Kategori : DOĞALGAZ ENERJİSİ, ENERJİ GÜNDEMİ - Tarih : 17 Aralık 2014
Son yıllarda tekrarlanmakta olan doğalgaz darboğazı hakkında çeşitli bilgilerin derlendiği ve değerlendirildiği çalışma aşağıdaki maddelerden oluşmaktadır;
• İmzalanmış sözleşmelere göre Türkiye’nin temin ettiği doğalgaz miktarı,
• İleriki yıllarda devreye girmesi beklenen doğalgaz iletim projeleri,
• Doğalgaz depolanması,
• Doğalgaz yakıtlı termik santralerin kaynak güvenliği
• Doğalgaz yakıtlı termik santrallerin işletilmeleri ve üretim maliyetleri
• Karamsarlığı besleyen veriler
• Sonuç
Derleme ile birlikte doğalgaz yakıtlı termik santrallerin kaynak güvenliği ve sorunlar hakkında kişisel görüşler paylaşılmıştır.
İmzalanmış Sözleşmelere Göre Türkiye’nin Temin Ettiği Doğalgaz Miktarı
EPDK tarafından hazırlanan doğalgaz piyasası sektör raporlarına göre 2006 – 2013 yılları arasında gerçekleştirilen doğalgaz ithalat miktarları aşağıda verilmiştir(1 ve 2);
Tabloda görüldüğü üzere doğalgaz ithalat miktarı son yıllarda 43 – 46 milyar metreküp aralığında seyretmektedir. Yukarıdaki veriler, boru gazı ve gemiler ile taşınan sıvılaştırılmış doğalgaz olarak iki ayrı grupta incelendiğinde aşağıdaki sonuçlar elde edilmektedir;
Son 3 yılda boru hatları ile ithal edilen doğalgaz miktarı 37 – 39 milyar metreküp aralığında iken,sıvılaştırılmış doğalgaz miktarı da 5,2 – 5,4 milyar metreküp aralığında oynamaktadır ve miktarları büyük oranlarda değişen doğalgaz türü, spot piyasalardan elde edilen sıvılaştırılmış doğalgaz
olmaktadır. Başka bir deyiş ile devrede olan gaz alım anlaşmaları ile 42,8 – 44,3 milyar doğal gaz ithal edilirken, bunun üstündeki ihtiyaç spot piyasadan alınan doğalgaz ile giderilmektedir.
Doğalgazın kullanım yerlerine göre tüketimi ise aşağıdaki tabloda verilmiştir(2);
Elektrik üretimi için kullanılan doğalgazlı termik santrallerin tüketimi 21 milyar metreküp iken 2013 yılında tüm tüketimin %46’sı bu tesislerde olmuştur.
Medya organlarında (NTVMSNBC – 01.10.2014) çıkan haberlere göre Mavi Akım Boru Hattı üzerinden verilen 16 milyar metreküplük doğalgaz milktarı 19 milyar metreküpe çıkarılarak Rusya’dan gelen gazın kapasitesi yaklaşık olarak 30 milyar metreküpe çıkarılacaktır.
İleriki Yıllarda Devreye Girmesi Beklenen Doğalgaz İletim Projeleri
Türkiye’nin sıkışan doğalgaz arzını rahatlatmak amacı ile Mısır’dan, Irak’tan, Azerbaycan’dan ve Türkmenistan’dan gelecek dört doğalgaz hattının tamamlanması beklenmektedir(3);
Mısır – Türkiye (Arap) Doğalgaz Boru Hattı Projesi: Boru Hattı hali hazırda Ürdün, Suriye ve Lübnan’a gaz sağlamakta olup, yapımı Suriye’nin Humus şehiri yakınlarında durmuştur. Hattın Humus – Halep – Kilis üzerinden Türkiye’ye bağlanması planlanmıştır. Boru hattının bulunduğu bölgede iç savaş
koşullarının mevcut olması hattın yapılabilirliğini kısa ve orta vadede ortadan kaldırmaktadır. Tahsis edilebilecek doğalgazın miktarı belirsizdir.
Irak – Türkiye Doğalgaz Boru Hattı Projesi: İmzalanan mutabakat zaptı ile yılda 10 – 12 milyar metreküplük doğalgazın Türkiye’ye iletilmesi düşünülmüş olsa da Irak’ın mevcut siyasi durumundan dolayı projenin geleceği kısa ve orta vadede belirsizdir. Son olarak 22 ve 23 Kasım 2014 tarihli
gazetelerde Irak gazının 2018 yılında Türkiye’ye iletilmeye başlanacağı ve 2020 yılından itibaren de 10 milyar metreküp gazın arz edileceği belirtilmiştir(4).
Trans Anadolu Doğalgaz Boru Hattı (TANAP): Proje, Şahdeniz Faz II olarak anılan anlaşma kapsamında Azerbaycan’dan gelecek olan gazı Türkiye üzerinden Avrupa’ya ulaştırma projesi okup, Türkiye’ye verilecek olan miktar 6 milyar metreküptür. 2018 yılında gazın iletilmesine başlanması
beklenmektedir. Proje kapsamında Avrupa’ya ulaştırılacak olan gazın miktarı 10 milyar metreküptür.
Hazar Geçişli Türkmenistan – Türkiye – Avrupa Doğalgaz Boru Hattı Projesi: Varılan anlaşmaya göre iletilecek olan 30 milyar metreküp doğalgazın 16 milyar metreküpü Türkiye’ye verilecek olup, geri kalan 14 milyar metreküp ise Avrupa’ya ulaştırılacaktır. Anlaşmanın devreye gireceği tarih belirsizdir(5).
Doğalgaz Depolanması
Zor geçmesi beklenen zaman aralıklarında kullanılmak üzere doğalgaz depolanması uzun yıllardan beri gündemde olup, Silivri’de bulunan Kuzey Marmara ve Değrimenköy yeraltı depolarının şu andaki kapasitesi 2,6 milyar metreküptür. Bu miktar Türkiye’nin 2012 ve 2013 yılları tüketiminin %5 – %6’sı kadardır. Buradaki depolama hacminin 2015 ve 2018 yıllarında kademeli olarak 4,3 milyar metreküpe çıkarılması planlanmaktadır(3).
Bunun yanında Tuz Gölü’nün altında yapımı devam etmekte olan yeraltı deposunun hacmi 1,4 milyar metreküp olacak olup, bu deponun da 2015 ve 2018 yıllarında (1 milyar metreküplük hacmin 2015 yılında devreye alınması halinde) kademeli bir şekilde devreye alınması beklenmektedir(3).
Bunların dışında iki ayrı tesiste (BOTAŞ’a ait Marmara Ereğlisi deposu ile Ege Gaz A.Ş.’ye ait Aliağa deposu) depolanabilecek toplam sıvılaştırılmış doğalgaz miktarı 535.000 metreküptür. Bu miktar faktör sayısı olarak 600 ile çarpıldığında 321.000.000 metreküp klasik doğalgaza denk gelmektedir(2).
Doğalgaz Yakıtlı Termik Santrallerin Kaynak Güvenliği
Yukarıda bahsi geçen doğalgaz iletim güzergahlarının bulundukları seviye göz önüne alındığında kısa vadede arz sıkıntısının önüne geçebilecek seçenekler sınırlıdır. Bunlar;
• Mevcut hatların kapasitelerin mümkün olan en üst seviyede kullanılması,
• Mevsimler arasındaki tüketim farklılıklarını göğüsleyebilmek için yeraltı depolarının hacimlerinin hızlı bir şekilde devreye alınması ve 2015 yılında 2,6 milyar metreküplük depolama hacminin 3,6 – 4 milyar metreküpe yükseltilmesidir.
Orta vadede ise;
• Mevsimler arasındaki tüketim farklılıklarını göğüsleyebilmek için yeraltı depolarının hacimlerinin hızlı bir şekilde devreye alınması ve 2018 yılı sonuna 5,7 milyar metreküplük depolama hacminin devreye alınması,
• 2018 yılı sonuna kadar TANAP projesinin devreye alınması ve 6 milyar metreküplük bir gaz arzının devreye alınması,
beklenebilir.
Bunların dışında çeşitli sebeplerden (Suriye’deki iç savaş, Irak’ta devlet organizasyonundaki boşluk, Türkmenistan gazının devreye giriş tarihinin belirsizliği v.b.) dolayı Mısır – Türkiye (Arap) Doğalgaz Boru Hattı Projesi, Irak – Türkiye Doğalgaz Boru Hattı Projesi ve Hazar Geçişli Türkmenistan – Türkiye – Avrupa
Doğalgaz Boru Hattı Projesi kısa ve orta vadede Türkiye için güvenilir bir gaz arzı sağlayamayacaktır.
Bu durumda 2015 ve 2018 yıllarının sonuna kadar gerçekleşmesi beklenebilecek olan gelişmeler şunlardır;
• Mavi Akım Boru Hattı üzerinden 2015 yılı sonuna kadar 3 milyar metreküplük ek bir arz sunulması,
• Gaz depolama kapasitesinin 2015 yılı sonuna kadar 3,6 – 4 milyar metreküpe yükseltilmesi (yıllık tüketimin yaklaşık olarak %7 – %8’i),
• Gaz depolama kapasitesinin 2018 yılı sonuna kadar 5,7 milyar metreküpe yükseltilmesi,
• TANAP doğalgaz boru hattı üzerinden 2018 yılı sonuna kadar 6 milyar metreküplük yeni bir arz sunulması
1 metreküp doğalgaz ile 5 kWh elektrik enerjisinin üretilebildiği kabul edildiğinde, Türkiye’de kısa vadede tüketime sunulması beklenen 3 milyar metreküp ile 15.000 GWh ve buna ek olarak 2018 yılından itibaren arz edilebilecek 6 milyar metreküp ile 15.000 GWh değerine ilave olarak ancak 30.000 GWh doğalgaz
santrali kökenli elektrik üretimi söz konusu olabilecektir. Bu rakamlar olabilecek en yüksek rakamlar olup sanayi ve konut ihtiyaçları göz önüne alınmamıştır. Fakat 45.000 GWh seviyesindeki potansiyel üretim miktarının yarısı elektrik üretimine yönlendirilse bile yıllık 7.500 çalışma saati kabulü ile bu miktardaki bir potansiyel toplamda ancak 3.000 MW kurulu gücü destekleyebilecektir. Türkiye’de şu anda yatırım süreci devam etmekte olan doğalgaz yakıtlı santralleri toplam kurulu güçleri ise bunun üzerindedir. Bu sonuca göre ilerideki dönemde doğalgaz ile çalışacak olan elektrik santrallerinin yakıt arz güvenliklerinin tehlikeli bir duruma düşmesi ve aralarında sert bir rekabetin oluşması beklenebilir. Bu duruma karşı geliştirilebilecek önlemlere acilen ihtiyaç duyulacağı görülmektedir. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanı Taner Yıldız’ın 2014 yılı için yaptığı bir beyanda, doğalgaz yakıtlı elektrik santrallerinden yakıt tedariği isteneceği belirtilmiştir(7). Bahsi geçen santrallerden bu yönde bir tedarik istenmemesi durumunda dahi doğalgazlı elektrik santrallerinin gaz tedariğinin sorgulandığı görülmektedir.
Doğalgaz Yakıtlı Termik Santrallerin Üretim Maliyetleri ve İşletilmeleri
Elektrik Mühendisleri Odasının resmi web sitesinden alınan verilere göre Türkiye’deki elektrik santrallerinin toplam kurulu güçleri, toplam elektrik üretimi, santral tiplerinin toplam içerisindeki oranları ve kurulu güç miktarları, santral tiplerine ait elektrik üretim oranları aşağıdaki tabloda gösterilmiştir(8).
Toplam kurulu güce ve oranlara sadık kalınarak her santral tipi için yıllık elektrik üretimi miktarı ve yıllık ortalama çalışma saati hesaplanmıştır. Buna göre;
Yukarıdaki tabloda görüldüğü üzere doğalgaz yakıtlı santraller yılda ortalama olarak 5.200 saat civarında çalışmakta olup, genel bir beklenti olan 7.000 – 7.500 saat seviyesine ulaşılamamaktadır. Bunun sebep ve sonuçları aşağıda sıralanmıştır;
• 2012 ve 2013 yılları arasında yıllık elektrik enerjisi ihtiyacının çok az artması (yaklaşık %1,3),
• 2012 ve 2013 yılları arasında kurulu gücün çok fazla artması (yaklaşık %12,2),
• Bunların sonucu olarak 2012 ve 2013 yılları arasında elektrik satış fiyatlarının yükselmemesi (Piyasa Takas Fiyatı 15,5 Kuruş/kWh olarak sabit kalmış ve Sistem Marjinal Fiyatı’da 14,1 Kuruş/kWh seviyesinden 15,1 Kuruş/kWh saat seviyesine ancak yükselmiştir. Değerler ağırlıklı
ortalama değerlerdir),
• Sektörde içerisinde paylaşılan bilgilere göre yeni nesil yüksek verimli doğalgaz yakıtlı santrallerin sırası ile yakıt ve elektrik maliyetleri 14,4 ve 15,1 Kuruş/kWh seviyesinde iken eski nesil düşük verimli doğalgaz yakıtlı santrallerde elektrik maliyetleri 18 – 20 Kuruş/kWh seviyesinde gerçekleşmesinden dolayı eski nesil santraller devreye girememeye başlamıştır (eski nesil doğal gazlı elektrik santrallerinin lisanslarının iptallerine başlanmıştır(9)).
Bu bilgilerin yanında termik santral tiplerine göre yakıt ve üretim maliyetleri aşağıdaki tabloda sunulmuştur(3);
Son 14 aya ait aylık maksimum ve minimum saatlik puantlara ait tablolar aşağıdadır(8);
Yukarıdaki tabloya ilave olarak yakıta bağlı santral tiplerinin puant yük talebi oynadıkları rolü gösteren bir grafik(10) ve yardımcı olması açısından hazırlanan bir tablonun sunulması okuyucuya yardımcı olacaktır.
Yukarıdaki grafik ve tablo incelendiğinde 10.000 MW – 23.000 MW aralığında doğalgaz ile çalışan elektrik santrallerinin diğer kömür ve sıvı yakıt ile çalışan diğer termik santraller ile birlikte baz yükü üstlendiği, gün içerisinde ihtiyaç duyulan gücün 23.000 MW’ın aşıldığı yerlerde yaklaşık 26.000 MW üst sınırına kadar sistemi beslemeye devam ettiği ve 26.000 MW’dan sonraki tüm güç taleplerinde hidroelektrik santrallerin ağırlığının oluştuğu görülmektedir. Bu hali ile doğalgaz santralleri baz yükü karşılayan kömürlü ve sıvı yakıtlı termik santraller ile puant güç ihtiyacını karşılayabilen hidroelektrik santraller arasında kalan ara bölgeyi doldurmaktadırlar. Sisteme 26.000 MW güç sağlayan termik santrallerin içerisinde toplamda yaklaşık 7.500 MW’lık paya ve alım garantisine sahip Yap – İşlet – Devret ve Yap – İşlet santralleri de bulunmaktadır. Grafikte görüldüğü üzere 27 Temmuz 2012 günü sistem dengesi dış alım ve dış satım kullanılarak dengede tutulabilmiştir. Grafik ve tablo yardımı ile yapılacak basit bir analiz yapılması gerekirse;
Yerli kömürlü santrallerin sisteme verebildiği güç: 4.500 MW
İthal kömürlü santrallerin sisteme verebildiği güç: 4.000 MW
Sıvı yakıtlı santrallerin sisteme verebildiği güç: 1.500 MW
Hidroelektrik santrallerin sisteme verebildiği güç: 11.500 MW
Diğer tip santrallerin sisteme verebildiği güç (genel bir kabul olarak alınmıştır): 1.500 MW
Doğalgaz yakıtlı santrallerin haricindeki toplam güç: 23.000 MW
Sistemin talep ettiği güç: 39.500 MW
Doğalgaz yakıtlı santrallerin karşılaması gereken güç: 16.500 MW
Alım garantisi olan YİD ve Yİ kapsamında doğalgazlı santrallerin toplam kurulu gücü: 6.000 MW
Serbest üretici kapsamındaki doğazgaz yakıtlı santrallerin karşılaması gereken güç: 10.500 MW
Serbest üretici kapsamındaki doğalgaz yakıtlı santrallerin kurulu gücü: 13.000 MW
Yukarıda görüldüğü üzere 27 Temmuz 2012 tarihinde serbest üreticisi kategorisindeki doğalgaz yakıtlı santrallerin toplamı 13.000 MW iken ve sistem 10.500 MW güç talep ederken, sistemin dış alım ve dış satım ile dengelenmesi bir işaret olarak yorumlanmalıdır. 2012 yılında yaklaşık 8.400 MW kurulu güce sahip yerli kömür yakıtlı santraller ise kapasitelerinin ancak %55 oranında katkı vermişlerdir. Bunun yanında ithal kömürlü santraller nerede ise tam kapasite devrede bulunmuşlardır.
İçinde bulunduğumuz 2014 yılı içeisinde sisteme kayıtlı kurulu güç 68.720 MW seviyesinde olup, hali hazırda yaklaşık 16.500 MW kurulu güce sahip barajlı hidroelektrik santrali kurulu gücü, doğalgaz yakıtlı elektrik santrallerine ait yaklaşık 21.500 MW kurulu güç birlikte değerlendirildiğinde ani enerji ihtiyacının
giderilmesi için hızlı bir şekilde devreye girebilecek 38.000 MW seviyesinde bir potansiyel olduğu görülmektedir(8). Bunun yanında yaklaşık olarak 14.000 MW’lık güce sahip kömür yakıtlı termik santral kapasitesi eklendiğinde üç ana santral tipine ait toplam 52.000 MW’lık baz ve puant üretim kapasitesine
rağmen, gaz arzında sıkıntı yaşanmayan Ağustos 2014’de talep edilen yaklaşık 41.000 MW seviyesinde kesintiler yaşanmıştır. Yaşanan kuraklıktan dolayı yükselen anlık elektrik enerjisi fiyatlarının (17,6 Kuruş/kWh) teşvik etmesi ile devreye girebilen doğalgaz santrallerine rağmen sistem zorlanmıştır.
Karamsarlığı Besleyen Veriler
Türkiye Sınai Kalkınma Bankası (TSKB) tarafından yayınlanan üçüncü çeyrek elektrik sektörü raporuna göre aşağıda sıralanan sonuçlar doğalgaz yakıtlı elektrik santrallerinin orta vadedeki konumları hakkında karamsar yorumların yapılmasına sebebiyet vermektedir(11);
• “2013 yılında elektrik talebindeki artış yavaşlarken, üretim kapasitesindeki artış hız kazandı ve sektörde önemli miktarda kapasite fazlası oluştu. Kapasite fazlası 2014 yılının ilk dokuz ayında artarak sürmektedir.”
2012 – 2013 yıllarının karşılaştırılmasında açıkça görülen kurulu güç (MW) ve tüketim miktarı (kWh) arasında dengesizliğin (aşırı açılan makas), sektörü uyaramadığı görülmektedir.
• “En fazla kurulu güç artışı 2.700 MW ile doğalgaz santrallerinde, ardından 2.100 MW ilehidroelektrik santrallerinde oldu (2013 üçüncü çeyrek ile 2014 üçüncü çeyrek arasındaki fark). ”Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı verilerine göre 2014 yılında devreye diren doğalgaz yakıtlı santrallerin ortalama kurulu gücü oldukça düşük olup (40 – 50 MW arası), yatırımcıların genelde kendi elektriğini kendi üretmek isteyen sanayi bölgeleri ve sanayi tesislerinin olduğu
görülmektedir. Bu durumun devamında serbest elektrik üreticisi olan firmaların en büyük müşterilerinin talep edecekleri elektrik miktarı düşecek ve doğalgaz yakıtlı santrallerin üretim tesisi portföylerinde ağırlıklı yer tuttuğu üretici şirketler zor duruma düşeceklerdir.
• “Puant talep, yani en yüksek güç çekişi 40.734 MW olarak gerçekleşmiştir. Santrallerin tabela gücü ile değerlendirildiğinde puant talebi karşılayacak yeterli kapasite görünmekle birlikte dönemsel ve bölgesel sorunlar yaşanabilmektedir.”
Mevcut elektrik fiyatları ile devreye girmesi uygun olmayan doğalgaz yakıtlı santrallerin mevcudiyetini gösteren koşullar doğru değerlendirilmeli ve doğalgazlı elektrik santrallerinin en büyük rakipleri olan hidroelektrik (puant talebe hızlı cevap verebilen düşük işletme giderleri olan rakip) ve ithal kömür yakıtlı santrallerin (8.760 saatten oluşan bir yıl içerisinde 7.600 saat çalışabilen düzenli üretim yapabilen ve sırası ile 8 ve 10 Kuruş/kWh seviyesinde yakıt ve elektrik
üretim maliyetlerine sahip rakip) eldeki fazla doğalgaz yakıtlı santral kapasitesine fırsat vermeyeceği görülmektedir.
• “Güvenilir üretim yedeğindeki artış doğalgaz santrallerinin kurulu gücündeki artıştan kaynaklanmaktadır”
2012 – 2014 üçüncü çeyrekleri arasındaki 44 milyar kWh’lik güvenilir üretim kapasitesi fark, 7.000 saat yıllık çalışma saati kabulü üzerinden gidildiğinde, yaklaşık olarak 6.300 MW kurulu güç farkını göstermektedir. Elektrik tüketiminin %5 seviyesinde arttığı bir zaman aralığında güvenilir üretim
kapasitesindeki büyük artış (yaklaşık %20) rekabetin olduğu bir ortamda doğalgaz yakıtlı santraller dezavantajlı bir duruma düşeceklerdir.
• “Temmuz ve Ağustos’ta PMUM fiyatları Şubat’taki seviyeyi aşarak 17,6 – 17,7 Kuruş/kWh bandında gerçekleşmiş, hidroelektrik santrallerin üretimi dokuz ayın en yüksek seviyesine ulaşmıştır. Eylül’de hidroelektrik üretim dokuz ayın en düşük seviyesine gerilemiş, kömür
santrallerindeki arıza ve bakımlar nedeni ile doğalgazın payı %50’ye kadar yükselmiş ve artan üretim maliyetleri fiyatlara yansımıştır.”
Doğalgaz yakan elektrik santrallerin üretim miktarları ve pazar payları giderek iki faktör tarafından kontrol edilebilmektedir; hidroelektrik ve kömür yakıtlı termik santraller. Bu iki santral tipinin kuraklıktan/arıza-bakım-onarım faktörlerinden etkilenmesi sonucunda oluşan boşluk doğalgaz santralleri tarafından doldurulmaktadır. Yukarıda verilmiş olan 27 Temmuz 2012 tarihindeki üretim payları hatırlandığında, doğalgazlı elektrik santrallerinin kömürlü santraller ile hidroelektrik santraller arasında bir sistem tamamlayıcısı rolü gördüğü tespit edilmektedir.
Doğru soru şu olabilir mi; mevcut doğalgazlı elektrik santrallerinin kapasiteleri ve üretim potansiyelleri, sistemin ihtiyaç duyduğundan ne kadar fazladır?
• “PMUM’daki elektrik fiyatının doğalgaz fiyatına oranlanması ile oluşturulan katsayının 2007 yılından bu yana düştüğü, yani doğalgaz maliyetlerinin elektrik fiyatına yansıma oranının azaldığı gözlenmektedir. Katsayıdaki düşüş kısmen 2010 yılından bu yana doğalgazdan elektrik üretiminin payı azalırken hidroelektrik üretim kapasitesinin artmasından kaynaklanmaktadır. 2013 yılında tüketimdeki durgunlukla birlikte oluşan arz fazlasının maliyetle ilgili faktörlerin önüne geçtiği, bu nedenle PMUM/Doğalgaz katsayısının 2,3’ten 2,1’e gerilediği görülmektedir. 2014’ün ilk dokuz
ayında kuraklık nedeniyle doğalgazın üretimdeki payının artması PMUM fiyatlarında artışa yol açmış, PMUM/Doğalgaz katsayısı 2,3’e yükselmiştir.”
Mevcut üretim sisteminin kurgusu, kuraklık ve/veya uzun dönemli arıza – bakımların baskın olmadığı dönemlerde, doğalgaz maliyetlerinin bire bir yansımasına izin vermeyecek bir duruma doğru ilerlemekte ve doğalgaz yakıtlı elektrik santralleri için olumsuz koşulların oluşmasına sebebiyet vermektedir.
Sonuç
Doğalgaz yakıtlı santrallerden daha uygun fiyatlara üretim yaptığı bilinen barajlı ve depolamasız hidroelektrik santrallerin, ithal kömür yakıtlı termik santrallerin, rüzgar santrallerinin kapasiteleri artarken doğalgaz yakıtlı santrallerinin de kapasiteleri artmıştır. Kurulu gücün 68.000 ve sistem tarafından talep
edilen maksimum yükün 41.000 MW seviyesinde olduğu, devlet tarafından desteklenen ve özelleştirme programına alınan yerli kömür kaynaklı termik santraller ve kurulu güç payının artması beklenen, yılda ortalama 7.600 saat çalıştırılabilen ithal kömür kaynaklı termik santrallerin bulunduğu bir elektrik
piyasasında, yukarıdaki gösterilmiş olan elektrik birim maliyetleri temelinde doğalgazlı elektrik santrallerinin rekabet edebilmesi mümkün değildir. Anlık en yüksek fiyat 16 – 17 Kuruş/kWh seviyesine geldiğinde ekonomik bir şekilde çalıştırılabilen ve elektrik üretim maliyetleri 15 Kuruş/kWh olan yeni nesil
doğalgaz yakıtlı santrallerin bir kısmının kredi geri ödeme süreçleri henüz tamamlanmamıştır. 2 – 3 Kuruş/kWh seviyesinde görülecek kazanç, bu santrallerin borçlarının bir kısmının ödenmesine yetmeyebilecektir(12).
Bunun dışında doğalgaz arzında sıkıntılı bir döneme girilen Türkiye’de yüksek fiyatlı bir elektrik piyasası bulunsa bile doğalgaz temininde yaşanması beklenen arz sıkıntılarından dolayı doğalgazlı elektrik santrallerinde istenen üretimin gerçekleştirilememesi mümkündür(13);
“Kongrede konuşan Aksa Doğalgaz Dağıtım A.Ş. Yönetim Kurulu Başkanı Yaşar Arslan, doğalgaz piyasasına ilişkin değerlendirmelerde bulunarak, yeni büyükşehir yasasının, doğalgaz şebeke yapım maliyetlerini artırdığını belirtti. Son yıllarda, artan maliyetler nedeniyle özel sektörün zorlandığını dile getirdi. Arslan, “Sözleşmelere göre Türkiye’nin arz sıkıntısı görünmektedir ve buna da bir an önce tedbir alınması gerekmektedir, yeni kontratlarla ithalat serbestliği sağlanarak Türkiye’deki arz dengesinin sağlanması gerekmektedir, aksi halde önümüzdeki yıl büyük bir sıkıntıya gireceğiz” değerlendirmelerinde bulundu.”
(1): Doğalgaz Piyasası Sektör Raporu – EPDK Doğalgaz Piyasası Dairesi Başkanlığı – Ankara 2013
(2): Doğalgaz Piyasası 2013 Yılı Sektör Raporu – Strateji Geliştirme Dairesi Başkanlığı
(3): Enerji Raporu 2013 – Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi – Ocak 2014
(4): 22 Kasım 2014 tarihli Vatan Gazetesi haberi, 23 Kasım 2014 tarihli Hürriyet Gazetesi haberi
(5): BOTAŞ – Boru Hatları İle Petrol Taşıma A.Ş. – Resmi web sitesi – Doğalgaz/Gaz Alım Anlaşmaları
(6): BOTAŞ – Boru Hatları İle Petrol Taşıma A.Ş. – Resmi web sitesi – Projeler/Haritalar
(7): Enerji ve Çevre Dünyası – 10.05.2012
(8): EMO – Elektrik Mühendisleri Odası – Türkiye Elektrik Enerjisi İstatistikleri
(9): Enerji Enstitüsü web sitesi – 22.12.2013 ve 09.10.2014 tarihli duyurular
(10): Türkiye Elektrik Enerjisi 5 Yıllık Üretim Kapasite Projeksiyonu (2013 – 2017) – TEİAŞ – Kasım 2013
(11): 2014 Üçüncü Çeyrek Elektrik Sektörü – TSKB
(12): Zaman Gazetesi – 12.11.2014
(13): Enerji Enstitüsü – 24.11.2014
Mete Ertunga
meteertunga@gmail.com
