. Fakat
kolektörler arasındaki bağlantıyı sağlayan esnek hortumlar hareketli olduğu için uygun
olarak boyutlandırılması önem taşır. Boruların çapının arttırılması, akışkan hızını ve
basıncı düşürür. Hızın düşmesi ile artan ısı kayıpları maliyeti olumsuz yönde etkiler.
Bunun için boru çapı belirlenirken, sistem basınç düşüşünün minimum olmasına ve
basıncının işletme maliyetini minimum seviyeye getirmesine dikkat edilmelidir.
Kapasite Seçimi
Kolektör giriş ve çıkış sıcaklıkları arasındaki fark maksimum olmalıdır. Bu durumu
sağlamak için: Isı transfer akışkanı, güneş tarlasından aldığı enerjiyi mümkün
olduğunca buhar üretim sistemine bırakıp, minimum sıcaklıkta geri dönmelidir. Isı
değiştirgeci, buhar üreteci gibi ekipmanların verimliliği arttırılmalıdır.
3.7. Parabolik Oluk Kolektörlerle Elektrik Üretimi
Parabolik oluk kolektörlü güç santralleri, güneş tarlası, buhar ve elektrik üretim
sistemlerinden oluşur. Bu santrallerde proses ısısı için, doğrusal yoğunlaştırma
yapılarak, güneş enerjisinden 300oC’nin üzerinde sıcaklık elde edilir ve ısı transfer
akışkanı olarak yüksek sıcaklıklara dayanıklı termal yağ kullanılır.
62
Güneş tarlası; bağımsız üniteler şeklinde birbirine paralel bağlanmış parabolik
oluk kolektör gruplarından oluşan alandı. Bu üniteler, gelen güneş enerjisini 4 mm
kalınlığında ve yüksek yansıtma oranına (%94) sahip aynalar vasıtasıyla, odakta
bulunan alıcı boru üzerine yansıtırlar. Parabolik oluk kolektörler grupları yatay eksen
boyunca dönmelerini engellemeyen metal yapılarla desteklenmiştir. Sistemde aynaların
güneşi izlemesini sağlayan bir sensör bulunur.
Isı toplama elemanı; cam tüp, yüzeyi yaklaşık %97 lik bir absorbtiviteye sahip
çelik alıcı boru ve cam-metal birleştiricilerden oluşur. Alıcı boru üzerinde meydana
gelen yüksek sıcaklık nedeniyle oluşan ısı kayıplarını azaltmak için, cam tüp ile alıcı
boru arasındaki hava vakumlanmıştır. Bu boşluk basıncı yaklaşık 0.1 atm dir. Isıya
dayanaklı cam tüp, yüksek bir geçirgenliğe ve radyasyon kayıplarını en aza indirgemek
için antireflektif bir yapıya sahiptir. Sıcaklık nedeniyle meydana gelen genleşmelerin
etkilerini gidermek için körüklü cam-metal birleştiriciler kullanılmaktadır.
Güneş tarlası kontrol sistemi; genel kontrol sistemi ve her kolektör grubunda
bulunan lokal kontrol ünitelerinden oluşur. Genel kontrol sistemi güneşlenme durumunu
izler ve buna göre sistemi tamamen ya da kısmen açar ya da kapatır. Bu işlem, lokal
kontrol üniteleriyle iletişim içinde yapılır. Lokal kontrol üniteleri, her kolektör grubunu
ayrı ayrı kontrol ederek güneşin takip edilmesini sağlarlar.
Buhar üretim sistemi; ön ısıtma, buhar üretimi ve süper ısıtma bölümlerinden
oluşur. Bu bölümlerden geçilerek 371oC ve 100 bar basınca yükseltilen buhar, elektrik
üretimi için türbine gönderilir. Üretimden sonra yeterince soğumayan buhar, yeni bir
çevrime gönderilmeden, yeniden aynı sıcaklığa kadar ısıtılır ve tekrar türbine gönderilir.
Bu ikinci çevrimden sonra artık soğuyan buhar, sıkıştırılıp sıvı hale getirildikten sonra
yeni bir çevrime gönderilir.
Güneş enerjili güç santrallerinde, güneş enerjisinin yetersiz kaldığı durumlarda,
kesintisiz elektrik üretimini sağlamak için ilave ısıtıcılar kullanılır. Petrolle ya da doğal
gazla çalışan ilave ısıtıcılar, aynı sıcaklık ve basınçta buhar üretirler. Şekilde gelen
güneş enerjisinin elektriğe dönüştürülmesi ve kaçaklar görülmektedir.
Parabolik oluk kolektörlü sistemler konusunda faaliyet gösteren LUZ
63
International (ABD), dünyada güneş enerjisiyle üretilen toplam elektriğin %92’sini
gerçekleştirmektedir. Bu şirket, 1984 yılında başlattığı çalışmalar ile günümüze kadar 9
güç santralini (SEGS: Solar Electric Generating System) işletmeye sokmuş olup 4
santral ise proje safhasındadır.
80 MW gücündeki SEGS-9, 1990 yılında Harper Gölü’nde inşa edilen
santrallerin ikincisi olup, inşa edilmesi ve devreye sokulması 8.5 ay gibi kısa bir sürede
tamamlanmıştır. SEGS-8 ve SEGS-9’dan sonra 1994 yılına kadar inşa edilecek olan 4
santral de işletmeye alındığında, 1 milyon insanın elektrik enerjisi ihtiyacını
karşılayacak ve toplam 680 MW’lık bir enerji üretilecektir.
SEGS teknolojisi, güneş enerjisini birincil enerji kaynağı olarak kullanan Rankin
çevrimli buhar türbin sistemine dayanır. Güneş Santralı, parabolik oluk kolektör
gruplarından (Solar Collecting Assemblies-SCA) meydana gelmiştir. Güneşi iki boyutlu
olarak takip eden ve yansıtıcı yüzeyleri vasıtasıyla güneş ışınlarını odaklayarak çelik
boru üzerinde yoğunlaştıran kolektörler, kolonlor üzerine kurulmuş olup, esnek
hortumlarla birbirine bağlanmışlardır. Verimi arttırmak ve ısı kayıplarını en düşük
seviyeye getirmek için, absorban olarak kullanılan ve özel bir madde ile kaplı olan bu
çelik boru, içi vakumlanmış cam bir tüp içine yerleştirilmiştir. Boruların içinden
geçirilen ısı transfer akışkanı (sentetik yağ), 380oC civarına kadar ısıtılır ve sistem
boyunca dolaştırılarak türbin jeneratörü için gerekli olan buhar üretilir.
Güneş enerjisinin yetersiz olduğu zamanlarda, kesintisiz enerji üretimini
sağlamak için, doğal gazlı ısıtıcı sistem kullanılmaktadır. Güneş enerjisinin yeterli,
yetersiz veya hiç olmama durumuna göre sistem üç değişik şekilde çalışır.
Güneş enerjinin yeterli olduğu durumlarda, ısı transfer akışkanı doğrudan güneş
tarlasından geçer. Yetersiz veya hiç olmama durumlarında ise doğal gazlı ısıtıcılarla
desteklenir veya tamamen bu ısıtıcılar devreye sokulur. Her iki enerji kaynağının da
kullanıldığı durumda, hem güneş enerjisinden hem doğalgazdan yararlanabilmek için
by-pass valfı açık bırakılır. Bu durumda güneş tarlasında ısınan sıvı, destek ısıtıcılar
yardımı ile çalışma sıcaklığın ulaşıncaya kadar ısıtılır.
64
SEGS Santrallerinin Ekonomisi
ABD’de yürütülen SEGS projelerinin toplam kurulu gücü 680 MW ve toplam
yatırım maliyeti 2 milyar dolardır. Bu maliyetin 1 milyar dolarlık kısmı çalışır
durumdaki 8 santral için harcanmıştır. Her biri büyük bir yatırım olan bu santraller, özel
şirketler tarafından finanse edilmiştir. 80 MW gücündeki bütün santraller, yaz ayları
boyunca ilave güce ihtiyaç duyan Güney Kaliforniya Edison ve San Diego Gaz ve
Elektrik Şirketleri tarafından finanse edilmektedir. Petrolle çalışan 80 MW gücünde bir
güç santrali ile yatırım maliyeti bundan üç kat daha pahalı olan eşdeğer bir SEGS
santrali asında enerji üretim maliyeti açısından bir karşılaştırma yapılmıştır. Bu
karşılaştırmaya göre, hem petrolün varil fiyatının 20 ABD $’ı olduğu düşünüldüğünde,
SEGS santrali %30 daha pahalı olmaktadır. Ham petrol fiyatının 30 ABD $’ı olduğu
varsayıldığında, maliyetler arasındaki fark %10’a düşmektedir. Karşılaştırma için 240
MW’lık santraller göz önüne alınır ve ham petrol fiyatının 20 ABD $’ı olduğu
varsayılırsa, SEGS santralinin üretim maliyetinin, petrolle çalışan santralin üretim
maliyetinden sadece %10 daha pahalı olduğu görülür. Ham petrol fiyatının 30 ABD $’ı
olduğu varsayılırsa, güneş santrali elektrik üretim maliyeti açısından petrollü santrallere
göre avantajlı duruma geçmektedir.
3.7.1. Parabolik Çanak Kolektörler
Parabolik çanak kolektörler, yüzeylerine gelen güneş radyasyonunu noktasal
olarak odaklarında yoğunlaştırırlar. Bu kolektörlerin yüzeyleri de parabolik oluk
kolektörlerin yüzeyleri gibi yansıtıcı aynalarla kaplanmıştır. Gelen güneş enerjisi bu
aynalar vasıtası ile odaktaki Stirling motoru üzerine yoğunlaştırılır. Stirling motoru ısı
enerjisini elektrik jeneratörü için gerekli olan mekanik enerjiye dönüştürür. Elektrik
üretiminden başka, bu kolektörler buhar ya da sıcak hava üretimi için de kullanılır.
Parabolik çanak kolektörler ile elde edilen elektrik, diğer yöntemlerle elektrik
üreten santrallere destek amacıyla ve maden ocakları, radar istasyonları ya da uzak
köylerin elektrik ihtiyacının karşılanmasında kullanılır. Ayrıca, endüstride buhar
üretimi, yer altı enjeksiyonu, petrol çıkartılması gibi işlemler için kullanılır. Bu
santraller, küçük modüllerden oluştuğu için enerji ihtiyacı duyulan yerlerin yakınında ve
ihtiyaç duyulan kapasitede tesis edilebilirler. Günümüzde henüz ekonomik olamayan
parabolik çanak ve parabolik oluk kolektörlü sistemlerin araştırma ve geliştirme
65
çalışmaları sürdürülmektedir. Bu çalışmalarda amaç; birim alan maliyetini düşürmek ve
verimini artırmaktır.
3.7.2. Merkezi Alıcı Güç Santralleri
Güneş enerjisini yoğunlaştırarak elektrik üreten diğer bir uygulama da merkezi
alıcı güç santralleridir. Bu santrallerde güneş enerjisi, heliostat denen aynalar yardımı
ile bir kule üzerine yerleştirilmiş olan alıcıya yansıtılır. Bu yolla 100oC’nin üzerinde
sıcaklık elde edilir. Heliostatlar, merkezi bir bilgisayar yardımı ile güneşi takip ederek
güneş enerjisini kule üzerindeki alıcıya yansıtırlar. Alıcıda ısıtılan akışkan, buhar
jeneratörüne gönderilerek buhar üretilir. Bu çevrimden sonra buhar, kondasatörde
soğutma suyu çevrimi ile soğutulur ve tekrar buhar jeneratörüne döner. Isı transfer
akışkanı buhar jeneratöründen geçtikten sonra alıcıya gönderilir.
3.7.3. Dünyadaki Uygulamaları
SOTEL ve Alman DLR şirketleri merkezi yoğunlaştırma ile elektrik üretiminin
uygulanabilirliğini ve teknolojisini araştırmak için bir araya gelerek PHOEBUS
grubunu oluşturmuşlardır. Bu amaçla, Avrupa, Japonya ve ABD de 6 adet santral inşa
edilmiştir. Bu grubun çalışmaları merkezi yoğunlaştırıcı santraller için bir temel
oluşturur. Günümüze kadar tesis edilmiş olan merkezi alıcı sistemlerin işletilmesi
sonucunda, büyük sorunlar ortaya çıkmıştır. Bu sistemlerden ikisi ekonomik
olmadığından parçalara ayrılarak ve 3 tanesi de kapatılarak proje çalışmalarına son
verilmiştir. Dünyada mevcut merkezi alıcı sistemlerin özellikleri aşağıdaki tabloda
verilmiştir.
66
Sistem Verimi
%
Enerji Maliyeti
Maks.Çıkış
Teknoloji Türü
o
Sıcaklığı C
İlk Yatırım
Maliyeti $
Elekt.
Isı
$/kWh
$/kWh
250-1000
-
0.0013-0.004
380
2800 kWe
0.15
0.0053
79
700
5000 kWe
0.28
-
15
46
600-700
3000 kWe
0.16
0.004
Tek Kristal Silisyum
12
-
-
6000 kWe
0.29
-
Çok Kristal Silisyum
10
-
-
6000 kWe
0.29
-
Tek İnce Film
4
-
-
5000 kWe
0.25
-
Çoklu İnce Film
7
-
-
5000 kWe
0.24
-
Elekt.
Isı
Düzlemsel Koll.
-
50-70
80
Parabolik Oluk
14
46
Parabolik Çanak
24
Merkezi Alıcı
3.8. Güneş Pilleri (Fotovoltaik Piller)
Güneş pilleri (fotovoltaik piller), yüzeylerine gelen güneş ışığını doğrudan
elektrik enerjisine dönüştüren yarı iletken maddelerdir. Yüzeyleri kare, dikdörtgen,
daire şeklinde biçimlendirilen güneş pillerinin alanları genellikle 100cm2 civarında,
kalınlıkları ise 0,2-0,4 mm arasındadır.
Güneş pilleri fotovoltaik ilkeye dayalı olarak çalışırlar, yani üzerlerine ışık
düştüğü zaman uçlarında elektrik gerilimi oluşur. Pilin verdiği elektrik enerjisinin
kaynağı, yüzeyine gelen güneş enerjisidir.
Güneş enerjisi, güneş pilinin yapısına bağlı olarak %5 ile %20 arasında bir
verimle elektrik enerjisine çevrilebilir. Güç çıkışını artırmak amacıyla çok sayıda güneş
pili birbirine paralel ya da seri bağlanarak bir yüzey üzerine monte edilir, bu yapıya
güneş pili modülü ya da fotovoltaik modül adı verilir. Güç talebine bağlı olarak
modüller birbirlerine seri ya da paralel bağlanarak birkaç Watt’tan mega Watt’lara
kadar sistem oluşturulur.
Güneş Pillerinin Yapımında Kullanılan Malzemeler
Güneş pilleri pek çok farklı maddeden üretilebilir. Günümüzde en çok kullanılan
maddeler şunlardır:
67
Şekil 3.8. Fotovoltaik Güneş Pili
68
Kristal Silisyum: Önce büyütülüp daha sonra 200 mikron kalınlıkta ince
tabakalar halinde dilimlenen Tekkristal Silisyum bloklardan üretilen güneş pillerinde
laboratuar şartlarında %24, ticari modüllerde ise %15’in üzerinde verim elde
edilmektedir. Dökme silisyum bloklardan dilimlenerek elde edilen Çokkristal Silisyum
güneş pilleri ise daha ucuza üretilmekte, ancak verim de daha düşük olmaktadır. Verim,
laboratuar şartlarında %18, ticari modüllerde ise %14 civarındadır.
Galyum Arsenit (GaAs): bu malzemeyle laboratuar şartlarında %25 ve %28
(optik yoğunlaştırıcılı) verim elde edilmektedir. Diğer yarıiletkenlerle birlikte
oluşturulan çok eklemli GaAs pillerde %30 verim elde edilmiştir. GaAs güneş pilleri
uzay uygulamalarında ve optik yoğunlaştırıcılı sistemlerde kullanılmaktadır.
Amorf Silisyum: Kristal yapı özelliği göstermeyen bu Si pillerden elde edilen verim
%10 dolayında, ticari modüllerde ise %5-7 mertebesindedir. Günümüzde daha çok
küçük elektronik cihazların güç kaynağı olarak kullanılan amorf silisyum güneş pilinin
bir başka önemli uygulama sahasının, binalara entegre yarısaydam cam yüzeyler olarak,
bina dış koruyucusu ve enerji üretici olarak kullanılabileceği tahmin edilmektedir.
Şekil 3.9. Fotovoltaik Panelden Elektrik Üretim Şeması
Kadmiyum Tellürid (CdTe): Çokkristal yapıda bir malzeme olan CdTe ile güneş
pili maliyetinin çok aşağılara çekileceği tahmin edilmektedir. Laboratuar tipi küçük
hücrelerde %16, ticari tip modüllerde ise %7 civarında verim elde edilmektedir.
Bakır İndiyum Diselenid (CulnSe2): Bu çokkristal pilde laboratuar şartlarında %17,7 ve
69
enerji üretimi amaçlı geliştirilmiş olan prototip bir modülde ise %10,2 verim elde
edilmiştir.
Optik Yoğunlaştırıcı Hücreler: Gelen ışığı 10-500 kat oranlarda yoğunlaştıran
mercekli veya yansıtıcılı araçlarla modül verimi %17’nin, pil verimi ise %30’un üzerine
çıkabilecektir. Yoğunlaştırıcılar basit ve ucuz plastik malzemeden yapılmaktadır.
Güneş pilleri, elektrik enerjisinin gerekli olduğu her uygulamada kullanılabilir.
Güneş pili modülleri uygulamaya bağlı olarak, akümülatörler, invertörler, akü şarj
denetim aygıtları ve çeşitli elektronik destek devreleri ile birlikte kullanılarak bir güneş
pili sistemi (fotovoltaik sistem) oluştururlar. Bu sistemler, özellikle yerleşim yerlerinden
uzak, elektrik şebekesi olmayan yörelerde, jeneratöre yakıt taşımanın zor ve pahalı
olduğu durumlarda kullanılırlar. Bunun dışında dizel jeneratörler ya da başka güç
sistemleri ile birlikte karma olarak kullanılmaları da mümkündür.
Bu sistemlerde yeterli sayıda güneş pili modülü, enerji kaynağı olarak kullanılır.
Güneşin yetersiz olduğu zamanlarda ya da özellikle gece sürecince kullanılmak üzere
genellikle sistemde akümülatör bulundurulur. Güneş pili modülleri gün boyunca
elektrik enerjisi üreterek bunu akümülatörde depolar, yüke gerekli olan enerji
akümülatörden alınır. Akünün aşırı şarj ve deşarj olarak zarar görmesini engellemek
için kullanılan denetim birimi ise akünün durumuna göre, ya güneş pillerinden gelen
akımı ya da yükün çektiği akımı keser. Şebeke uyumlu alternatif akım elektriğinin
gerekli olduğu uygulamalarda, sisteme bir invertör eklenerek akümülatördeki DC
gerilim, 220 V, 50 Hz.lik sinüs dalgasına dönüştürülür. Benzer şekilde, uygulamanın
şekline göre çeşitli destek elektronik devreler sisteme katılabilir. Bazı sistemlerde,
güneş pillerinin maksimum güç noktasında çalışmasını sağlayan maksimum güç noktası
izleyici cihazı bulunur. Aşağıda şebekeden bağımsız bir güneş pili enerji sisteminin
şeması verilmektedir.
Şebeke bağlantılı güneş pili sistemleri yüksek güçte-satral boyutunda sistemler
şeklinde olabileceği gibi daha çok görülen uygulaması binalarda küçük güçlü kullanım
şeklindedir. Bu sistemlerde örneğin bir konutun elektrik gereksinimi karşılanırken,
üretilen fazla elektrik şebekesine satılır, yeterli enerjinin üretilmediği durumlarda ise
şebekeden enerji alınır. Böyle bir sistemde enerji depolaması yapmaya gerek yoktur,
70
yalnızca üretilen DC elektriğin, AC elektriğe çevrilmesi ve şebeke uyumlu olması
yeterlidir.
Güneş pili sistemlerinin şebekeden bağımsız (stand-alone) olarak kullanıldığı
tipik uygulama alanları aşağıda sıralanmıştır.
-
Haberleşme istasyonları, kırsal radyo, telsiz ve telefon sstemleri
-
Petrol boru hatlarının katodik koruması
-
Metal yapıların (köprüler, kuleler vb) korozyondan koruması
-
Elektrik ve su dağıtım sistemlerinde yapılan telemetrik ölçümler, hava
gözlem istasyonları
-
Bina içi ya da dışı aydınlatma
-
Dağ evleri ya da yerleşim yerlerinden uzaktaki evlerde TV, radyo, buzdolabı
gibi elektrikli aygıtların çalıştırılması
-
Tarımsal sulama ya da ev kullanımı amacıyla su pompajı
-
Orman gözetleme kuleleri
-
Deniz fenerleri
-
İlkyardım, alarm ve güvenlik sistemleri
-
Deprem ve hava gözlem istasyonları
-
İlaç ve aşı soğutma
3.9. Türkiye’de Güneş Enerjisi Potansiyeli
Ülkemiz, coğrafi konumu nedeniyle sahip olduğu güneş enerjisi potansiyeli
açısından birçok ülkeye göre şanslı durumdadır. Devlet Meteoroloji İşleri Genel
Müdürlüğünde (DMİ) mevcut bulunan 1966-1982 yıllarında ölçülen güneşlenme süresi
ve ışınım şiddeti verilerinden yararlanarak EİE tarafından yapılan çalışmaya göre
Türkiye’nin ortalama yıllık toplam güneşlenme süresi 2640 saat (günlük toplam 7,2
saat), ortalama toplam ışınım şiddeti 1311 kWh/m2-yıl (günlük toplam 3,6 kWh/m2 )
olduğu tespit edilmiştir. Aylara göre Türkiye güneş enerji potansiyeli ve güneşlenme
süresi değerleri ise Çizelge 3.1’de verilmiştir.
Türkiye’nin en fazla güneş enerjisi alan bölgesi Güney Doğu Anadolu Bölgesi
olup, bunu Akdeniz Bölgesi izlemektedir. Güneş enerjisi potansiyeli ve güneşlenme
71
süresi değerlerinin bölgelere göre dağılımı da Çizelge-3.2’de verilmiştir.
Güneş enerjisinden elektrik enerjisi üretimi için dünyanın sayılı ülkelerinden biri
olmasına rağmen Türkiye’deki çalışmalar yok denilecek düzeydedir. Bu durumdaki en
büyük etken PV panellerden elde edilen elektrik enerjisinin pahalı olmasıdır. Bu açıdan
yaptığımız çalışma PV panellerinden elde edilen elektriğin daha düşük maliyetle
üretilmesinin yollarını araştırmak ve modeller üretmektir.
Şekil 3.10(a) Fotovoltaik Güneş Panellerinin Farklı Uygulamaları
72
Şekil 3.10 (b, c) Fotovoltaik Güneş Panellerinin Farklı Uygulamaları
73
74
4.BÖLÜM
ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETİM MALİYETİNDE OPTİMİZASYON VE BİRİM
ELEKTRİK ENERJİSİ MALİYETİNİN HESABI
4.1. Elektrik Enerjisi Üretim Maliyetinde Optimizasyon ve Birim Elektrik Enerjisi
Maliyetinin Hesabı
Gerek ulusal enerji üretimi kapsamında gerekse kurumsal enerji üretimi
(otoprodüktör, kojenerasyon) kapsamında üretilen elektrik enerjisi birim maliyetinin
(TL/kWh, USD/kWh) minimum tutulması gerekir. Bilindiği gibi, elektik enerjisi tüm
sanayi kesimleri için “temel girdi” özelliğindedir; bu nedenle ulusal üretim sektörü için
de TL/kWh büyüklüğünün minimum olması büyük önem taşımaktadır. Enerji tarifesinin
belirlenmesinde, yeni yatırımlara fon oluşturmak, kayıp kaçakları göz önüne almak ve
vergi gelirlerini artırmak için fiili enerji üretim maliyetinin üzerine ekleme
yapılmaktadır. Bu eklenti içinde yer alan “terimler” fiili üretim maliyeti cinsinden
yüzdelerle ifade edildiğinden, fiili enerji üretim maliyetinin minimum tutulmasıyla
tarifenin de minimum düzeye çekileceği açıktır.
Bir santralin fiili enerji üretim maliyeti,
•
Yapım (sermaye) maliyeti,
•
Yıllık bakım maliyeti,
•
Yakıt maliyeti,
•
Çeşitli kayıp ve kaçaklar,
•
Yükü (MW),
•
Ömrü ve verimi (n),
dikkate alınarak ortaya çıkan (hesaplanabilen veya ölçülebilen) maliyetidir. Bu, saat
başına veya MWh başına “ulusal para birimi” ile ifade edilir.
Ulusal düzeydeki çok büyük enerji talebinin (TWh’ler düzeyi) birkaç santral ile
veya aynı tip santraller ile karşılanması söz konusu değildir. Termik, hidrolik, nükleer,
rüzgar, vb. tip santraller çeşitli güçlerde ve teknik özelliklerde olmak üzere yıllar
75
itibariyle aşama devreye sokulmuş olduğundan, elimizde çok sayıda “fiili enerji üretim
maliyetinin” olduğu açıktır.
Santrallerin tipi, gücü ve yapım (inşaat) süresinin uzunluğu “başlangıç
maliyetini” belirler. Örneğin HES tipi santrallerde baraj inşaatıyla birlikte yapım süresi
çok uzun yıllar alabilir, buna karşılık mobil tip santrallerde montaj süresi aylar
düzeyindedir.
Santrallerde kullanılan yakıtın (doğalgaz, kömür, linyit, vb.) birim fiyatı (TL/m3,
TL/ton) ile santralin verimi (n, %) “değişken maliyeti” belirler. Kullanılan yakıtın
kalitesinin düşmesi –örneğin doğalgaz basıncının düşmesi veya düşük kaliteli kömür
kullanılması- standart yakıt tüketimini artıracak, bu ise yakıt maliyetinin artmasına yol
açacaktır. Bu durumda yakıt birim fiyatının düşürülmesi ile değişken maliyet artışı
dengelenebilir; ancak düşük kaliteli yakıt kullanımından doğacak teknik ve çevresel
sorunlar ayrı bir maliyet potansiyeli oluşturabilir. Bilindiği gibi, HES, rüzgâr, jeotermal,
güneş ve dalga tipi santrallerde yakıt maliyeti “sıfır” alınmaktadır. Ulusal enerji ağında,
farklı yıllarda devreye sokulmuş farklı güç ve tiplerde santraller bulunduğuna göre,
bunların her birine ilişkin “(fiili) enerji üretim maliyeti fonksiyonları” bulunmaktadır.
Ulusal enerji tüketiminin günlük yoğunluğu 00-06, 06-18, 18-24 saat
dilimlerinde değerlendirilmektedir. O halde, üretim maliyeti düşük olan santrallerin
olabildiğince uzun süre, yüksek maliyetli santrallerin ise olabildiğince kısa süre (enerji
talebinin yüksek olduğu zaman dilimlerinde) çalıştırılması gerekecektir. Ancak yedek
(rezerv) kapasitesinin (MW) yeterli olduğu durumda bu yaklaşım izlenebilir; yeterli
rezerv olmadığında ise, ekonomiklik dikkate alınmaksızın, tüm santrallerin talebin
yüksek olduğu dilimlerde devreye sokulması kaçınılmaz olacaktır. Bu arada, santrallerin
(generatörlerin) işletmede verebilecekleri minimum ve maksimum güçlerin de (Pmin,
Pmax, MW) mutlaka dikkate alınması gerekir; çünkü ekonomik bir işletme asıl hedef
olmakla birlikte, teknik sınırlamalar göz ardı edilemez.
Santraller çoğu kez, koruma tekniği, güvenilirlik ve nakliye-montaj kolaylığı
bakımından, tek üniteli (tek generatör + tek türbin) yapılmazlar. Bu durum ünite sayısı
belirtilerek ifade edilebilir (4x200 MW, 3x400 MW gibi). Bir bölgede tasarlanmış
santralin üniteleri genel olarak birbirine özdeş özelliktedir ve aynı maliyet
fonksiyonlarına sahiptir. Ancak farklı bölgelerde ve tarihlerde devreye sokulan
76
santrallerin özdeş oldukları söylenemez. Aynı durum, kapasite artırımı için de
geçerlidir; 4x200 MW’lık santrale yıllar sonra 5. ünite eklendiğinde, bu ünite için özdeş
maliyet fonksiyonu garanti edilemez.
Santrallerin besledikleri yüklere olan mesafeler (enerji iletim hatlarının
uzunlukları ve hat topolojileri), enerji üretim maliyetini belirleyen parametrelerden
biridir. Uzun enerji iletim hatlarında ortaya çıkan I2R kayıplarının maliyete yansıtılması
kaçınılmazdır. Diğer taraftan, santral güçleri aktif güç (MW) cinsinden ifade edilmekte
ve enerji maliyetleri de MWh başına hesaplanmaktadır; ancak tüketici baralarından
reaktif güçlerin (MV Ar) çekilmesi sonucu, enerji sisteminde reaktif güçlerin dolaşımı
söz konusu olmaktadır. Reaktif güçlerin de dikkate alındığı bir “ekonomik (optimum)
işletme analizi” daha gerçekçi olabilir. Elektrik enerjisi üretim maliyet(ler)inin ulusal ağ
kapsamında minimum tutulması beklenmektedir. Bunun için, ulusal ağdaki tüm
santrallerin teknik ve ekonomik verileri ile ağ (devre) topolojisi ve parametreleri göz
önüne alınır. Bu kapsamda şu varsayımlar geçerlidir:
•
Generatör bara gerilimleri sabittir.
•
Yük baralarındaki güçler (P,Q) sabittir.
•
Devre fiziksel olarak sabittir (Analiz süresince deveye sokulan veya çıkarılan
hat ya da generatör bulunmamaktadır.)
•
Devre (R, L, C) parametreleri lineerdir.
•
Ekonomik analiz, belirli bir zaman aralığı için yapılmaktadır. Bu zaman
aralığında yukarıdaki değişkenler sabit kalmaktadır. Zaman aralığının
değişmesi, yeni parametrelerle yeni bir ekonomik analizi gerektirir.
•
Ekonomik analiz sırasında geçici (transient) olaylar çoğu kez dikkate
alınmaz.
•
Sistemde “hat (joule) kayıpları” dışındaki kayıplar ihmal edilmektedir.
Ekonomik analizde bir üniteye ait bazı büyüklüklerin bilinmesi (verilmesi)
gerekir. Bu bilgiler, imalatçı kataloglarından veya “kabul testleri” sırasında yapılan
ölçme deneylerinden alınabilir:
•
Ünitenin verebileceği maksimum güç Pmax (MW)
77
•
Ünitenin verebileceği minimum güç Pmin (MW)
•
Ünitenin yakıt-güç değişimi (karakteristiği)
NOT: İmalatçı firma bu değerleri, belirli atmosferik koşullar ve deniz seviyesinden
belirli yükseklik için garanti edebilir. Farklı koşulların olduğu “yerde” ünitenin
işletilmesi söz konusu ise, yeni koşullara göre Pmin ve Pmax yeniden hesaplanmalı veya
tanımlanmalıdır. İmalatçı firma bu bilgileri belirli bir “yakıt kalitesi” için vermektedir.
Yakıt kalitesinin düşmesi bu bilgilerde sapmaya neden olabilir.
Yakıt-güç karakteristiği,”H (MBtu/saat)ile P (MW)” arasındaki değişimi
göstermektedir (Btu: British thermal unit). H, ilgili yakıtın saatlik kalorisini
tanımlamaktadır; bu kalorinin fiyatı fyakıt (USD/MBtu) doğal olarak belli olduğundan
fyakıt ile H’nin çarpımı ünitenin maliyetini M (usd/saat) verecektir. Böylelikle maliyet
M=f(P) karakteristiğinin değişimi genellikle benzer biçimdedir. Doğadaki “birincil
kaynaklar”
kömür,
doğalgaz
ve
nükleer
madde
olup
termik
santrallerde
kullanılmaktadır. O nedenle, değişime karşılık düşen “fonksiyonel ifade” elde edilir.
“Eğri uydurma (curve fitting)” bakımından en sık kullanılan fonksiyon, “2.dereceden
polinom” dur. Bir başka deyişle maliyet fonksiyonu
M = α + β P + γP 2
(USD/saat)
(4.1)
şeklindedir. α , β , γ reel ve pozitif katsayılardır. Ulusal ağda (veya bir santralde bile)
birden çok sayıda ünite olduğu düşünülürse, m tane üniteyi içerecek şekilde
M i = α i + β i Pi + γ i Pi 2
(i = 1, 2, ....m)
(4.2)
yazılabilir. Yukarıdaki maliyet fonksiyonunda “ürün” elektrik enerjisi (gücü) olup “α ”
Ürün miktarından bağımsızdır. α bu eğride P → 0 noktasındaki terimdir.
Ünitenin çıkış gücü P olup (MW) birimindedir. Bu gerçek fiziksel birimdir.
Bazen enerji sistemlerinin analizinde ünite başına (pu) büyüklüklerle çalışma alışkanlığı
sonucu maliyet fonksiyonunda (MW) yerine ünite başına güç terimleri (p) olabilir. PBAZ
78
(MW) sistemde seçilmiş ‘baz güç’ olsun (örneğin PBAZ=100 MW seçilebilir) Bu
durumda
M in
 Ρ
= αi + β i ΡΒΑΖ  i
 ΡΒΑΖ

 Ρ
 + γ i Ρ 2 ΒΑΖ  i

 ΡΒΑΖ



2
= αi + β i ΡΒΑΖ (Ρi ) + γ i Ρ 2 ΒΑΖ (Ρi )
2
(4.3)
olacaktır
NOT: Ünitelerin “M-P” değişimine yönelik olarak, 2. dereceden polinom yerine 3.
dereceden polinom da kullanılabilir. ( Μ = αi + β Ρ + γΡ 2 + σΡ 3 gibi). Ancak bu
yaklaşım çok seyrek kullanılır. Nedeni; son terimin σ katsayısının çok küçük olması ve
dM/dP türevinin sonucunda bir doğru denklemine ulaşılamamasıdır. 2. dereceden
polinomda ise dM/dP türevi, artımsal maliyetin tanımına tam uyan geometriye, bir
doğru denklemine karşılık düşmektedir.
Maliyet fonksiyonunun son iki terimi ürüne (güce) ait olup bu açıdan “değişken
maliyeti” göstermektedir.
M fonksiyonu, H yakıt fonksiyonu ile yakıt fiyatının çarpımına eşittir. “H-P
değişimi”, ünite imalatçısının standart verim (η ) ve önerilen kalitede yakıt için garanti
ettiği değişimdir. Ünite devreye girdikten itibaren geçen yıllar içinde, teknik eskime
sonucu verim düşebilir veya kullanılan yakıtın kalitesinde olumsuz yönde değişiklik
olabilir. Bu olasılıklar göz önünde bulundurularak, geçen yıllar sonunda ünitenin “H-P”
değişiminin ölçme yoluyla yeniden ortaya konulması, güncelleştirilmesi gerekebilir.
Sonuç olarak “M-P değişimi”, verim, yakıt kalitesi ve yakıt fiyatının değişmez olduğu
t1-t2 zaman diliminde sabittir. Söz konusu parametrelerin bir veya birkaçının değiştiği
t3-t4 gibi başka zaman diliminde ise, farklı “M-P değişimi” elde edilmiş olabilir.
Mevcut M fonksiyonunun P’ye göre türevi “Artımsal Maliyet” adını alır. Bu
büyüklük, P’deki küçük bir değişimin M üzerinde ne ölçüde etki yaptığını ortaya
koymaktadır.
Marjinal maliyet =
dΜ ∂Μ ∆Μ
=
=
dΡ
∂Ρ
∆Ρ
(4.4)
79
şeklinde ifade edilir. M’nin 2. dereceden bir polinomla modellenmesi halinde, marjinal
maliyetin değişimi bir doğru denklemi olacaktır:
Marjinal maliyet =
(
d α + βΡ + γΡ 2
dΡ
)
= β + 2γΡ
(4.5)
Marjinal maliyetin (doğru denkleminin) eğimi 2γ’dır.
Bir enerji sistemindeki (ağındaki) ekonomik enerji üretimi için göz önüne
alınacak toplam maliyet
J =Mtop =
m
∑Μ
i =1
i
(m = ünite sayısı)
(4.6)
olup “performans endeksi” olarak adlandırılır. (Kusic, 1986).
Üniteler için hiçbir sınırlayıcı koşul bulunmamaktadır. (Pmin, Pmax sınır güç
değerleri ile hat kayıplarından söz edilmektedir.)
•
Ünitelerin sınır güç değerleri dikkate alınmaktadır.
•
İletim hatlarındaki hat ( I2R) kayıpları da dikkate alınmaktadır.
•
Sistemdeki reaktif güç (Q) dolaşımı da dikkate alınmaktadır.
Ünitelerin Pmin, Pmax sınır değerleri her zaman bir sınırlayıcı kriterdir. Bununla
birlikte, gelecek yıllardaki enerji talebi dikkate alınarak büyük rezerv (yedek) katsayı ile
tasarlanan santrallerde, Pmax değerine uzunca bir süre için ulaşılamayacağı
düşünülebilir. Aynı şekilde ünitelerin en düşük yükünün anma gücünün (rated output
power) %30…%40’ının altına düşmediği uygulamadan bilinmektedir. Bu koşullar
altında ünitelerin Pmin, Pmax sınır değerlerinin hesapta dikkate alınmaması,
varsayımlardan birisidir.
Ulusal enerji ağında üniteler ( santraller) ve tüketici merkezleri uzun iletim
hatları ile birbirine bağlıdır. Hat kayıplarının varlığı ekonomik çalışmayı olumsuz
80
etkileyeceğinden, uzun iletim hatlarında kayıpların etkisi mutlaka hesaba katılır. Ancak,
bölgesel beslemelerdeki çok kısa iletim hatları için ve doğrudan şebekeye bağlanan
otoprodüktör uygulamaları için hat kayıpları dikkate alınmayabilir.
En genel işletme durumu, son üç varsayımı bir arada (Pmin, Pmax; I2R; Q) içeren
durumdur. Gerçekten, enerji sistemlerinde bilgisayar destekli olarak yapılan ekonomik
üretim analizlerinde bu “genel durum” göz önünde bulundurulur.
Her “varsayıma” ilişkin ekonomik (optimum) işletme analizleri aşağıda
verilmiştir.
4.2. Üniteler İçin Hiçbir Sınırlayıcı Koşul Olmadığı Varsayımına Göre Ekonomik
İşletme Analizi
Hat kayıpları dikkate alınmadığına göre, bir baradaki m tane ünitenin “talep
gücünü (PT)” karşılaması gerekmektedir. Kirchhoff’un akımlar yasası gereği
m
∑Ρ
i =1
i
= ΡΤ
(4.7)
Diğer taraftan “M” maliyet fonksiyonunu minimum yapacak P değeri
aranmaktadır. Bir fonksiyonun ekstremum noktası aranırken birinci türevi alınır ve
sıfıra eşitlenir. Kritik nokta elde edilir. Kritik noktadaki ikinci türev işaretine bakılır.
İşaret (+) ise ekstremum noktanın minimuma, (-) ise maksimuma karşılık düştüğü
anlaşılır. 2. dereceden polinom olan M fonksiyonunda γ katsayısı daima pozitif
olduğundan, d2M/dP2’nin işaret kontrolü (+) ile sonuçlanır. O halde tüm üniteler için
minimum maliyeti bulabilmek için, dM/dP türevlerinin alınması ve bu türevlerin de
birbirine eşitlenmesi gerekir:
dΜ m
dΜ 1 dΜ 2
= ...
=λ
=
dΡ1
dΡ2
dΡm
λ sabit bir değerdir.
(4.8)
81
(4.7) ve (4.8) denklemlerinin bir arada çözülmesi sonucu bulunacak P1, P2, …,
Pm güçleri M1, M2, …,Mm maliyetlerini minimum yapan değerlerdir. O halde işletmeci
kuruluş t1-t2 zaman aralığında ünitelerini bu güçleri verecek şekilde yüklediğinde (bu
yönde bir üretim programı uygulandığında), minimum maliyetle üretimi gerçekleştirmiş
olacaktır.
“Pi” güçlerinin hesabı için kullanılabilecek bazı “yaklaşımlar” aşağıda verilmiştir.
4.2.1. Analitik Yaklaşım
dM i dPi = λ denkleminde Pi eşitliğin sol tarafına alınırsa
Ρi =
λ − βi
2γ i
(4.9)
bulunur. (4.7) denkleminde yerine yazılırsa
m
∑
i =1
λ − βi
= ΡT
2γ i
(4.10)
buradan λ eşitliğin soluna alınırsa
m
λ=
ΡT + ∑
i =1
βi
2γ i
(4.11)
m
1
∑
i =1 2γ i
elde edilir. (4.11) ve (4.9) denklemlerinin birlikte kullanılmasıyla Pi güçleri kolaylıkla
hesap edilir.
NOT : Bir başka çözüm yolu da şudur: dM i dPi = λ denklemlerinden her birinde
Pi’nin katsayısı 1’e eşit yapılır. Tüm
dM i dPi = λ
denklemleri taraf tarafa
toplandığında (P1+P2+…+Pm) ortaya çıkacaktır. Bu ise (4.7) eşitliği gereği. Değeri
bilinen PT (talep) gücüne eşittir; yerine konarak önce λ çözülür, sonra tek tek Pi güçleri
hesaplanır.
82
4.2.2. Grafik Yaklaşım
Bu yaklaşımda dM i dPi = λ marjinal maliyetine ilişkin doğrular ölçekli olarak
çizilir. Ekonomik işletme, hepsinin λ ’ya eşit olduğu noktada gerçekleşmektedir. O
halde düşey eksende λ için rastgele bir değer seçilir. Bu noktadan yatay eksene
çizilecek paralelin artımsal maliyet doğrularını kestiği noktalardan Pi güçleri okunur.
(4.7) denkleminin gerçekleşmesi gerektiğinden, seçtiğimiz λ değerini biraz yukarı ve
biraz aşağı doğru öteleyerek (4.7) denklemi sağlanmaya çalışılır. Sağlandığı an, okunan
Pi güçlerinin ekonomik değerler olduğu anlaşılır.
Grafik yaklaşım, analitik yaklaşımın geometrik yönden uyarlanmasından başka
bir şey değildir. Ölçekli çizim gerektiğinden, ünite sayısı arttıkça λ için öteleme sayısı
da artacağından ve Pi güçleri belli bir okuma hatası ile belirlenebileceğinden, pek
kullanışlı bir yaklaşım olduğu söylenemez.
4.2.3. λ - İterasyon Yaklaşımı
λ için bir başlangıç (deneme) değeri öngörülür (λ(1) ) . Buna göre (4.9) denkleminden
Pi(1) güçleri hesaplanır. İlk denemeye ilişkin olarak talep gücündeki hata payı
 m (1) 
∆Ρ (1) ΡT − ∑ Ρi 
 i =1

ve λ ’da ki hata payı da
∆γ (1) =
∇Ρ (1)
1
∑ 2γ
i
olur. Artımsal maliyet lineer bir fonksiyon olduğundan, ∆λ ve ∆P arasında katsayı
farkıyla lineer ilişki mevcuttur. Buna göre λ ’nın yeni değeri λ( 2) = λ(1) + ∆λ(1) olacaktır.
λ( 2) (4.9)
denkleminde
kullanılırsa
Pi(2)
güçleri
hesaplanacak
ve
 m (2 ) 
∆Ρ (2 )ΡT − ∑ Ρi  eşitliğinin “sıfır” olup olmadığı kontrol edilecektir. k. iterasyonda
 i =1

∆P ( k ) = 0 oluyorsa, Pi(k) güçlerinin ekonomik işletme büyüklükleri olduğu anlaşılır.
83
4.2.4. Gradyent Yaklaşımı
Ünitelere ilişkin “performans endeksinde” küçük bir artış (∆M T ) , M T + ∆M T anlamına
gelir. Taylor serisi açılımı uygulandığında ise, (∆M T ) teriminden dolayı eşitliğin sağ
1d 2 M i
dM i
tarafında,
(∆Ρi )2 ’li terimlerin toplamı gözükecektir.
∆Ρi ’li terimler ile
2
dΡi
2dΡi
Ünitelerden birisini (x. üniteyi) “bağımlı ünite” olarak seçelim ve
m
∑ ∆Ρ
i =1
i
=0
m
∆Ρx = −∑ ∆Ρi
i ≠1
eşitliklerini (∆M T ) ’nin Taylor açılımında kullanalım.
∂∆Μ Τ / ∂∆Ρi türevleri (i ≠ x ) sıfıra eşit olacağından
 dΜ 1 dΜ x
∂∆Μ Τ
−
= 0 = 
∂∆Ρ1
dΡx
 dΡ1
 d 2 Μ1
d 2Μ x
 +
∆Ρ
+
1
2
2
dΡx
 dΡ1
 dΜ 2 dΜ x
∂∆Μ Τ
−
= 0 = 
Ρ
∂∆Ρ2
d
dΡx
 2
 d 2Μ 2
d 2Μ x
 +
∆Ρ
+
2
2
2
dΡx
 dΡ2
∑ ∆Ρ
i≠x
i
∑ ∆Ρ
i≠ x
i
(m-1) tane eşitlik yazılabilir. Bu eşitlikleri matris biçiminde yazılırsa
Μ"
Μ"
.....
Μ " + Μ "
x
x
x
 1 Μ"
Μ" + Μ"
Μ"
.....

x
2
x
x

Μ"
Μ"
Μ " + Μ ".....
x
x
3
x




.
.
.


.
.
.




.
.
.
Μ ' − Μ ' 
x
∆Ρ1 
 1

∆Ρ 
Μ
'
−
Μ
'


x
2
 2


∆Ρ3 
Μ '− Μ ' 

x

 = − 3

. 
 .

. 
 .





. 
 .

84
d 2Μ i
eşitliğine ulaşılır. Burada kare matrisin boyutu (m-1) x (m-1)’dir.

→ Μ "i ve
2
dΡi
dΜ i

→ Μ "i ile gösterilmiştir. İkinci dereceden türevler olduğundan, bu yaklaşıma
dΡi
“ikinci dereceden gradyent yöntemi” adı verilir.
Sonuç olarak işlem sırası şöyledir (Ay, 2008) :
•
Ünitelerin birisi (x. ünite) bağımlı değişken seçilir.
•
Pi güçleri için “başlangıç değeri” Pi(0) öngörülür.
•
Ekonomik güçler Pi = Pi ( 0 ) + ∆Pi ile bulunur.
•
x. ünitenin gücü ise
∑P = P
i
T
ifadesi yardımıyla hesaplanır.
4.2.5. Talep Gücünün Referans Alındığı Yaklaşım
Belirli bir zaman aralığındaki talep gücüne ilişkin üniteler arasındaki ekonomik
güç paylaşımı hesaplanmış olsun. Bir başka zaman aralığındaki bir başka talep gücü
için, “ilk talep gücü” referans alınarak ekonomik güçler bulunabilir. dMi / dPi
değişiminde ∆λ ve ∆Pi diferansiyel aralıkları göz önüne alınırsa
∆Ρ1 =
∆λ
Μ "i
∆Ρ2 =
∆λ
Μ "2
.
.
.
∆Ρm =
∆λ
Μ "m
ve
∆ΡΤ = ∆Ρ1 + ∆Ρ2 + ... + ∆Ρm
 1 
= ∆λ ∑  " 
i  Μi 
Sonuçta
85
 ∆Ρi

 ∆ΡΤ

 =

(1 / Μ )
∑ (1 / Μ )
"
i
"
i
i
yazılır. Burada ∆PT = PT( yeni ) − PTilk şeklindedir. Yeni PT talep gücünün çekilmesi halinde
“yeni” ünite güçleri şöyle bulunur (Wood and Wollenberg, 1984) :
 ∆Ρ 
Pi(yeni) = Pi(yeni) +  i ∆ΡΤ
 ∆ΡΤ 
i = 1, 2, … , m
4.3. Ünitelerin Sınır Güçleri Dikkate Alındığında Ekonomik İşletme Analizi
Ünitelerin sınır güçleri (Pmin ve Pmax) ekonomik işletmeyi etkileyen ve sınırlayan
teknik parametrelerdir. Ekonomik analiz için daha önce tanımlanmış olan (4,7) ve (4,8)
denklemlerine göre ek olarak
Ρi ,min ≤ Ρi ≤ Ρi ,max
eşitsizliği de göz önüne alınacaktır.
Öncelikle (4.7) ve (4.8) denklemleri kullanılarak (şimdilik sınır güçlerin değerleri
dikkate alınmadan) Pi güçleri hesap edilir. Bulunan Pi’ler Pi,min…Pimax skalası içinde
midir? Bu skalanın dışında olan Pi’ler varsa, Pi güçlerine “en yakın sınır değerler”
atanır. Bu değerlere göre λ değerleri hesap edilir. λ ‘lar birbirleriyle karşılaştırılarak,
küçük değerli λ ’yı veren ünite gücünün “üst sınır değerine” karşılık düşeceği anlaşılır.
λ ile Pmin…Pmax sınır güçleri arasındaki ilişkiler topluca aşağıda verilmiştir:
dΜ i
=λ
dΡi
ise
Ρi ,min < Ρi < Ρi ,max
dΜ i
≤λ
dΡi
ise
Ρi ⇒ Ρi ,max
dΜ i
≥λ
dΡi
ise
Ρi ⇒ Ρi ,min
86
4.4. Problemin Modellenmesi
Türkiye’nin yenilenebilir enerjiye geçiş sürecinde karar verme mekanizmalarına
bir destek olma amacında olan model, farklı metotlarla modellenebilir. Bu modeller
arasında en önemli olanları aşağıdakilerdir.
1. Doğrusal Yeniden Düzenleme Koordinat Metodu (Linear Reoriented
Coordinates Method)
2. Yapay Zeka Yöntemi Metodu (Artificial Neural Networks- ANN)
3. Monte-Carlo Metodu
4. Etmene Dayalı Modelleme (Electricity Market Complex Adaptive SystemEMCAS)
5. Oligopolistik Pazar Metodu (Olipolistic Electricity Market Model )
Bu yöntemlerin her birinin artı ve eksileri var olmaktadır. Kısaca olarak bu
metotlarla ilgili bilgi verdikten sonra kararımızı açıklamak daha doğru olur.
4.4.1. Doğrusal Yönlendirme Metodu
Bu yöntemde tüm bilgileri içeren amaç fonksiyonu üretilmektedir. Amaç
fonksiyonu lineer polinom şeklinde olup gerekli olduğu kadar terimden oluşmaktadır.
Bu konuyu daha sonra ayrıntılı inceleyeceğiz.
4.4.2. Yapay Sinir Ağı Metodu
Bu yöntem birçok karmaşık ve çok girdisi olan problemlerin çözümünde
uygulanır ve yüksek performanslı bilgisayarlar kullanır.
Yöntemin ana özelliği tüm girdilerin “kara kutu” adını verdiğimiz ara işlem
ünitesinde birbirlerini etkilemesi ve birbiri ile bağlantılı olarak değişmesidir. Bu “kara
kutu” daki hesapların sonucunda başlangıç girdilerle bağlantılı bir sonuç elde edilir ve
genellikle bu hesaplamalarla ters beslenme yöntemi uygulanarak maksimum, minimum
veya önceden belirlenmiş değerlere ulaşılır.
87
4.4.3. Monte – Carlo Yöntemi
Rastgele üretilen sayılardan faydalanılarak istatistiksel simülasyonlar Monte
Carlo metoduyla yapılır. Monte-Carlo Nicholas Constantine Metropolis tarafından
bulunmuştur ve atom bombasının geliştirildiği Los Alamos Ulusal Labratuvarında,
bombanın patlamasından sonra dağılan nötronlara karşı kalkan modellemek için
Stanislaw Ulam tarafından günümüze taşınmıştır.
Deney girdileri belirli olmayan, kesin olmayan bir şekilde gelmesi bekleniyorsa
ve dağılım bir fonksiyonla hesaplanabilecekse kullanılır. Monte Carlo, rastgele sayıları
baz alarak tahmini sistemleri modeller. Hücre Similasyonu, Borsa Modelleri, Dağılım
Fonksiyonları, Sayısal Analiz, Doğal olayların simülasyonu, Atom ve Molekül Fiziği,
Nükleer Fizik ve Yüksek Enerji Fiziği modellerini test eden simülasyonlar, deneylerde
kullanılan aletlerin simülasyonu (örneğin bir madde içerisinde x ışınlarının
dağılımı)gibi. Yukarıdaki modellerde tahminler yapabilmek için; rastgele sayı üretilir,
bunun için programlama bilgisi gerekmektedir.
4.4.4. Etmene Dayalı Yöntem
Etmene Dayalı Yöntemle modelleme çok etmenli sistem modellerinde “parçadan
bütüne” modelleme için kullanışlı bir modelleme olarak görülmüştür. Çok etmenli
sistem modelleri özellikle parçaları fiziksel olarak dağılmış sistemler için uygun bir
modelleme tekniğidir. Etmene dayalı modellemenin en çok kullanıldığı alan, etmenlerin
lineer olmayan davranışlara sahip olduğu karmaşık uyarlamalı sistem modellemeleridir.
4.4.5. Oligopolistik Pazar Metodu
1. Bu yöntemin en önemli özelliği pazarda sınırlı satıcı şirketlerin ve bu
satıcıların arasında yer olmak oldukça zor ve belirli koşullara bağlı
olmasıdır.
2. Her bir satıcının alacağı karar diğerlerinin alacağı kararlara veya tepkiye
bağlıdır. Bundan dolayı şirketler kendi aralarında anlaşarak dünya çapında
fiyat ve üretimi dengeleyebilirler.
3. Şirketler birbirlerini dikkatle izler ve yeni stratejiler üreterek satıcılar
arasında kalmaya çalışırlar.
88
4. Ürünlerinin az sayıda eşdeğeri vardır.
4.5. Doğrusal Yönlendirme Metodu: Ayrıntılar
İndeksler
t= zaman indeksi
e= var olan enerji santralleri indeksi
p= potansiyel enerji santralleri indeksi
r=bölge indeksi
Parametreler
dt=dönemlik elektrik talebi [ GWh ]
fcp,r=potansiyel enerji santrali kurulum maliyeti [ M$/GWh ]
cee,r= var olan enerji santrallerinin kapasitesi [ GWh/yıl ]
cpp,r= potansiyel enerji santrallerinin kapasitesi [ GWh/yıl ]
ucee= var olan enerji santrallerinin birim elektrik maliyeti [ M$/GWh ]
ucpp,r= potansiyel enerji santrallerinin birim elektrik maliyeti [ M$/GWh ]
usee= var olan enerji santrallerinin birim SOx emisyonu [ çevresel kalite indeksi ]
uspp=potansiyel enerji santrallerinin birim SOx emisyonu [ çevresel kalite indeksi ]
mct=yapılabilecek maksimum dönemlik yatırım miktarı [ M$ ]
spen=birim SOx emisyonunun maliyeti [ M$/çevresel kalite indeksi ]
ec=elektriği ithal etmenin maliyeti [ M$/GWh ]
ep=elektriği ihraç etmenin maliyeti [ M$/GWh ]
Karar Değişkenleri
XEe,t=var olan enerji kaynaklarından üretilen enerji
XPp,r,t=bir bölgede sonradan kurulan enerji kaynaklarından üretilen enerji
SPp,r,t=bir bölgedeki potansiyel enerji kaynaklarından yüzde kaçının o dönemde
kurulduğu
SOt=bir dönemdeki toplam SOx gazı emisyonu
IMt=bir dönemdeki toplam elektrik ithalatı
EXt=bir dönemdeki toplam elektrik ihracatı
89
Amaç Fonksiyonu
Maliyet minimize şartlarının oluşturulması için aşağıdaki amaç fonksiyonuna
∑∑∑ fc
p
r
pr
t
∑(IM
t
t
× SPp,r ,t × cp pr + ∑∑∑ ( XEe,t × ucee,r ) + ∑∑∑ (XPp,r ,t × ucpp,r ) +
e
r
t
p
× ec) − ∑ (EX t × ep) + ∑ (SOt × spen)
t
r
t
(4.12)
t
Kısıtlar getirilmiştir
∑ XE
e ,t
e
+ ∑∑ XPp ,r ,t + IM t − EX t = d t
p
∀t
(4.13)
r
t
XPp ,r ,t ≤ ∑ SPp ,r ,t × cp p ,r
∀p, r , t
(4.14)
∀e, t
(4.15)
∀p, r , t
(4.16)
∀p, r
(4.17)
∀t
(4.18)
i
XE e ,t ≤ cee
∑∑∑ fc
p
r
pr
t
∑ SP
p , r ,t
× SPp , r ,t × cp pr ≤ ∑ mct
t
≤1
t
∑ XE
e
e ,t
× usee + ∑∑ XPp ,r ,t × usp p = SOt
p
r
Tüm değişkenler ≥ 0 , SPp ,r ,t ∈ [0,1]
Amaç fonksiyon sırasıyla, potansiyel kaynakların kurulum maliyeti, var olan ve
kurulan kaynakların işletme maliyetleri, elektrik alım maliyeti, dışa satıştan gelen
kazancın negatifi ve çıkan SOx emisyonlarından dolayı çevresel zararın maliyetinden
oluşur. Potansiyel kaynakların kurulum maliyeti toplam kapasiteyle orantılı olup, SPp,r,t
değişkeni hangi kapasitede kurulacağını belirler. Denklem (4.13) ilk kısıtı olup, toplam
talebin üretim, ihracat ve ithalatın dengesine eşit olması gerektiğini gösterir. Denklem
90
(4.14), herhangi bir potansiyel enerji kaynağının o ana kadar kurulan toplam
kapasiteden fazla üretemeyeceğini, denklem (4.15) ise var olanların kapasitelerinden
fazla üretemeyeceklerini gösterir. Denklem (4.16) yapılan yatırımları sınırlandırırken,
denklem (6) kurulacak enerji kaynaklarının yüzdesini belirler. Denklem (4.18) ise
toplam SOx emisyonunu hesaplar.
Bu ve diğer yöntemlerle yapılan modelleme işlemlerinde en önemli olan santral
veya panel sistemlerinin kurulduğu bölgedeki güneş radyasyonunun hesaplanmasıdır.
Bu hesap güneş enerjisinin verimliliği göz önünde bulundurularak ve
KT
H
Ho
denklemi aracılığı ile yapılır.
H o - Güneşten gelen enerjinin ortalama aylık değeri
H - Güneş panelinin yatay yüzeyine ulaşan enerjinin ortalama aylık değeri
Ho =
2n
π


Gon  cos φ cos δ sin ω s +
ω s sin φ sin δ 
π
180



 360 n day
Gon = G sc 1 + 0.033 cos
 365


 


Gsc=1367 W/m2 ve sabit katsayıdır.
φ - Coğrafi enlem açısı
δ - Güneşin gelme açısı
ω s - günlük güneşleme süresi
nday - yıllık güneşli gün sayısı
 360
(284 + n day )
δ = 23.45 sin 
 365

ω s = cos −1 (− tan φ . tan δ )
So =
2
ω s ( maksimum güneşleme süresi )
15
91
Hesaplamalarda tablolardaki verilerin dışında diğer veri ve değişkenler de
kullanılmıştır. Bu veri ve değişkenler aşağıdakilerdir:
1. Teknolojik değişkenler
2.
-
Tek kristal Si temelinde PV panel (verimliliği %16),
-
Polikristal Si temelinde PV panel (verimliliği %12),
-
Amorf Si temelinde PV panel (verimliliği %8),
-
Mono kristal ince film temelinde PV panel (verimliliği %7),
-
Poli kristal ince film temelinde PV panel (verimliliği %6)
Panellerin geometrisi:
- Düzlemsel,
- Parabolik.
3.
Sistemdeki elektrik enerji kayıpları %3,5 olarak kabul edilmiştir.
92
5.BÖLÜM
GÜNEŞ PANELLERİNDE ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETİM
MALİYETİ: MODEL
5.1. Fotovoltaik Panel Enerji Maliyeti
Kullandığımız yöntemde Fotovoltaik (PV) Enerji Maliyetini Belirleyen unsurlar
aşağıdaki gibi sıralanır:
Temel denklemin en azından 3 ana terimden oluşması gerekmektedir:
(İlkeler + Kar + Bakım/Onarım)/ kWh
İlkeler kısmında yer alan PV enerji fiyatına ne dahil edilmelidir?
Bu fiyata
kurulan sistemin birim fiyatı Cu, (S/W güç)
kurulan sistemin gücü (W güç)
kurulu sistem maliyeti P (S) dahildir.
Birim kurum maliyetini hipotetik sistem için hesaplayalım:
a) PV enerji üretim birimi olarak BP3125
(STC şirketi ürünü) güneş paneli
kullanalım:
W = 2.625 kW, Cu = S 9/Wp ve o zaman birim kurum fiyatı P =Cu x W = S 23,625
b) Paranın yıllara göre değişim değeri i (%) (yıllık)
A = ( (i x (1 + i)n)/((1 + i)n – 1)) x P
c) Sistemin kurumu için alınan kredinin süresi n (yıl)
Kredi süresini 20 yıl olarak düşünelim, PV sisteminim garantisini 20 ile 25 yıl arasında
olduğunu varsayalım, Çevirici (inventer) garantisini ise 5, 7, 9 yıl olarak kullanalım.
d) Güneş Enerjisinin Yöresel Özellikleri (Wh/m2/ yıl)
Türkiye’nin farklı bölgelerindeki Güneş Enerjisi Özellikleri Tablo verilmiştir.
Bölge olarak 1. Marmara ( İstanbul ), 2. Ege ( İzmir ), 3. Akdeniz ( Adana ), 4.
Karadeniz ( Trabzon ), 5. Güney Doğu ( Hakkari ) seçilmiştir.
93
e) Sistemin verimliliği (%)
f)
Sistemin 25 yıl çalışacağı ve sistemin verimliliğinin orijinal güç kullanımının
%80’lik olduğunu varsayıyoruz
Bu verileri kullanarak Doğrusal Yeniden Düzenleme Koordinat Yöntemi ile 5 farklı
senaryo için elde ettiğimiz sonuçlar aşağıdaki tablolarda verilmiştir
5.1.1. Senaryo 1
2.7 kW PV sistemde W/güç maliyeti 9 $
Gümrük vergisi %5
KDV
%18
İşçilik ve devlete ödenecek kesintiler (SGK dahil) %30 – bir defaya mahsus olarak,
Bakım ve Onarım
%30
Kurum için alınacak kredi (kredi süresi 20 yıl, yıllık faiz 8%)
Devlet teşvik ve yardımı yok
5.1.2. Senaryo 2
2.7 kW PV sistemde W/güç maliyeti 7.5 $
Gümrük vergisi %5
KDV
%18
İşçilik ve devlete ödenecek kesintiler (SGK dahil) %30 – bir defaya mahsus olarak,
Bakım ve Onarım
%30
Kurum için alınacak kredi (kredi süresi 20 yıl, yıllık faiz 8%)
Devlet teşvik ve yardımı
%5
5.1.3. Senaryo 3
2.7 kW PV sistemde W/güç maliyeti 7.5 $
Gümrük vergisi yok
KDV
yok
İşçilik ve devlete ödenecek kesintiler (SGK dahil) %30 – bir defaya mahsus olarak,
Bakım ve Onarım
%30
94
Kurum için alınacak kredi (kredi süresi 20 yıl, yıllık faiz 8%)
Devlet teşvik ve yardımı
%5
5.1.4.Senaryo 4
2.7 kW PV sistemde W/güç maliyeti 6.0 $
Gümrük vergisi yok
KDV
yok
İşçilik ve devlete ödenecek kesintiler (SGK dahil) %30 – bir defaya mahsus olarak,
Bakım ve Onarım
%30
Kurum için alınacak kredi (kredi süresi 20 yıl, yıllık faiz 8%)
Devlet teşvik ve yardımı
%5
5.1.5.Senaryo 5 (2020 yılı projeksiyonu ve en iyimsel senaryo)
2.7 kW PV sistemde W/güç maliyeti 3.5 $
Gümrük vergisi yok
KDV
yok
İşçilik ve devlete ödenecek kesintiler (SGK kesintilerinin % 50’ sinin ödemesini devlet
taahhüt ediyor )
Bakım ve Onarım
%30
Kurum için alınacak kredi (kredi süresi 20 yıl, yıllık faiz 5%)
Devlet teşvik ve yardımı
%10
Kent
Enlem
Boylam
Rakım (m)
Fiyat ($)
Adana
370 00’ K
350 16’ D
23
0.416/kWh
Hakkari
370 34’ K
430 44’ D
1720
0.442/kWh
İzmir
380 25’ K
270 08’ D
25
0.559/kWh
İstanbul
410 00’ K
290 00’ D
30
0.585/kWh
Trabzon
410 00’ K
390 45’ D
37
0.442/kWh
Senaryo 1 sonuçları
95
Kent
Enlem
Boylam
Rakım (m)
Fiyat ($)
Adana
370 00’ K
350 16’ D
23
0.400/kWh
Hakkari
370 34’ K
430 44’ D
1720
0.425/kWh
İzmir
380 25’ K
270 08’ D
25
0.475/kWh
İstanbul
410 00’ K
290 00’ D
30
0.512/kWh
Trabzon
410 00’ K
390 45’ D
37
0.412/kWh
Senaryo 2 sonuçları
Kent
Enlem
Boylam
Rakım (m)
Fiyat ($)
Adana
370 00’ K
350 16’ D
23
0.348/kWh
Hakkari
370 34’ K
430 44’ D
1720
0.360/kWh
İzmir
380 25’ K
270 08’ D
25
0.444/kWh
İstanbul
410 00’ K
290 00’ D
30
0.480/kWh
Trabzon
410 00’ K
390 45’ D
37
0.384/kWh
Senaryo 3 sonuçları
Kent
Enlem
0
Boylam
0
Rakım (m)
Fiyat ($)
Adana
37 00’ K
35 16’ D
23
0.310/kWh
Hakkari
370 34’ K
430 44’ D
1720
0.310/kWh
İzmir
380 25’ K
270 08’ D
25
0.414/kWh
İstanbul
410 00’ K
290 00’ D
30
0.437/kWh
Trabzon
410 00’ K
390 45’ D
37
0.356/kWh
Senaryo 4 sonuçları
Kent
Enlem
Boylam
Rakım (m)
Fiyat ($)
Adana
370 00’ K
350 16’ D
23
0.241/kWh
0
0
Hakkari
37 34’ K
43 44’ D
1720
0.241/kWh
İzmir
380 25’ K
270 08’ D
25
0.264/kWh
İstanbul
410 00’ K
290 00’ D
30
Trabzon
410 00’ K
390 45’ D
37
Senaryo 5 sonuçları
0.264/kWh
0.253/kWh
96
Şekil 5.1. Farklı Ülkelerde Kişi Başına Düşen Elektrik Enerji Tüketimi
Güneş panellerinden elektrik enerji üretim maliyeti hesaplarında farklı senaryolar için
elde ettiğimiz sonuçlar bu hesaplamalarda göz önünde bulundurduğumuz birçok
etmenden hangisinin daha önemli olduğunu da bulmamız gerekmektedir.
Alınan
sonuçlara baktığımızda en önemli etmenin tesisi kurum için kullanılacak olan kredinin
yıllık faizi olduğu görülmektedir. Diğer taraftan ikinci en önemli etmenin de kurulu
tesislerin bakım-onarım maliyetini göstermek mümkündür. Bundan dolayı ikinci
aşamada en kötümser (senaryo 1) ve en iyimser (senaryo 5) senaryodaki diğer verileri
sabit tutarak bakım-onarım maliyeti ve banka kredi faizlerini mantıklı oranlarda
değiştirerek yeniden ayni hesapları gerçekleştirdik. Bu hesapları yaptığımızda da adı
geçen etmenlerin modelimiz için en hassas ve değiştirilebilir türden olduğu tezini ortaya
koyduk. Bu konuda yürüttüğümüz mantığı şöyle açıklamak mümkündür:
- Güneş panellerinden üretilen elektrik enerji tesislerinin optimum ölçekli
olması, teknolojinin ilerlemesi ve kullanılan sistemlerin daha dayanıklı ve
basit olması, bakım ve onarımı üstlenen kişi ve onların donanımı için
ödenecek paranın aşağı çekilmesine yol açacağı düşünülmektedir. Bu yolu
izleyerek bakım ve onarım maliyetini %20’ye kadar aşağı çekmek
mümkündür.
- Diğer taraftan uluslar arası kuruluşların ve devletlerin gösterdiği ve ileride
daha fazla göstereceği çevre konularındaki duyarlılıklar nedeni ile ve farklı
ekonomik baskı unsurların da devreye sokulmasıyla banka kredi faizlerinin 1-
97
2 puan aşağı çekilmesine, ilk beş yılda gerçekleşecek geri ödemelerin faizsiz
ödenmesi veya ertelenmesi gibi çeşitliliklere yol aça bilir.
Bu iki önemli etmene dayalı üretilen yeni senaryolarda bakım onarım maliyetini
%20 ile %35 (5 puanlık basamaklarla) arasında değiştirerek her bir senaryo için de
banka kredi faizini %4 ile %10 arasında değiştirerek hesap yaptık. Diğer etmenler çok
kritik olmadığı için hesaplarımızı İzmir için gerçekleştirdik. Alınan sonuçlar tabloda
verilmiştir. Farklı senaryolardan elde ettiğimiz sonuçları karşılaştırdığımız zaman her
iki etmenin de (kredi faizi ve bakım onarım maliyeti) oldukça önemli olduğunu gördük.
İlk hesaplamalarımızdaki 1. Senaryoya göre banka kredi faizinin değişimi (%5 ve %8)
elektrik enerji üretim maliyetini 1.93 defa değiştiriyor. Ama ayni faizi (%5) ve değişik
bakım onarım maliyeti kullandığımızda ise
(%20 ve %30) elektrik enerji üretim
maliyeti 3.32 defa değişiyor. Tabi ayni işlem 5. Senaryo için de yapılarak karşılaştırma
yaptığımızda yakın sonuçlar elde ediyoruz. Her iki etmenin de üretim maliyetine etkisi
bir birine çok yakın sonuçlar veriyor.
Bu işlem 1. Senaryoya göre İzmir için yapıldı.
Kurum kredi
Bakım ve
Üretilen
faizi,
Onarım
elektrik
(yıllık),%
(toplam
enerji birim
maliyetin
fiyatı ( $ )
faizi), %
4
20
0.073 /kWh
5
20
0.087/kWh
6
20
0.118/kWh
7
20
0.162/kWh
8
20
0.219/kWh
9
20
0.307/kWh
10
20
0.412/kWh
98
Kurum kredi
Bakım ve
Üretilen
faizi,
Onarım
elektrik
(yıllık),%
(toplam
enerji birim
maliyetin
fiyatı ( $ )
faizi), %
4
25
0.087 /kWh
5
25
0.116 /kWh
6
25
0.158 /kWh
7
25
0.206 /kWh
8
25
0.278 /kWh
9
25
0.372 /kWh
10
25
0.502 /kWh
Kurum kredi
Bakım ve
Üretilen
faizi,
Onarım
elektrik
(yıllık),%
(toplam
enerji birim
maliyetin
fiyatı ( $ )
faizi), %
4
30
0.202 /kWh
5
30
0.289 /kWh
6
30
0.334 /kWh
7
30
0.415 /kWh
8
30
0.559 /kWh
9
30
0.749 /kWh
10
30
0.982/kWh
99
Kurum kredi
Bakım ve
Üretilen
faizi,
Onarım
elektrik
(yıllık),%
(toplam
enerji birim
maliyetin
fiyatı ( $ )
faizi), %
4
35
0.207 /kWh
5
35
0.278 /kWh
6
35
0.366/kWh
7
35
0.490 /kWh
8
35
0.648 /kWh
9
35
0.868 /kWh
10
35
1.122/kWh
İşlem 5. Senaryoya göre İzmir için yapıldı.
Kurum kredi
Bakım ve
Üretilen
faizi,
Onarım
elektrik
(yıllık),%
(toplam
enerji birim
maliyetin
fiyatı ( $ )
faizi), %
4
20
0.060 /kWh
5
20
0.072/kWh
6
20
0.098/kWh
7
20
0.135/kWh
8
20
0.182/kWh
9
20
0.256/kWh
10
20
0.343/kWh
100
Kurum kredi
Bakım ve
Üretilen
faizi,
Onarım
elektrik
(yıllık),%
(toplam
enerji birim
maliyetin
fiyatı ( $ )
faizi), %
4
25
0.079 /kWh
5
25
0.105 /kWh
6
25
0.143 /kWh
7
25
0.187 /kWh
8
25
0.252 /kWh
9
25
0.338 /kWh
10
25
0.456 /kWh
Kurum kredi
Bakım ve
Üretilen
faizi,
Onarım
elektrik
(yıllık),%
(toplam
enerji birim
maliyetin
fiyatı ( $ )
faizi), %
4
30
0.192 /kWh
5
30
0.261 /kWh
6
30
0.318 /kWh
7
30
0.395 /kWh
8
30
0.478 /kWh
9
30
0.651 /kWh
10
30
0.818/kWh
101
Kurum kredi
Bakım ve
Üretilen
faizi,
Onarım
elektrik
(yıllık),%
(toplam
enerji birim
maliyetin
fiyatı ( $ )
faizi), %
4
35
0.197 /kWh
5
35
0.298 /kWh
6
35
0.340/kWh
7
35
0.447 /kWh
8
35
0.548 /kWh
9
35
0.763 /kWh
10
35
1.020/kWh
Enerji Birim Fiyati ($)
1,2
% 20
% 25
% 30
% 35
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
4
5
6
7
8
9
10
Kredi (%)
Şekil 5.2. 1.Senaryo’ya göre İzmir için Enerji Birim Fiyatı-Kredi grafiği
102
1,2
Enerji Birim Fiyati ($)
1,1
4
5
6
7
8
9
10
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
20
25
30
35
Bakim (%)
Şekil 5.3. 1.Senaryo’ya göre İzmir için Enerji Birim Fiyatı-Bakım grafiği
Enerji Birim Fiyati ($)
1,0
20
25
30
35
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
4
5
6
7
8
9
10
Kredi (%)
Şekil 5.4. 5.Senaryo’ya göre İzmir için Enerji Birim Fiyatı-Kredi grafiği
103
Enerji Birim Fiyati ($)
1,0
4
5
6
7
8
9
10
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
18
20
22
24
26
28
30
32
34
36
Bakim (%)
Şekil 5.5. 5.Senaryo’ya göre İzmir için Enerji Birim Fiyatı-Bakım grafiği
104
6. BÖLÜM
SONUÇ VE DEĞERLENDİRME
Yapılan çalışmalar ve model hesaplaması en iyimser koşullarda (senaryo 5)
güneş enerjisinden elde edilen elektrik enerji maliyetinin 0.241$/kWh =0.364 TL
olduğunu göstermektedir. Günümüz şartlarında güneş enerjisinden elde edilen elektrik
enerji maliyeti oldukça yüksek olup rekabet edecek durumda olmadığı düşünülebilir.
Görünümde öyle bir kanaat oluşsa da aslında durum oldukça farklıdır.İlk olarak şunu
vurgulamak gerekiyor ki, son beş yılda elektrik birim fiyatları %40 artmıştır ve bu
koşullarda artmaya devam edecektir. Termik ve hidroelektrik santrallerden tüketiciye
kadar ulaştırılan elektrik enerji kayıpları %20’nin üzerinde olup sistemlerin yaşlanması
ve nakil hatlarındaki problemlerden dolayı artma eğiliminde olacakları bir gerçektir.
Bunun dışında birincil enerji kaynakları açısından dışa bağımlılığın artması ve doğal
gaz ve petrolün ithalatından dolayı bütçe açığının tehlikeli sınıra dayanması da
(GSMH’ya oranla) bilinen bir gerçektir.
Diğer taraftan kişi başına düşen elektrik enerji tüketiminde AB ülkeleri
ortalamasının çok altında olmamız, ileriye dönük olarak enerji arz-talebindeki dengenin
giderek bozulacağı, yeni yatırımların maliyetinin artacağı, küresel ısınma ve iklim
değişiklerinden dolayı hidroelektrik santrallerin randımanlı ve tam kapasite ile
çalışamayacağı göz önünde bulundurulması gereken diğer etkendir. Buna karşılık güneş
panellerinin maliyetinin giderek daha düşük olması, verimliliğinin artırılması, garanti
sürelerinin uzatılması, sistemlerin teknik açıdan daha basit hale getirilmesi sonucu
onarım ve bakım maliyetlerinin düşürülmesi ve devlet teşvikleri (anlaşmalı fiyatlarla
alım garantisi ve krediler), güneş panellerinden elde edilecek elektrik enerjisinin diğer
birincil kaynaklardan elde edilen elektrik enerji maliyetleri ile rekabet edecek hale
geleceği düşünülmektedir. Unutulmaması gereken bir husus daha vardır. Kişi başına
düşen milli gelirin artması paralelinde enerji tüketimi de artmaktadır. 2009 yılında
elektrik enerji tüketiminin ancak %30’u yerli kaynaklardan karşılanıyordu. O zaman
2020 yılı perspektifi için hiç de iç açıcı bir tablo çizmemiz mümkün olmayacak. Tüm
bunlar alt alta sıralandığı zaman güneş enerjisi kullanımında devlet düzeyinde acil
açılıma ihtiyaç var olmaktadır. Yapılan araştırmaya ek olarak bakım maliyetlerinin
elektrik enerji maliyetlerine etkisi de incelenmiş olup bakım maliyetlerindeki azalmanın
105
da önemli etkenlerden biri olduğu gösterilmiştir.
Yapılan çalışmanın verilerini Türkiye’de üretilen güneş enerjisi santral veya
sistemlerindeki verilerle karşılaştırma imkânımız olmadığından dolayı (Türkiye’de aktif
çalışan güneş enerjisi santral veya güneş panelleri sistemini kullanarak elektrik dağıtım
ağına enerji satan kurum veya kişilerin olmaması) İspanya ve İsrail’deki (coğrafi ve
iklimsel koşullar oldukça yakın) verilerle karşılaştırdık.
Güneş ve diğer yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı yaygınlaşması
açısından her iki ülke de örnek sayılabilir. Yenilenebilir kaynakların kullanımı bu
ülkelerde bir devlet politikası olarak karşımıza çıkmaktadır.
İsrail için bu olmazsa olmaz şartlarından biridir. Birincil enerji kaynaklarının
Orta Doğu’daki ülkelerin elinde olması ve bu ülkelerin İsrail’e bakışları bunu
gerektiriyordu. Diğer taraftan terör olaylarından dolayı elektrik nakil hatlarının uzun
mesafelere elektrik iletilmesi de sakıncalı hal almıştır. Ama İsrail’de güneş enerjisi
ağırlıklı olarak binaların ısınması ve sıcak su gereksinimini karşılamak için
kullanılmaktadır ve bu vesile ile kullanılan sistemlerden elde edilen enerjinin birim
fiyatı (ısıl enerji elektrik enerji eşdeğerine dönüştürüldüğünde) 6 cent (euro)/kWh
olmuştur. Doğrudan güneş panellerinden üretilen elektrik enerji fiyatları ise 30 cent
(euro)/kWh olmuştur.
İspanya’da ise daha farklı nedenlerden dolayı yenilenebilir enerji kaynaklarına
yönelmişlerdir.
2009 yılı itibarı ile İspanya’da güneş enerjisinden üretilen elektrik enerji
kapasitesi 400MW güç’tür.
2007 yılında İspanya Devletinin aldığı kararla güneş enerji sistemlerini ve
santrallerini kullanarak elde edilen elektrik enerji alım fiyatlarını 32 cent (euro)/kWh
olarak taahhüt etmiştir. (Bu fiyatlarla alımların gerçekleşmesi için bazı koşulların yerine
yetirilmesi gerekmektedir: Santral gücü, kullanılan arazi, vs.). Bu alımların bütçeye yük
olmaması için de birincil enerji kaynaklarının satışında özel çevre vergisi adı altında
satılan her 1 litre yakıt için tüketiciden 0.2 cent (euro) tahsis edilmesine karar
106
verilmiştir. Türkiye’de yenilenebilir enerji kaynakları konusunda Hükümet ve diğer
Devlet kuruluşları (genellikle de güneş ve rüzgâr enerjisi) daha atak ve hızlı
davranmazsa yarın çok geç kalınmış olacaktır. Şimdiden bu konudaki AR-GE ve GE
çalışmalarına hız verilmeli, yasa ve mevzuatlardaki gereken değişiklikler yapılmalı ve
en önemlisi güneş panelleri üretim teknolojileri teşvik edilmeli ve ülke sanayine
kazandırılmalıdır.
Alanı
783 562 km2
Tarımsal alan
35 %
Orman alanı
27 %
Nüfus (milyon)
70,586 (*)
GSYİH ppp(Milyar$)(satın alma gücüne göre)
576.82
GSYİH cari fiyatlarla (Milyar $)
656.8 (*)
Kişi başına GSYİH ($)
9305
GSYİH Sektörel Dağılımı (**)
•
Tarım
% 11.1
•
Sanayi
% 29.7
•
Hizmetler
% 60.1
Birincil Enerji (Milyon TEP)
107.6 (***)
Elektrik Üretim (TWh)
191.6 (***)
Kurulu Güç (MW)
40 836 (***)
Kişi Başına Birincil Enerji Tüketimi (KGOE)
1525 (***)
Kişi Başına Elektrik Enerjisi Tüketimi (kWh-gross)
2692 (***)
Enerji yoğunluğu (1000$/toe)
Enerji yoğunluğu (1000$/toe) satın alma gücüne göre
0.36 (****)
0.16
Kişi başına karbon yoğunluğu
4.55 (2006)(*****)
Çizelge 2.1. Türkiye’nin Ekonomi ve Enerji Göstergeleri
(*) TUİK ve DTM
(**) DPT
(***) ETKB Kasım 2008
(****) IEA Key Energy statistic 2008
(*****) Ulusal Bildirim
107
Kaynaklar
Elektrik
(İthalatİhracat)
Kömür
Odun+Bitki
Petrol
Doğalgaz
Yenilenebilir
14.797
4.995
2.241
827
4.592
0
27.453
53,9
18,2
8,2
3,0
16,7
0,0
100,0
30.909
4.995
33.31
0
33.953
4.592
-134
107.625
28,7
4,6
30,9
31,5
4,3
-0,1
100,0
47,9
100,0
6,7
2,4
100,0
0,0
25,5
Birincil Enerji
Üretimi
Üretim
İçindeki Payı
%
Birincil Enerji
Talebi
Talep İçindeki
Payı %
Üretimin
Talebi
Karşılama
Oranı %
TOPLAM
Çizelge 2.2. Birincil Enerji Üretim ve Talebi 2008 (1000 TEP)
Kaynak: ETKB İGM Kasım 2009
YILLAR
1990
1995
2000
2001
202
2003
2004
2005
2006
2007
Taşkömürü (bin
ton)
Linyit (bin ton)
2745
2248
2392
2494
2319
2059
1946
2170
2319
2462
5275
8
67
6085
4
22
5957
2
31
5166
0
5
4618
336
4370
9
722
5770
8
888
61484
Asfaltit (bin ton)
4440
7
276
7212
1
782
Petrol (bin ton)
3717
3516
2749
2551
2442
2375
2276
2281
2134
Doğalgaz (106m3)
212
182
639
312
378
561
708
897
2175,
5
907
Hidrolik+Jeoterm
al (Wh)(*)
Jeotermal Isı (bin
TEP)
Rüzgar (GWh)
2322
8
364
3562
7
437
3095
5
648
2410
0
687
3378
9
730
3541
9
784
4617
7
811
3965
5
926
44338
898
3600
7
914
33
62
48
61
58
59
127
355
Güneş (bin TEP)
28
143
262
287
318
350
375
385
403
420
1787
0
8030
1837
4
6765
1693
8
5981
1626
3
5790
1561
4
5609
1499
1
5439
1439
3
5278
1381
9
5127
13411
4984
1293
2
4850
2
12
26580
2745
3
Odun (bin ton)
Hayvan ve Bitki
Art. (bin ton)
Biyoyakıt (bin
ton)
Toplam (bin TEP)
2547
8
2671
9
2604
7
2457
6
2428
2
2378
3
2433
2
2454
9
452,4
Çizelge 2.3. Birincil Enerji Kaynakları Üretimi (Orijinal Birimler)
*2007 yılı Hidrolik GWh Jeotermal elektrik. (GWh) verileri birlikte verilmiştir.
Kaynak : 2008 ETKB EİGM
893
108
YILLAR
1990
1995
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
Taşkömürü
(bin ton)
Linyit(bin ton)
8191
8548
15525
11176
13830
17535
18904
19421
22798
25388
45891
52405
64384
61010
52039
46051
44823
56571
60184
72317
Asfaltit(bin ton)
287
66
22
31
5
336
722
738
602
632
Petrol(bin ton)
22700
27918
31072
29661
29776
30669
31729
31062
31395
32143
Doğal Gaz(106m3)
3418
6937
15086
16339
17694
21374
22446
27171
31187
36682
Hidrolik+Jeotermal
(GWh)
Jeotermal Isı
(bin TEP)
Rüzgar (GWh)
23228
35627
30955
24100
33789
35419
46177
39655
44338
36007
364
437
648
687
730
784
811
926
898
914
33
62
48
61
58
59
127
355
Güneş (bin TEP)
28
143
262
287
318
350
375
385
403
420
Odun (bin ton)
17870
18374
16938
16263
15614
14991
14393
13819
13411
12932
Hayvan ve Bitki
Art. (bin ton)
Elektrik İthalatı
(GWh)
Elektrik İhrcatı
(GWh)
Bio Yakıt (bin ton)
8030
6765
5981
570
5609
5439
5278
5127
4984
4850
3791
4579
3588
1158
464
636
573
864
-437
-433
-435
-588
-1144
-1798
-2236
-2422
2
12
TOPLAM
(bin TEP)
52987
99642
107625
176
-907
-696
63679
80500
75402
78331
83826
87818
91074
Çizelge 2.4. Birincil Enerji Tüketiminin Kaynaklara Dağılımı (Orijinal Birimler)
Kaynak: 2008 ETKB EİGM
Sanayi
Konut ve
Hizmetler
Ulaştırma
Tarım
Enerji
Dışı
Net
ÇevrimEnerji
Genel
Enerji
Tüketimi
1990
14542
15358
%
35
37
1995
17372
17596
%
35
35
2000
24501
20058
%
40
33
2004
29358
20252
%
42
30
2005
28084
22923
%
39
32
2006
30984
23726
%
40
31
2007
32371
24645
%
39,2
29,8
8723
1956
1031
21
5
2
11066
2556
1386
22
5
3
12008
3073
1915
20
5
3
13907
3314
2174
20
5
3
13849
3359
3296
19
5
5
14884
3610
4163
19
5
5
17282
3944,8
4430,3
20,9
4,8
5,4
41611
11377
100
21
49976
13703
100
22
61555
18945
100
24
69005
18814
100
21
71510
19564
100
21
77366
22201
100
22
82673
24879
100
12,3
52987
63678
80500
87818
91074
99590
Çizelge 2.5. Nihai Enerji Tüketiminin Sektörel Dağılımı (Bin TEP)
Kaynak: ETKB/APKK/PFD ve 2008 ETKB EİGM
107625
109
1990
1995
2000
2001
2002*
2003
2004
2005
2006
2007
Talep
52987
63679
80501
75403
78354
83826
87818
91362
99590
107625
Üretim*
25656
26749
26156
24681
24324
23783
24332
24549
26802
27453
İthalat
30936
39779
56342
52780
58629
65239
67885
73480
80514
87614
İhracat
2104
1947
1584
2620
3162
4090
4022
5171
6572
6925,5
İhrakiye
355
464
467
624
1233
644
631
628
588
91,71
28477
37368
54291
49536
54234
60505
63232
67681
73354
81111,8
48,1
42,0
33,1
32,6
31,0
28,4
27,7
26,9
26,9
25.5
Net
İthalat
TYÜKO**
%
Çizelge2. 6. Enerji Talep-Üretim-İthalat ve İhracatının Gelişimi (Bin TEP)
*Rafineri dış, üretim dahildir.
**TYÜKO: Talebin Yerli Üretimle Karşılanma Oranı
Kaynak: ETKB/APKK/PFD ve 2008 ETKB EİGM
Yıl
Güneş Enerjisi Üretimi
(bin TEP)
210
236
262
290
375
420
1998
1999
2000
2001
2004
2007
Çizelge 2.7. Güneş Kolektöleri ile Elde Edilen Enerji Miktarı Tahmini
330
330
330
330
330
330
330
300
2016
2017
2018
2019
2020
29165
32482
36825
41685
48156
25600
27233
29374
30813
32044
301
301
301
301
301
52160
54335
56510
58688
60918
45983
46936
48378
50263
51536
7491
7948
8421
8932
9419
330
330
330
330
330
1442
1588
1750
1928
2124
2339
2575
2836
361
391
421
450
480
511
541
571
460
475
495
515
536
558
580
605
2743
2743
5486
8229
601
631
661
691
721
650
697
748
803
862
8229
8229
8229
8229
8229
3122
3437
3784
4165
4584
839
1398
1398
1398
1398
TOPLAM
JEOTERMAL
ELEKTRİK
4678
4692
4903
5177
5646
6172
6673
7060
HAYVN ve BİTKİ
ART.
HİDROLİK
32295
34932
37192
40397
41274
43107
43794
44747
ODUN
DOĞAL GAZ
36923
39316
41184
42784
44511
46458
48372
50420
ELEKTRİK
İTHALİNET
PETROL
301
301
301
301
301
301
301
301
NÜKLEER
ASFALTİT
16974
17672
18001
19456
20131
21565
22778
24190
GÜNEŞ
LİNYİT
13113
14747
17282
18315
20543
22647
24702
26864
RÜZGAR
TAŞKÖMÜRÜ
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
JEOTERMAL ISI
YILLAR
Kaynak: (EİE)
3669
3523
3383
3319
325
3194
313
3075
1087
1059
1034
1009
986
965
945
926
111633
119026
126274
133982
142861
150890
160211
170154
3075
30075
3075
3075
3075
909
862
877
863
850
178455
187923
198911
210236
222424
Çizelge 2.8. Birincil Enerji Kaynakları Tüketim Hedefleri (2008-2020) (Bin TEP)
110
YILL
AR
TAŞKÖ
MÜRÜ
LİNYİT
AS
FA
LTİ
T
PETRO
L
(Bin
Ton)
DOĞA
L GAZ
HİDROLİ
K
JEOTE
RMAL
(Bin
TEP)
JEOTERM
AL ISI
(Bin TEP)
RÜZG
AR
(GWh)
GÜN
EŞ
2008
2009
2010
22194
2484
29049
98630
101488
102705
700
700
700
35689
38057
39872
36863
54395
39915
42624
54557
57009
384
384
384
1442
1588
1760
4192
4541
4890
460
475
495
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
30735
34374
37812
41174
44727
48478
53933
61094
69329
80399
113932
119233
130382
140657
161669
162701
174559
191189
202334
209733
700
700
700
700
700
700
700
700
700
700
41411
43070
44954
46796
45774
50433
52542
54646
56755
68911
46305
47305
49463
50251
51367
52801
53905
55594
57817
69300
60196
65651
71770
77590
82095
87102
92415
97916
103865
109624
384
384
384
384
1928
2124
2339
2575
2836
3122
3437
3784
4165
4684
5238
5587
5938
6287
6636
6985
7334
7684
8033
8382
515
536
558
580
605
650
697
748
803
862
384
384
384
384
384
NÜKL
EER
(GWh)
10527
10527
21052
31579
31579
31579
31579
31579
31579
ELEKT
RİK
İTHAL
İNET
(GWh)
9750
16250
16250
16250
16260
ODUN
(Bin
Ton)
HAYV
AN ve
BİTKİ
ART.
12231
11743
11276
4725
4605
4493
11062
10853
10648
10447
10260
10250
10250
10250
10250
10260
438942
87
4194
4108
4026
3952
3878
3813
3752
3696
Çizelge 2.9. Birincil Enerji Kaynakları Tüketim Hedefleri (2008-2020) (Orijinal Birimler)
YILLAR
SANAYİ(*)
KONUT
ULAŞTIRMA
TARIM
ENERJİ
DIŞI
TOPLAM
NİHAİ
ENERJİ
TALEBİ
ÇEVRİM
SEKTÖRÜ
TOPLAM
BİRİNCİL
ENERJİ
TALEBİ
KİŞİ
BAŞINA
TÜKETİM
kep/kişi
(Brüt)
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
38308
40889
43585
46353
49270
52056
54766
57633
60991
64842
69144
73795
78732
25720
27300
29019
30800
32650
34500
36450
38507
40400
42150
43900
45700
47549
17700
18790
19915
21100
22370
23700
25100
26541
28000
29480
31000
32500
34039
3985
4170
4370
4571
4775
4988
5210
5443
5690
5943
6203
6475
6753
2387
2451
2513
2576
2640
2706
2774
2844
2915
2988
3063
3140
3219
88100
93600
99402
105400
111705
117950
124300
130968
137996
145403
153310
161610
170292
23533
25426
26872
28582
31156
32940
35911
39186
40459
42520
45601
45626
52132
111633
119026
126274
133982
142861
150890
160211
170154
178455
187923
198911
210236
222424
1472
1543
1609
1687
1777
1855
1946
2042
2119
2209
2314
2420
2534
Çizelge 2.10. Genel Enerji Sektörel Talebi (2008-2020) (Bin TEP)
YILLAR
METALURJİK
KOK (BİN
TON)
TAŞKÖMÜRÜ
(Bin Ton)
LİNYİT
(BinTon)
ASFALTİT
(Bin Ton)
PETROL
(BinTon)
DOĞAL
GAZ
(106m3)
GÜNEŞ
(Bin
TEP)
ELEKTRİK
(GWh)
TOPLAM
(Bin TEP)
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
3828
4014
4209
4433
4670
4919
5182
5459
5802
6166
6553
6965
7403
10055
12345
14241
16494
18857
20973
22882
24894
27416
30622
34322
38591
42788
6176
6186
7096
7106
7116
7126
7136
7146
7156
7166
7176
7186
8096
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
8659
8806
8975
9180
9391
9601
9822
10046
10295
10541
10793
11052
11318
12547
12758
12955
13157
13399
13580
13770
13963
14160
14362
14569
14781
15000
155
160
165
170
176
183
189
195
210
217
228
243
257
83558
91823
100882
110665
120786
131682
142853
154940
168110
182087
197431
212438
227767
38308
40889
43585
46353
49270
52056
54765
57633
60991
64842
69144
73795
78732
Çizelge 2.11. Sanayi Sektörü Enerji Tüketimi (Orijinal Birimler) (2008-2020)
111
112
113
Bölgeler
Toplam Güneş Işınımı
Güneşlenme Süresi
(kWh/m2-yıl)
(saat/yıl)
• Ege
1.304
2738
• Karadeniz
1.120
1.971
• İç Anadolu
1.314
2.628
• Doğu Anadolu
1.365
2.664
• Marmara
1.168
2.409
• Akdeniz
1.390
2.956
• Güneydoğu Anadolu
1.460
2.993
• Ortalama
1.303
2.622,71
Çizelge 3.2: Bölgelere Göre Güneşlenme Potansiyeli
114
KAYNAKLAR
Ackerman, T.P.; Stokes, G.M., (2003), The Atmospheric Radiation Measurement
Program, Physic Today (56:1); pp. 38-44.
Allan G., Ault G., Mcgregor P., Swales K. (2008 ), “The Impotence of Revenue Sharing
for the Local Economic Impacts of A Renewable Energy Project: A
Social Accounting Matrix Approach”, Strathclyde Discussion Papers in
Economics, No. 08-11.
Andersen P. H., Mathews J. A., Rask M., (2009), “Integrating Private Transport into
Renewable Energy Policy: The Strategy of Creating Intelligent
Recharging Grids for Electric Vehicles”, Energy Policy, 37 (2009) 24812486.
Aydin, Mustafa, (2005), “Security Conceptualisation in Turkey, in: Brauch, Hans
Günter; Liotta, P.H; Marquina, Antonio; Rogers, Paul; Selim,
Mohammed El-Sayed (Eds): Security and Environment in the
Mediterranean”, Conceptualising Security and Environmental Conflicts,
(Berlin- Heidelberg: Springer 2003), 345-356.
Belinski, M., (2006), “Quantifying Emissions Reductions from New England Offshore
Wind Energy Resorces”, Master Thesis, Cambridge, MA: Massachusetts
Insitute of Technology.
Bogardi, Janos; Brauch, Hans Günter, (2005), Global Environmental Change: A change
for Human Security- Defining and conceptualising the environmental
dimension of human security, REchkemmer, Andreas (Ed.): UNEOTowards an International Environment Organization- Approaches to a
sustainable reform of global environmental governance (Baden-Baden:
Nomos).
Brauch, Hans Günter, (2000), Partnership Building Measures to Deal with Long-term
Non-military Chalenges Affecting North-South Security Relations,
Brauch, Hans Günter: Marquina, Antonio; Biad, Abdelwahab (Eds.):
Euro-Mediterranean
Partnership
for
the
21st
Century
(London:
Macmilan- New York: St. Martin’s Press): 281-318
Brauch, H.G., (2006), Potential of Solar Thermal Desalination to Defuse Water as A
Conflict issue in the middle east, B. Morel and I. Linkov (eds.).
115
Environmental Security and Environmental Management: The Role of
Risk Assessment, 25-48. 2006 Spriinger. Printed in the Netherlands.
Brunnschweiler, C. N., (2009), “Finance for Renewable Energy: An Emprical Analysis
of Developing and Transition Economies CER-ETH- Center of
Economic Research at ETH Zurich”, Working Paper, 09/117 August
2009.
Bulkeley H., Moser S. C., (2007), “Responding to Climate Change: Governance and
Social Action beyond Kyoto”, Global Environmental Politics 7:2, May
2007.
Caldés N., Varela M., Santamaria M., Saez R., (2009), “Economic Impact of Solar
Thermal Electicity Deployment in Spain”, Energy Policy, 8 (2009) pp.
122.
Cavallaro, F., (2010), “A Comparative Assessment of Thin-Film Photovoltaic
production Processes Using the ELECTRE III Method”, Energy Policy,
38 (2010) 463-474.
Coelho, M. J., (20019, “Evaluation of alternative Future Energy Scenarios for Brazil
Using an Energy Mix Model”, PhD Thesis, Raleigh, North Caroline
2001.
Conrad K. (2002), “Price Competition and Product Differentiation when Goods have
Network Effects”, German Economic Review, 7 (3): 339-361.
Contreas J.L., Franzis L., Blazewicz S., (2008),
Photovoltaiics Value Analysis,
NREL/SR-581-42303 February 2008.
De Anguita, P.M., Alonso, E., Martin, M.A., (2008), “Environmental Economic,
Political and Ethical Integration in a Common Decision-Mking
Framework”, Journal of Environmental Management, 88 (2008) 154164.
De Marchi, B., Funtowicz, S.O., Lo Cascio, S., Munda, G., (2000), “Combining
Participative and Institutional Approaches with Multicriteria Evaluation.
An Empriical Study for Water Issues in Troina, Sicily”, Ecological
Economics, 34 (2000) 267-282.
Denholm, P.; Margolis, R. M., (2007), “Evaluating the Limits of Solar hotovoltaics
(PV) in Traditional Electric Power System”, Energy Policy, Vol.35,
2007; 2852-2861.
Denholm, P., Margolis, R., Milford, J., (20089, Production Cost Modeling for High
116
Levels of Photovoltaics Peneration, NREL/TP-581-42305
Dicum,
Gregory.(2006)
“Green
Solar
Gets
Practical”,
1/25/2006,
Hearst
Communications, Inc.
http://sfgate.com/cgi-bin/article.cgi?f=/g/a/2006/01/25/gree.DTL
Erdogdu E., (2009), “A Snapshot of Geothermal Energy Potential and Utilization in
Turkey”, MPRA Paper, No. 19092.
Erdogdu E., (2009), “On the Wind Energy in Turkey”, MPRA Paper, No. 19096.
Energy and Environmental Economics, (2004) “Methodology and Forecast of Long
Term Avoided Costs for the Evaluation of California Energy Efficiency
Programs”,
San
Fransisco,
Rocky
Mountain
Institute,
CA
http://www.ethree.com/cpuc/E3_Avoided_Costs_Final.pdf
Frantzis L., Graham S., Katofsky R., Sawyer H., (2008), Photovoltaics Business
Models, NREL/SR-581-42304, February.
Geoerge R.; Wilcox S; Anderberg M.; Geoerge R.; Perez R. (2007), National Solar
Radiation Database (NSRDB)—10 Km Gridded Hourly Solar Database,
Proceedings Solar 2007 Clevland OH. Boulder, CO: American Solar
Energy Society.
German Aerospace Center (DLR), “Institute of Technical Thermodynamics Section
Systems Analysis and Technology Assessment, Concentrating Solar
Power for the Mediterranean Region”, The Federal Ministry for the
Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety 2005, pp. 285.
Gokcol C., Dursun B., Alboyaci B., Sunan E., (2009),”Importance of Biomass Energy
as Alternative to Other Sources in Turkey”, Energy Policy, 37, 424-431.
Ha Pham T.T., Clastres C., Wurtz F., Bacha S., Zamai E., (2008), “Optiaml Household
Energy Management and Economic Analysis: From Sizing to Operation
Scheduling”, LEPİİ UMR 5252 CNRS-UPMF, juillet.
Heal G., (2009), “The Economics of Renewable Energy”, NBER Workin Paper Series,
Working Paper, 15081,
http://www.nber.org/papers/w15081 August
2007.
Johnstone N., Hascic I., Popp D., (2008), “Renewable Energy Polices and
Technological Innovation: Evidence Based on patent Counts”, NBER
Working Paper, 13760, http://www.nber.org/papers/w13760 August
2007.
Kancs D., (2007), “Applied General Equilibrium Analysis of Renewable Energy
117
Policies”, EERI Research Paper, Series No 2/2007.
Kaya D., (2004), “Renewable Energy Policies in Turkey”, Renewable and Sustainable
Energy Reviews, 10 (2006) 152-163.
Kaya D., (2006), “Renewable Energy Policies in Turkey”, Renewable and Sustainable
Energy Reviews, 10 (2006) pp. 152-163.
Kaygusuz K., (2002), “Environmental Impacts of Energy Utilisation and Renewable
Energy Policies in Turkey”, Energy Policy, 30 (2002) 689-698.
Keoleian; Lewis., (2003),
“Modeling the Life cycle Energy and Environmental
Performance of Amorphous Silicon BIPV Roofing in the U.S.”,
Renewable Energy, Vol. 28, 2003; pp. 271-293.
Klessmann C., (2009), “The Evolution of Flexibility Mechanisms for Achieving
European Renewable Energy Targets 2020- Ex-Ante Evaluation of The
Principle Mechanisms”, Energy Policy, 37 (2009) 4966-4979.
Kucukali S., Baris K., (2009), “Assessment of Small Hydropower (SHP) development
in Turkey: Laws, Regulations and EU Policy Perspective”, Energy
Policy, 37 (2009) 3872-3879.
Kulessa M. E., (2007), “Setting Efficient EU Climate Policy Targets: Mission
Possible?”, Intereconomics, March/April 2007.
Kumbaroglu G., Karali N., Arikan Y., (2008), “CO2, GDP and RET: An Aggregate
Economic Equilibrium Analysis for Turkey”, Energy Policy, 36 (2008)
2694-2708.
Lenard T. M., (2009), “Renewable Electricity Standards, Energy Efficiency, and CostEffective Climate-Change Policy”, Technology Policy
Insttitute,
Studying the Glaobal Information Economy.
Maxwell E.L., (1998), “METSTAT The Solar Radiation Model Used in the Production
of the National Solar Radiation Database (NSRDB)”, Solar Energy,
(62:4); pp. 263-79.
Miles K., July 15-17, (2008), “International Investment Law and Climate Change:
Issues The Transition To A Low Carbon World”, Society of International
Economic Law, Online Working Paper, No. 27/08.
Mills D.R.,(2004), “Advancesin Solar Thermal Electricity Technology”, Solar Energy,
76: 19-31
Moore L.; Cameron, C., (2007), “System
Modeling and Performance Database
Development”, Proceedings 2007 DOE Solar Energy Technology,
118
Program Review, Denver, CO.
Myers D.; Wilcox S.; Marion W.; Geoerge R.; Anderberg M., (2005), “Broadband
Model Perfrmance for an Updated National Solar Radiation Database in
the United States of America. Proceeding”, 2005 Solar World Congress,
International Solar Energy Society.
Navigant Consulting PV Service program (Developed as part of the Renewable Systems
Integration
Studies,
funded
by
DOE
2007)
August
2007.
www.navigantconsulting.com
National Renewable Energy Laboratory, National Solar Radiation Database 1991-2005
Update: User’s Manual NREL/TP-581-41364, August 2007.
http://rredc.nrel.gov/solar/old_data/nsrdb/1991-2005/.
National Renewable Energy Laboratory (1995), Final Technical Report National Solar
Radiation Database (1961-1990) NREL TP-463-5784, Golden, CO:
National Renewable Energy Laboratory.
Nelson G.C., Robertson R. D.:
“Green Gold or Green Wash: Environmental
Consequences of Biofuels in the Developing World”, Review of
Agricultural Economics, vol. 30, Number 3, pages 517-529.
Nicholas S., (2008), “The Economist of Climate Change. American Economic Review”,
Papers & Proceedings, 98:2, pp. 1-37.
Ottinger H. R. L., (1991), “Energy and Environmental Challlenges For Developed and
Devoloping Countries”, Pace Environmental Law Review, Volume 9 Fall
1991 number 1.
Pasini M., (2006), “Modeling and Design of an Independent Solar House”, Degree of
Master, Applied Science (Building Engineering) at Concordia University
Montreal, Quebec, Canada,
Pharabod, Francois and Cédric Philibert, (1991), LUZ Solar Power Plants: Success in
California and Worldwide Prospects, Deutsche Forshungsanstakt für
Luft- undRaumfahrt e. V. For IEA-SSPS (SolarPACES), Köln.
Philibert C., (2004), “International Energy Technology Collaboration and Climate
Change Mitigation”, OECD Environmental Directorate International
Energy Agency COM/ENV/EPOC/SLT(2004)8.
Pilibert, Cédric, (2004), “International Technology Co-operation Case Study 1:
Concentrating Solar Power Technologies”, OECD/IEA Information
Paper, Paris
119
Rajagopal D., Zilberman D., (2008), “Environmental,Economic and Policy Aspects of
Biofules”, Foundations and Trends in Microeconomics, Vol.4, No. 5
(2008) 353-468.
Renne D., George R., Wicox S., Stoffel T., Myers D., Heimiller D., (2008), “Solar
Resource Assessment”, NREL/TP, 581-42301.
Rivera E.I.O., (2006), “Modeling and Analysis of Solar Distributed Generation”, PhD
Thesis, 2006.
Ruperto, M. D., (1999), “A Method to Assess the Potential and Economic Feasibility of
a Renewable Energy Product: The Solar Air Conditioning System Case”,
M.S. Thesis, 1999.
Sargent & Lundy Consulting Group, (2003), Assessment Of Parabolic Trough and
Power Tower Solar Technology Cost and Performance Forecast,
prepared for Department of Energy and National Renewable Energy
Laboratory, Chicago, IL, May.
Schlsich, Jörg, Rudolf Bergermann, Wolfgang Schiel, and Gerhard Weinrebe, (2003),
Design of Commercial Solar Updraft Tower Systems- Utilisation of Solar
Induced Convective Flows for Power Generation, Schlaich Bergermann
und Partner, Stutgart.
Sener A.C., (2009), “Uncertainty Analysis of Geothermal Energy Economics”, Phd
Thesis, 2009.
Solar Shares presentation at Solar Power (2007), Conference Pre-Conference Workshop
on Utility Business Models. Long Beach, California. September, 2007.
Sozen A., (2009), “Future Projection of The Energy Dependency of Turkey Using
Artificial Neural Network”, Energy Policy, 37 (2009) 4827-4833.
Steenblik R., (2005), “Liberalisation of Trade in Renewable-Energy Products and
Associated Goods, Charcoal, Solar Photovoltaic Systems, and Wind
Pumps and Turbines”, OECD Tradde and Environment Working Papers,
2005/7.
Steinfeld, Aldo and Robert Palumbo, (2001), “Solar Thermochemical Process
Technology”, in R.A. Meyers (ed.), Encyclopedia of Physical Science &
Technology, Academic Press, 15: 237-256.
Stjin T.A. van den Heuvel, Jeroen C.J.M van den Berg., (2009), “Multilevel Assessment
of Dversity, Innovation and Selection in The Solar Photovoltaic
Industry”, Structural Change and Economic Dynamics, 20 (2009) 50-60.
120
Stoddard L., Abiecunas J., O’Connell R., (2006), “Economic, Energy, and
Environmental Benefits of Concentrating Solar Power in California”,
NREL/SR, 550-39291 April 2006.
Traber T., Kemfert, C., (2009), Refunding ETS-Proceeds to Spur the Diffusion of
Renewable Energies: An Analysis Based on the Dynamic oligopolistic
Electricity
Market
Model
EMELIE,
Deutsches
Instiut
für
Writschaftsforschung, Berlin, November 2009.
Tsur Y., Zemel A., (2008), “Regulating Environmental Threats”, Environ Resource
Econ, 39:297-310.
Turnbull S., (2007), “Money, Renewable Energy and Climate Change”, Europen
Finance Association 36th Meeting in Bergen, August 19-22.
Verbong G., Geels F.W., Raven R., (2008), “Multi-Niche Analysis of Dynamics and
Pollices in Dutch Renewable Energy Innovation Journeys (1970-2006):
Hype-cycles, Closed Network and Technology-Focused Learning”,
Technology Analysis & Strategic Management, Vol. 20, No.5, September
2008, 555-573.
Vidican G., Woon W. L., Madnick S., (2009), “Measuring Innovation Using
Bibliometric Techniques: The Case of Solar Photovoltaic Industry”, MIT
Sloan School Working Paper, 4733-09.
Vidican G., Woon, W. L., Madnick, S., (2009), “Measuring Innovation Using
Bibliometric Techniques: The Case of Solar Photovoltaic Industry”,
Working Paper CISL, 2009-05.
Wilcox S., (2007), “National Solar Radiation Database 1991-2005 Update: User’s
Manual”, NREL/TP-581-41364, Golden, CO: National Renewable
Energy Laboratory.
Wilcox S., Anderberg M., Geoerge R., Marion W., Myers D., Lott N., Whitehurst T.,
Beckman W., Gueymard C., Perez R., Stackhouse P., Vignola, F.,
(2005), “Progress on an Updated National Solar Radiation Database for
the United States”, Proceeding Solar World Congress 2005, Orlando,
FL. Boulder, CO: International Solar Energy Society.
121
ÖZGEÇMİŞ
KİŞİSEL BİLGİLER
Adı ve Soyadı
: Nigar Gökpınar
Doğum Tarihi
: 03 Temmuz 1977
Doğum Yeri
: Bakü, Azerbaycan
E-Posta
: nigar.gokpinar@gmail.com
EĞİTİM DURUMU
2005-2010
: Yüksek Lisans, Çukurova Üniversitesi, İktisat Bölümü, Sos. Bilimler
Enstitüsü, Adana.
1999-2004
: Lisans, Dokuz Eylül Üniversitesi, İngilizce İktisat Bölümü, İşletme
Fakültesi, İzmir.
1992-1994
: Lise, Kurttepe Anadolu Lisesi, Adana
ÇALIŞMA DURUMU
2005-
:
Target Group, Ankara yılından bu yana)
2003
:
MiniMax Holding, Bakü, Azerbaycan
Yabancı Dil Bilgisi:
İngilizce (Çok İyi)
Rusça (Çok İyi)
Azeri Türkçesi (Çok İyi)
Üye Olunan Kuruluşlar:
Proje Yönetimi Derneği, Ankara