2019’a Kadar Yenilenebilir Enerji Kanunu Elektrik Arzı Tahmini…

Kategori : ENERJİ GÜNDEMİ - Tarih : 29 Aralık 2014

2015’den 2019’a kadarki Orta Vadeli EEG-Elektrik Arz Tahmini, 2014 ortasına kadar olan verilere dayanmaktadır. Bu Projeksiyon, 2015 yılı tahmini olarak 2015 yılı sonuna kadar olan gelişimi aylık bazda üç senaryo halinde(Böl. 2) ve orta vadeli tahmin olarak 2016’dan 2019’a kadar yıllık bazda üç senaryo halinde(Böl. 3) içerir.

Kurulu kapasitenin ve elektrik üretiminin gelişimi tahmin edilmektedir. Ardından, üretilen elektrik, olası satış biçimleri ile ilişkilendirilir (sabit tarifeler, piyasa primi olan ve olmayan doğrudan pazarlama). “sabit tarife” ve “Finanse edilen piyasa primli doğrudan pazarlama” satış biçimleri için ayrıca ödemeler de tahmin edilmektedir.

Esaslar

Tahmin için genellikle EEG’nin önceki kurallarına göre işletmeye girmiş ve giren tesisler ile EEG 2014’ün uygulandığı tesisler birbirlerinden ayrılır.
Tüm tahminler IE Leipzig tarafından aşağıdakiler temelinde geliştirilmiştir.

İletim sistemi operatörü verileri,
Önceki yılların deneyimleri,
Güncel yayınlar ve
Uzmanlarla görüşmeler

Bunlar mümkün olduğunca iyi güncel piyasa durumu oluşturduğundan Federal Hükümetin kalkınma hedeflerini otomatik olarak karşılamamaktadır.

Senaryolar

Uzman bakış açısıyla en yüksek olasılık ile oluşan tahmin, Trend senaryosu olarak ifade edilir. 2015 için EEG tahsisatının belirlenmesi bütün enerji kaynakları için trend senaryoyu baz almaktadır. Buna ek olarak, diğer senaryolar geliştirilmiştir:

Bölüm 2’de gösterilen 2015 yılı tahmini için, – 2013 yılı bilinen verilerine dayalı – 2015 yılına kadar farklı kurulu kapasite gelişmeleri ve tam kullanım saatleri varsayan bir üst ve bir alt senaryo vardır.
Bölüm 3’te gösterilen 2016-2019 orta vadeli tahmini için de, 2015’e kadar trend senaryoya dayalı ama 2016 yılından itibaren farklı gelişmeleri içeren bir üst ve bir alt senaryo da vardır.

Beş farklı senaryoya genel bir bakış Şekil 1’de gösterilmiştir.

Şekil 1: Yıllık Tahmin Senaryoları ve Orta Vadeli Tahmin Senaryoları

Kapasite Geliştirme

Rüzgar enerjisi, Federal hükümetin genişleme yolunu takip etmeden önce, karada yeni kapasite yapımıyla 2014 ve 2015’te yeni rekor değere ulaşmaktadır. Offshore rüzgar enerjisinde 2015 yılından itibaren güçlü bir artış beklenmektedir, böylece Federal Hükümetin 2020 yılına kadarki 6.500 MW hedefi gerçekçi görünmektedir. Buna karşılık, biyoenerji ve güneş enerjisi gelişimi sert frenleme yapmaktadır, burada rüzgar enerjisinin aksine, EEG artış yoluna ulaşmış değildir. Hidroelektrik ve jeotermal enerji düşük bir seviyede sadece biraz daha artıyor. Gazlar (çöp gazı, atık gazı ve metan gazı) için, bir düşüş olasıdır. Trend senaryodaki gelişme Şekil 2’de bulunabilir. Güneş enerjisi 2013 yılında en yüksek performansı gösterdi, ancak 2014 yılından sonra tekrar karadaki rüzgar enerjisinin tarafından gerisinde kalıyor.

Şekil 2: Trend Senaryodaki Kapasite Gelişim Tahmini

Elektrik Üretimi ve Arzı

Elektrik Enerjisi üretimi kapasite gelişiminin yanı sıra tipik tam yük saatlerine de bağlıdır. Alternatif enerji kaynaklarının yelpazesi dar iken yıllık verimin olası dalgalanmalarını dengelemek için hidroelektrik, kara ve offshore rüzgar enerjisinin yanı sıra güneş enerjisinde de senaryolar büyük farklılık göstermektedir. Trend senaryodaki gelişim Şekil 3’te gösterilmiştir. 2013 ve 2014 yılının ilk dört ayında geçici fiili değerler dikkate alınır, sonra da aylık tipik tam yük saatleri. 2019’a kadar güneş enerjisinde PV’den üretilen elektriğin % 7’nin üzerindeki kendi tüketimi grafiğe dâhil edilmemiştir. Ne olursa olsun elektrik üretimi açısından kara rüzgar enerjisi en önemli enerji kaynağı olmaya devam etmektedir, bunu biyokütle ve güneş enerjisi takip etmektedir.

Şekil 3: Trend Senaryodaki Elektrik Arzı Tahmini

Tarifeler

EEG 2014 tarafından getirilen sübvansiyonlu doğrudan pazarlama yükümlülüğü (piyasa primi ile), 2019’a kadar jeotermal ve offshore rüzgar enerjisi hariç tesis kapasitesinin azınlığına karşılık gelen sadece yeni tesisleri etkilemektedir. Ayrıca 2015 sonuna kadar 500 kW’a kadar ki küçük tesisler bu yükümlülükten muaftır, daha sonra da 100 kW’a kadar olanlar. Yine de, doğrudan pazarlama piyasa primi ile birlikte mevcut sistemlerde büyüyen bir rol de oynamaktadır. Biyogaz tesislerinde ayrıca mevcut tesislerin işletmecilerinin esneklik primi talebi giderek artmaktadır. Bu talep aynı zamanda piyasa primi kullanımını gerektirir, böylece diğer enerji kaynaklarına göre mevcut biyokütle tesisleri kapsamında piyasa primli doğrudan pazarlama daha güçlü artar.
Daha küçük mevcut tesisler için, sabit tarife en yaygın satış şeklidir. Diğer doğrudan pazarlama nispeten önemsiz kalır.

Şekil 4’te gösterilen toplam ödeme tutarı; sabit tarife ödemelerini, piyasa primlerini, biyogaz tesisleri için esneklik primlerini ve kendi PV tüketimleri için tarifeleri içerir. Kaçınılan şebeke kullanım ücretleri zaten mahsup edilmiştir.
Bu ödemelerin tesis işletmecilerinin gelirini karşılamadığı dikkate alınmalıdır: Destekli doğrudan pazarlamadaki (piyasa primi ile birlikte) tesis operatörleri –gösterilen toplamlara ilaveten– Borsada (EEX) kendi elektrik hacimlerini satarak gelir elde ederler, bunların hareketleri EEG tahsis mekanizması dışındadır. Bu ödemeler EEG-tahsisatının hesaplanmasına dâhil edilmediğinden, diğer doğrudan pazarlama veya (Temmuz 2014 tarihine kadar) yeşil elektrik ayrıcalığı gelirleri de burada dâhil edilmemiştir.

Gösterilen ödemelerde, güneş enerjisi, yüksek ödeme talebi bulunan eski tesislerin büyük envanteri ve düşük doğrudan pazarlama payı nedeniyle 2019 yılında da 10 Milyar €’dan fazla miktarla ilk sırada yer almaktadır, 6,6 milyar € ile biyokütle ve 5,8 milyar € ile karadaki rüzgar enerjisi tarafından takip edilmektedir. Offshore rüzgâr enerjisi 2019 yılında 3,9 milyar € ile dördüncü sırayı elde etmektedir.