icci2010bk

BİLDİRİLER KİTABIPROCEEDINGS BOOKBP

II

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

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

Sektörel Fuarcılık Ltd. Şti. Balmumcu Bahar Sok. No: 2/13Beşiktaş/İstanbulTel : (0212) 275 83 59Faks : (0212) 211 38 50web sitesi : www.sektorelfuarcilik.com

Baskı ve Cilt / Özgün Ofset 4. Levent / Tel: (0212) 280 00 09

BİLDİRİLER KİTABIPROCEEDINGS BOOKK

III

ÖNSÖZ

Değerli katılımcılar,

1994 yılından beri düzenli olarak her yıl gerçekleştirilen ve istikrarlı ve güvenilir bir etkinlik olan “Uluslararası Enerji ve Çevre Fuarı ve Konferansları (ICCI®)” yalnızca ülkemizde değil, uluslararası alanda da en önemli enerji ekinliklerinden birisi haline gelmiştir.

Bu yıl 16’ncı kez düzenlenen ICCI®, sektör sorunlarının ve çözüm önerilerinin tartışılması ve enerji üretim teknolojisindeki yeni gelişmeler ve uygulamalar hakkında bilgi ve tecrübe paylaşımına imkan sağlaması bakımından, sektör temsilcilerini bir araya getiren önemli bir platformdur. Konferans ve fuar süresince sunulacak bildirilerin, yapılacak konuşmaların ve diyalog ortamının bu manada yararlı olacağına inanıyorum.

ICCI her geçen sene biraz daha gelişen, büyüyen ve dünyaya daha çok entegre olan Türkiye enerji sektöründeki gelişmelere paralel olarak daha fazla uzmanı, bilim adamını ve sanayiciyi bir araya getirmek suretiyle enerji alanında adeta bir “enformasyon terminali” hüviyetine kavuşmuştur. 3 gün sürecek olan konferans süresince kamudan, özel sektörden ve sivil toplum örgütlerinden katılımcıların bu enformasyon terminalinde bilgi geliştirmelerine ve paylaşımına tanıklık edeceğiz.

Konferans bildirilerinin toplandığı bu kitap, “ICCI® 2010 enerji enformasyon terminalinde” gündeme gelecek olan değerli görüşlerin toplandığı önemli bir referans belge özelliğindedir.

Bu çerçevede, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ve Çevre ve Orman Bakanlığı’nın himayelerinde, Avrupa Kojenerasyon Birliği (Cogen Europe), WADE (World Alliance for Decentralized Energy), REC (Bölgesel Çevre Merkezi), ASME (American Society of Mechanical Engineering), Türkiye Kojenerasyon Derneği, Elektrik Üreticileri Derneği, Rüzgar Enerjisi Santralleri Yatırımcıları Derneği, Hidroelektrik Santralleri Sanayi İşadamları Derneği,Türkiye Rüzgar Birliği teknik destekleriyle, Sektörel Fuarcılık tarafından düzenlenen bu konferansın ve fuarın ülkemiz enerji ve çevre sektörleri için oldukça önemli ve yararlı olduğuna inanıyor, destekleyen ve organizasyonda emeği geçen herkesi kutluyorum.

Selahattin ÇİMENICCI® 2010 Organizasyon ve Danışma Komitesi Başkanı


IV

Bir ICCI Bildiri Kitabı’nda daha sizlere merhaba demenin, bundan sonraki sayfalarda göreceğiniz birbirinden değerli uzmanların, birbirinden değerli çalışmalarını bir araya getiren bu kıymetli eserin önsözünde birkaç söz söyleyebilmenin mutluluğunu yaşayarak sizleri selamlıyorum.

Her ne kadar giriş yazısını yazmak bana düşse de; bu yazıyı okurken beni, yanımda Türkiye ve dünyanın konusunda en ünlü uzmanları ile kapınıza sizi ziyarete gelmiş bir heyetin adına o ilk merhabayı diyen bireyi olarak hayal etmenizi isterim. Bu sebeple, öncelikle ICCI ailesinin bu değerli eserine katkıda bulunan uzmanlara, bu değerli görüşlerinden ve çalışmalarından dolayı teşekkürü bir borç bilirim. Bu bildiri kitabımız sizlerin başarısıdır, sizlerin tarihe düştüğü nottur.

Evet, kitaplar ve yazılı kaynaklar sadece harfler, kelimeler, cümleler bütünü değil, aynı zamanda tarihe düşülen notlardır. İnanıyorum ki, ICCI® 2010 Bildiriler Kitabı da 2010 yılında enerji sektörümüzün tarihimize düştüğü en önemli virgüldür, nottur.

Enerji sektörümüzün geçmişini daha iyi değerlendirmemizi, geleceğimizi daha net görebilmemizi sağlayacağını umduğum elinizdeki kitap, uzmanlar tarafından uzun incelemeler sonucunda seçilmiş, konusunda en başarılı kişilerin fikirlerinin ve önerilerinin damıtılmış bir derlemesi, bir resmidir.

İnanın, eğer enerji sektörünü etraflıca resmetmek mümkün olsaydı, onu olanca genişliği ile; mikro seviyeden makro bakışına, sorunlarından çözüm önerilerine, tarihinden muhtemel geleceğine, dört boyutlu olarak bu bildiri kitabımız resmetmiş olurdu.

Dolayısıyla derinliği ile; bazen geniş bir bakış açısı, bazen dar bir alana odaklanması, renkliliği, durgunluğu, canlılığı ve çok sesliliği ile enerji sektörümüzün 2010 yılındaki en iyi resmini size sunuyoruz.

Gerek yerli, gerek yabancı uzmanlar ile, yenilenebilir kaynaklardan fosil yakıtlara, Türkiye’nin stratejilerinden küresel dönüşümlere, yapısal konulardan altyapı sistemlerine ve daha buraya sığdırmakta zorlanacağım bir çok konuyu bir araya getirebilmiş bir resim bu…

Bu sebeple, elinizdeki esere sadece bir diğer konferans bildiri kitabı olarak değil, yılın enerji kitabı, yılın enerji resmi, yılın enerji fotoğrafı olarak bakmanızı istirham ediyor, geleceğinizin de bu kitaptaki bildiriler kadar farklı, dolu ve enerjik geçmesini diliyorum. Sizleri de, önümüzdeki senelerde ICCI ailemizde görmeye ve tarihe birlikte not düşmeye davet ediyorum.

Saygılarımla

Süleyman BulakSektörel Fuarcılık Ynt. Krl. Bşk.

GİRİŞ


V

Enerji Taşımacılığı Açısından Boğazların Önemi ve Alternatifleriyle DeğerlendirilmesiA. Beril TUĞRUL

A100-H ABB’s New Turbocharger Generation For High-Speed ApplicationsA. Muaffak ÖZDİL - Thomas KNUESEL

Türkiye’de Enerji Sorunu ve Sorunun Arz Tarafından Çözümünde Gündemde Olan İki Başlık: Nükleer Enerji ve Yenilenebilir Enerji KaynaklarıAdem AYIK

Use Of Renewable Energies For Wheat Crop Production in Iran: A Case Study From Golestan ProvinceAli MOHAMMADI - Shahin RAFIEE

Enerji Koridoru ve Terminali Olarak Türkiye’nin RolüAndaç Batur ÇOLAK - Prof. Dr. Mustafa İLBAŞ

How Can A Cooling System Be Reliable and Environmentally Sustainable?Andras BACZONI - Serkan ANLAROGLU - Tolga ERCAN

Sera Gazı Beyanlarının Validasyonu ve VerifikasyonuAnıl SÖYLER

“Enerji Verimliliği Strateji Belgesi” ve Yapılması GerekenlerArif KÜNAR

Hızla Gelişen Endüstri - Enerji Depolama SistemleriAyla TUTUŞ

Hidrojen Üretiminde Yeni Nesil Nükleer Reaktörlerin StatüsüB. Gül GÖKTEPE - Tunç ALDEMİR

Atıktan Enerjiye Giden Yolda Mevcut Yasal Düzenlemeler, Karşılaşılan Sorunlar ve Çözüm ÖnerileriBeril Pınar TANDOĞAN

Karadeniz Bölgesindeki Mevcut ve İnşaası Planlanan HES Projelerinde Karşılaşılan Sorunlar ve Çözüm Önerileri Beril Pınar TANDOĞAN

High-Efficiency Combined Cycle Applications With New LM6000 Aeroderivative Gas TurbinesBülent MEHMETLİ - Edward WACEK

Dry Low Emissions Technology For LMS100 Aeroderivative Gas Turbine Bülent MEHMETLİ - Daniel LOERO - Warren FERGUSON

TSAD Projesi Kapsamında Termik Santral Çevrelerinde Bölge Isıtma PotansiyelleriCengiz GÜNGÖR

Evolution In Gas Turbine Requirements A Customer Focussed ApproachChristian ENGELBERT- Batu GÖKER

Güneş Elektriği Sistemlerinde Türkiye İçin ÖnceliklerDeniz Selkan POLATKAN

Kısa Süreli Rüzgar Enerjisi Tahminleri ve Ülkemiz İçin ÖnemiDolunay GÜÇLÜER

Challenges And Opportunities For Wind Plant Interconnections WorldwideDonna OIKARINEN - Narend REDDY - Werner ZOSKE

Evsel Kaynaklı Arıtma Çamurlarının Biyogaz Üretiminde Kullanımının DeğerlendirilmesiDurmuş KAYA - Volkan ÇOBAN - Selman ÇAĞMAN-Alptekin YAĞMUR - Mustafa TIRIS - Fehmi AKGÜN

1-4

5

6-12

13-17

18-21

22-25

26-29

30-31

32-36

37-40

41-44

45-49

50-51

52-53

54-57

58-62

63-66

67-76

77-81

82-85

İÇİNDEKİLER / INDEX


VI

Dünyada Biyoyakıtlara İlişkin Kamu PolitikalarıE.Emrah HATUNOĞLU - Kubilay KAVAK

Enerji Sektöründe Proje Lojistiği Uygulamaları: Türkiye için Bir Vaka ÇalışmasıEmre ELDENER - Prof. Dr. Okan TUNA

Konya İlinde Biyogaz Üretim Potansiyeli Araştırma ProjesiErdal BAŞTAN - Nuri KUNT - Hülya ŞEVİK

Atık Yağların YönetimiDr. Erol METİN - Aydın ÖZBEY

Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Etkin KullanımıFahrettin TANINMIŞ

Enerji Yatırımlarında Risk ve YönetimiFaruk DAĞLI

Elektrik BorsasıAv. Fatma ÇİFTLİK

Buhar Türbinli Kojenerasyon Sistemler ve Şeker Sanayinde Kullanım TarihçesiFerit LEBLEBİCİ

Atık Geri Kazanım Sisteminde “Sıfır Atık” Yaklaşımı: Türk Telekom ÖrneğiGülşen NİŞLİ

Enerji Şartı Antlaşması Çerçevesinde Uyuşmazlıkların ÇözümüH. Ercüment ERDEM

Heat Rate Improvement And Emission Reduction In A PC-Fired Boiler Via Combustion OptimizationHarun BİLİRGEN

Serbest Olmayan Elektrik Tüketicilerinde RekabetHasan Gökalp CİNBİŞ-Feza CARLAK

TSAD Projesi Kapsamında Atık Enerji ve Termik Santrallerin Atılan Enerji Potansiyelleri Yar. Doç. Dr. Hasan Hüseyin ERDEM

Türkiye’nin Jeotermal Kaynak Zenginliği, Yatırım Olanakları, Uygulamalar, Sorunlar ve Çözüm Önerileriİbrahim AKKUŞ

Endüstriyel Fanlarda Enerji Verimliliğinin Artırılmasıİbrahim ÇAKMANUS -Tuğba AKPINAR

Kömür-Enerji-Çevre Üçgeninde “Linyit Swot Analizi”Dr. İlker ŞENGÜLER

Gönüllü Emisyon Ticareti’nden Türkiye’nin Kazanımlarıİzzet ARI

Combined Heat And Power (CHP): A No-Brainer Contribution To Energy Costs Control, CO2 Emissions Reduction and Energy SecurityJayen VEERAPEN

Rüzgar Santrali Projelerinde Proje FinansmanıKazım ŞAFAK

Ecologically Sound Applications Of GE’s Jenbacher Engines and Latest Developments on The J624 EngineKlaus PAYRHUBER -Martin SCHNEIDER

Rüzgar Türbini Üretiminde Kompozit UygulamalarKubilay ALPDOĞAN

86-90

91-93

94-100

101-105

106-109

110-112

113-114

115-118

119-123

124-128

129-131

132-135

136-140

141-144

145-147

148-151

152-154

155-156

157-158

159-160

161-165


VII

2012 Öncesi ve Sonrası Gönüllü Karbon Projelerinin RolüLale ÇAPALOV

Güneş Enerjisi Sektörü ve Fotovoltaik Sistemlerin Şebekeye BağlantısıLevent GÜLBAHAR - İsmail Hakkı KARACA

Yenilenebilir Enerji Yasa Tasarısı ve Çevre Mevzuatı Çerçevesinde, Atık ve Gazlarından Enerji Üretimi ve Politika ÖnerileriM. Ata CEYLAN

Photovoltaics Versus Concentrated Solar PowerDr. Martin STICKEL-Sebastian PETRETSCHEK

21. Yüzyılın Enerji Yönetimi: Akıllı ŞebekelerMehmet İMERYÜZ

Enerji Verimliliğinde Isı Yalıtımının Rolü ve XPS ile Optimum ÇözümlerMeltem YILMAZ

Turkey’s Energy Mix and Pipeline PoliticsDoç. Dr. Mert BİLGİN

Management of Distributed Energy ResourcesMete TAŞPINAR

AB Temiz Enerji DirektifleriMetin ATAMER

Grid Connection Of Renewable Energy Miguel SOBRAL - Andrew JONES

Hidrojen Enerji Teknolojileri Projeleri ve Unido-IchetMustafa HATİPOĞLU

The Role of Natural Gas Sector In Turkish Energy SectorMuzaffer ERTÜRK

Hidrolik Türbinlerin Verim Artışlarındaki Fayda AnaliziMücahit SAV -Yrd. Doç. Aydın ÇITLAK

Enerji Tesisleri İçin Gerekli Olan Taşınmazların KamulaştırılmasıNeşe LEBLEBİCİ

Flexible Power For Modern GridsNiklas WÄGAR

Enerflex’s Sustainable and Profitable Energy Solutions - Polygeneration Norman HOOGEVEEN

Petrol Fiyatlarının Doğal Gaz Fiyatları Üzerindeki Etkisi: Türkiye İçin Fırsatlar ve Tehditler Okan YARDIMCI-Prof. Dr. Volkan Ş. EDİGER

Yenilenebilir Enerji Sekteründe Lojistiğin Yeri ve Önemi Olgun HACIALİOĞLU

Where Does “Waste-To-Energy” Business Stand Within Energy and Renewable Energy Market?Turkey – Case Study Osman TÜRKMEN

Hidroelektrik Santraller İçin Saatlik Elektrik Üretim Tahmin Modeli Ozan KORKMAZ-Ahmet Cihat TOKER-Mehmet KÜÇÜKBEYCAN-Derya ALYAMAÇ

Solar Power Plants From Idea of Investment to Realization Ömer Cihan KARAHAN

166-168

169-173

174-176

177-180

181-183

184-188

189-191

192-193

194-195

196-199

200-203

204-206

207-209

210-213

214-216

217-220

221-225

226-228

229-233

234-237

238-240


VIII

Hastanelerde Kojenerasyon Uygulamaları Özay KAS

Özel Enerji Yatırımlarının ve Özelleştirme’nin Neresindeyiz? Özkan AĞIŞ

Türkiye’nin Uzun Dönem Tepe Yük Talebinin Tahmin Edilmesi Pelin GİREP - Melis BİLGİÇ - Merih Aydınalp KÖKSAL - Derek K. BAKER

Turbine Evaluation Based On IRR Calculation for Windfarm Development & Importance of MicrositingDr. Rüçhan HAMAMCI - İsmail KURIŞ - Ertan KIRAN

Risk Management Considerations for Renewable Energy Sandra Tvarian STEVENS

Türkiye Enerji Sektöründe Büyüme İle İstihdamın İlişkisi ve Gelecek İçin Projeksiyon Selami BALCI - Prof. Ümit Doğay ARINÇ - Serkan KELEŞER - Hüseyin BULUNDU

Rehabilitation & Full Repowering Of 2x150 MW EÜAŞ Ambarli Fuel-Oil Plant Units 4&5 By Conversion to 2x410 MW Duel Fuelled Combined Cycle Power Plant An EPC Contracting Challenge Serdar ERKAN

Technical Due Diligence of Hydropower Projects in TurkeyDr.-Ing. Stephan HEIMERL - Dr.-Ing. Ronald HASELSTEINER - Dr.-Ing. Beate KOHLER

Rüzgar Ölçümlerindeki Teknik ProblemlerSunay ATASEVEN - Barış AĞIR

HES Projelerinde ÇED Süreci ve İptal Davaları Av. Süleyman BOŞÇA

Sugözü Enerji Santrali – Sürdürülebilir Enerji Üretim Modeli Şeref HACIOĞULLARI - Gülben Gülcan PEHLİVANZADE

Atıkların Gazlaştırılmasına Dayanan Elektrik Üretim Teknolojisi Dr. Tamer TURNA

The Importance of Voluntary Carbon Market in Turbulent Times of NegotiationsThomas CAMERATA

Reduced Environmental Impact With Engines Thomas STENHEDE

Geothermal Exploration in TurkeyUmut Destegül SOLAROĞLU - Özgür Çağlan KUYUMCU

Doğalgaz Ticareti ve Avrupa Gaz “HUB”ları Volkan Özdemir

Asfaltitin Sıvılaştırılması Sonucu Elde Edilen Ham Petrolün Değerlendirilmesi ve Diğer Ham Petrol Örnekleriyle Karşılaştırılması Yasemin İLHAN - Murat AYTEKİN

Küresel Ekonomik Kriz Sonrasında Enerji Piyasalarında Gelişim ve Oluşumlar Yavuz AYDIN

Türkiye Elektrik ve Doğal Gaz Piyasalarında Liberalleşme Uygulamalarının Değerlendirilmesi Yeşim AKCOLLU

ETKB 2010-2014 Dönemi Stratejik Planı Perspektifinde Türkiye Enerji Politika ve Stratejileri Zekiye ÖZKUL

241-242

243-244

245-248

249-251

252-255

256-259

260-263

264-266

267-268

269-272

273-275

276-280

281-282

283-284

285-287

288-291

292-295

296-297

298

299-304

BİLDİRİLER KİTABIPROCEEDINGS BOOK

1

K

ENERJİ TAŞIMACILIĞI AÇISINDAN BOĞAZLARIN ÖNEMİ VE ALTERNATİFLERİYLE DEĞERLENDİRİLMESİ

A. Beril TUĞRULİstanbul Teknik Üniversitesi - Enerji Enstitüsü

Özet Çağımızda, ülkelerin önemli sorununun; enerji temini olduğu söy-lenebilir. Ancak, halihazırda dünya enerji kaynakları arasında başat rol üstlenmiş olan petrol ve doğal gaz; dünyanın belirli bölgelerinde, büyük miktarlarda bulunmaktadır. Dolayısıyla, enerji gereksinimi yüksek olan ülkeler için enerji kaynaklarına ulaşım önde gelen ereklerdendir. Orta Asya’dan ve/veya Kafkaslardan enerji kaynağı talebi giderek artarken, dar su yolu niteliğindeki geçiş bölgesi olan boğazların gereksinimleri karşılayabilmesi çevre açısından sorunlu görünmektedir. Bu çalışmada, boğazlar, bugüne kadar yaşanan olaylar da göz önüne alınarak incelenmektedir. Boğazlara alternatif olarak önerilen ve/veya gündeme gelen güzergahlar tanıtılmakta ve farklı boyutlarıyla incelenmektedir. Her bir alternatif, jeopolitik ve çevresel kriterler bağlamında ele alınarak ayrı ayrı değerlendirilerek irdelenmektedir.

1. GirişDünyada, halihazırda belirli enerji kaynakları emre amadelik bağlamında öne çıkmaktadır. Bunlar arasında; fosil yakıtlar başta gelmekte ve enerji üretimindeki yerleri göz ardı edilemeyecek boyutlara varmaktadır [1,4]. Burada, emre amadelik ile, gece gündüz ve mevsimsel zaman farkı tanımadan temin edilebilen ve enerji üretilebilen enerji kaynakları kastedilmektedir. Fosil yakıtlar içinde de; çıkarımı, taşınımı ve kullanımı açısından petrol ve doğal gaz ayrı bir öneme sahiptir ve giderek de önemlerini artırdıkları söylenebilir.

Bu bağlamda, ülkelerin belki de en önemli sorunu; enerjinin yeterli, güvenli, zamanında ve kesintisiz olarak teminidir denebilir. Ancak, halihazırda dünya enerji kaynakları arasında başat rol üstlenmiş olan petrol ve doğal gaz, dünyanın belirli bölgelerinde, büyük miktarlarda bulunmaktadır. Dolayısıyla, özellikle enerji gereksinimi yüksek olan ülkeler için enerji kaynaklarına ulaşım önde gelen amaçlardan biri olmaktadır.

2. Dünya Enerji DurumuEmre amade kaynaklardan olan petrol için Orta Doğu ve Kafkasya önemli rezerv bölgeleri durumundadır. Doğal gaz için ise önemli rezerv bölgeleri Orta Doğu ve Avrasya olmaktadır. Petrol rezerv bölgelerine ilişkin bir harita-grafik Şekil 1’de ve doğal gaz rezerv bölgelerine ilişkin harita-grafik ise Şekil 2’de görülmektedir [5,6].

Şekil 1 ve Şekil 2 incelendiğinde görülmektedir ki; petrol ve doğal gaz rezervlerinin dünyadaki dağılımları homojen değildir. Bir başka deyişle, tüm dünya ülkelerinin gereksinimi olan petrol ve doğal gaz belirli bölgelerde yer aldığından bu durum, dünya enerji politikalarını doğrudan ilgilendirmektedir.

Şekil 1. Dünya petrol rezervleri dağılımı.

Şekil 2. Dünya doğal gaz rezervleri dağılımı.

Öte yandan, Orta Asya ülkelerinin enerji kaynağı bölgesi olarak giderek önem kazanacağı söylenebilir. Nitekim, gelecek projeksiyonu içinde Orta Asya ülkeleri için öngörülen gelişim Şekil 3’te görülmektedir [7].

Dünya enerji ihtiyacına bakıldığında ise, enerji gereksiniminin en yüksek olduğu ülkelerin gelişmiş ülkeler olduğu gözlenmektedir. Şekil 4’te kişi başına enerji tüketimi görülmektedir [5].

Enerji gereksinimi yüksek gelişmiş ülkelerin coğrafi konumları ile Şekil 1 ve Şekil 2’deki petrol ve doğal gaz rezerv bölgelerinin ayrı bölgeler olduğu hemen kendini göstermektedir. Dolayısı ile özellikle petrol ve doğal gaz bölgelerinden bu enerji kaynaklarına büyük gereksinim bölgelerine enerji kaynaklarının nakledilmesi sorunu ortaya çıkmaktadır.


2

BP

3. Enerji Nakil Yolları ve BoğazlarBurada, Avrasya içinde önemli bölgeler Orta Asya ve Kafkasya olmaktadır. Ancak, Orta Asya’nın açık denizlere kıyısı bulunmamaktadır. Kafkasya’nın ise, ana ticaret yolları bağlantısına, bir başka deyişle Akdeniz ve Okyanuslara çıkış bağlantılarına gereksinimi bulunmaktadır. Bu ise, taşınma ve nakil sorunlarını gündeme getirmektedir. Bu bağlamda, emre amade enerji kaynakları için halihazırda, özellikle petrolün taşınmasında, deniz taşımacılığı önde gelmektedir. Şekil 5’te Orta Asya’dan çıkışlar görülmektedir [8].

Görüldüğü üzere, batıya yönlenme bağlamında, Orta Asya ve Kafkaslardan Karadeniz yolu ile Akdeniz’e çıkış bu bağlamda önem taşımaktadır. Dolayısıyla, Orta Asya’dan ve Kafkaslardan petrol taşımacılığında boğazların ayrı bir yeri bulunmaktadır. Ancak, son yıllarda, boru hatları ile taşımacılık da öne çıkan bir çözüm oluşturmaktadır. Bununla beraber Orta Asya’dan Akdeniz’e çıkış için önemli bir seçenek, halen boğazlar olmaktadır.

Enerji kaynağı talebi giderek artarken, dar su yolu niteliği taşıyan ve zor bir geçiş bölgesi olan boğazların tüm gereksinimi karşılayabilmesi çevre açısından da sorunlu görünmektedir. İstanbul ve Çanakkale Boğazlarına ilişkin geçişlere ilişkin bir istatistik Tablo 1’de ve kaza şartlarına ilişkin bir istatistik de Tablo 2’de verilmektedir [9]. Bugüne kadar Boğazlarda meydana gelen büyük bir kaza, katastrofik kaza olarak nitelenen ve 1979 yılında meydana gelen Independenta kazası olup, 95.000 ts sızıntı meydana gelmiş olduğu rapor edilmiştir [9]. Görüldüğü üzere, Boğazlar büyük enerji taşımacılığı için kritik su yolu olarak nitelenebilecek durum arz etmektedir.

Şekil 3. Orta Asya ülkelerinde petrol üretimine ilişkin gelecek projeksiyonu [7].

Şekil 4. Kişi başına enerji tüketimi [5].

Şekil 5. Orta Asya ve Kafkasya’dan enerji çıkış yolları [8].

Tablo 1. İstanbul ve Çanakkale Boğazlarından Yıllara Göre Geçişler

Yıllar İstanbul Boğazı Geçişleri Çanakkale Boğazı Geçişleri

1940 4100 (civarında) -

1945 7500 (civarında) -

1980 25000 (civarında) -

1995 46954 35460

1996 49952 36198

1997 50942 36543

1998 49304 38777

1999 47906 40582

2000 48079 41561

2001 42637 39249

Bu bağlamda, Akdeniz’e çıkış için boğazlara önerilen bazı alternatifler söz konusu olduğu gözlenmektedir. Boğazların dışında Akdeniz’e çıkış için birkaç alternatif bulunmaktadır. Bunlar; � Samsun-Ceyhan hattı � Kıyıköy-İbrikbaba (Saros Körfezi) hattı� Burgaz-Dedeağaç hattı� Burgaz-Adriyatik hattı

Tablo 2. İstanbul ve Çanakkale Boğazlarından Yıllara Göre Meydana Gelen Kazalar

Yıllar İstanbul Boğazı Çanakkale Boğazı Toplam

1950-1960 15 01 16

1960-1970 43 25 68

1970-1980 39 20 59

1980-1990 112 43 155

1990-1995 168 08 174

1995 04 12 16

1996 07 10 17

1997 13 05 18

1998 30 07 37

1999 14 08 22

2000 09 08 17

2001 20 09 29


3

K

olarak sayılabilir. Söz konusu alternatif yollar Şekil 6’da görülmektedir [4,10]. Bu alternatiflerin değerlendirmesini, dünya konjonktürü de göz önüne alınarak ayrı ayrı yapmak yerinde olacaktır.

Bir alternatif; Samsun-Ceyhan hattıdır. Türkiye tarafından etkin bir şekilde hayata geçirilmek istenen bir alternatiftir. Aynı zamanda Ceyhan’ın enerji terminali olmasına önemli katkıda bulunacak bir alternatif durumundadır. Zira, Bakü-Tiflis-Ceyhan hattı ve de Kerkük Yumurtalık hattı ile beraber düşünüldüğünde, Ceyhan’ın konjüktürel önemini pekiştirmektedir. Bu bağlamda, Türkiye için avantaj gibi görünmektedir.

kazanmasından sonra ve özellikle Makedonya’nın bölgedeki durumunu güçlendirmesinden sonra düşünülebilecek önemli bir hat gibi görünmektedir.

Son bir alternatif de, Orta Asya ve Kafkasya’dan Doğu Akdeniz bağlantısıdır. Bu yol, şimdilik Orta Doğu’dan Akdeniz’e çıkış olarak kullanılması düşünülmektedir. Bununla beraber, dolaylı olarak Boğazların bir alternatifi olarak düşünülebilir. Bir başka deyişle, Doğu Akdeniz’e çıkış, bu şekilde de sağlanabilir. Fazla olarak, bu hattın Kızıldeniz’e çıkması da sağlanabilmesi söz konusudur.

4. SonuçSöz konusu alternatifler göz önüne alındığında halihazırda Boğazlar yoluyla Akdeniz’e çıkış, en klasik çözüm durumundadır. Dolayısıyla boğazların önemi yadsınamaz şekilde devam etmektedir. Ancak, artan deniz trafiğini; su yolu olarak, dünyanın zor geçiş noktalarından biri olan İstanbul ve Çanakkale Boğazlarının kaldırabileceği şüpheli görünmektedir.

En azından, bu su yolu, belli gross tondaki tankerlerin geçişi için uygundur denebilir. Yine de senelerdir, bu yol; bazı istenmeyen olaylar yaşanmış olsa da, arta giden kapasitesiyle taşıma yolu olarak önemini sürdüre gitmektedir. Bununla beraber, tüm Orta Asya’nın Karadeniz yoluyla Akdeniz’e çıkışını tek başına karşılayabilecek bir alternatif olarak düşünülmesi zor görünmektedir.

Kaynaklar[1] TUĞRUL, A.B., “Türkiye’nin Enerji Açılımları”, “15. Uluslararası

Enerji ve Çevre Konferansı ICCI-2009”, İstanbul, 13-15 Mayıs 2009, Bildiri Kitabı s: 15-17.

[2] TUĞRUL, A.B., “Enerji Politikaları İçinde Doğal Gaz”, II. Doğal Gaz ve Enerji Yönetimi Kongresi, Bildiri Kitabı, 16-19 Eylül 2003, Gaziantep, Bildiri kitabı s: 100-111.

[3] TUĞRUL, A.B., “Türkiye’de Yeni ve Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Enerji Politikaları İçindeki Yeri”, Yeni ve Yenilenebilir Enerji Kaynakları Sempozyumu, Kayseri, 3-4 Ekim 2003, Bildiri Kitabı s:319-324.

[4] TUĞRUL, A.B.,, “Orta Asya’daki Mevcut ve Muhtemel Enerji Projeleri ve Türkiye’nin Bu Projelerdeki Yeri”, Orta Asya’da Değişen Dengeler ve Türkiye Sempozyumu, SAREM, 2009.

[5] BP Statistical Review of World Energy, 2008.[6] BP Statistical Review of World Energy, 2007[7] Politics of Ecology, Energy, and Land Use, May 2004.[8] MALEKİ, N., Energy Pipelines in Eurasia, Maps of the New

Silk Road, 2009.[9] ER, Z., “Dar Su Yolları İçin Radyasyon izleme Tekniği İle Atık

Debi Analizinin Yeni Bir İncelemesi”, İ.T.Ü. Enerji Enstitüsü, Doktora Tezi, Ocak 2005.

[10] SADLER, D., A Quiet (election) War in Ukraine, 2004

SummaryIt can be said that the most important problem for the countries, is supplying the energy with the availability, securely, sustainable and continuously. Forever, petrol and natural gas reservoirs which are premier energy sources are placed in the world essentially in two places with the huge amounts. Therefore, it is the indispensable subject to reach the essential energy resources for the developed countries. Middle East and Caspian have the first priority for petrol supplying, but the Eurasia and Middle East have for natural gas. At the present time, maritime transport has preferred especially for

Ancak, dünya konjüktürü açısından, Orta Doğu’da sıcak çatışmaların yaşandığı bölgelere yakın olan böylesi bir coğrafi noktaya, böylesi ağırlık kazandırılması çok da uygun görülmemektedir. Ayrıca, Rusya Federasyonu; Samsun-Ceyhan hattının hayata geçirilmesinin, kendisinin etkinliğini azaltıcı bir alternatif olarak görmekte ve de çok sıcak bakmamaktadır. Bununla beraber, bu yıl içinde Rusya Federasyonu ile bu hat konusunda prensip birliğine varılabildiği ifade edilmektedir.

İkinci bir alternatif, Türkiye sınırları içinde Trakya’dan geçen hat olan Kıyıköy-İbrikbaba (Saros Körfezi) hattıdır. Bu alternatif, Türkiye tarafından, Saroz Körfezi’nin durumu ve büyük tonajlı tankerler için oluşturulacak liman ve terminal bağlamında fazla itibar görmemektedir.

Buna karşın üçüncü bir alternatif olarak Türkiye sınırları dışında Trakya’dan geçirilebilecek hattır. Bu hat, Burgaz-Dedeağaç hattı olup, yapımına başlanmış bulunmaktadır. Burgaz-Dedeağaç hat-tının yapılması, Akdeniz’e çıkışta Türkiye’nin bay-pas edilmesi anlamına gelmektedir. Ancak, bu hattın büyük yük kaldırabilmesi şüpheli görünmektedir. Zira, Doğu Karadeniz’e gelen enerji kay-nağının, önce batı Karadeniz’deki Burgaz’a bir şekilde taşınması, sonra boru hattına basılması, sonra Dedeağaç’dan tekrar deniz yolu ile taşınması söz konusu olacaktır. Fazla olarak, Dedeağaç bağlantılı şekilde Ege denizi üzerinden, büyük miktarlarda taşımacılık, boğaz trafiğine ilaveten çok da uygun görünmemektedir. Yunanistan açı-sından da, turizmi negatif yönde etkileyecek bir alternatif olarak kendini göstereceği söylenebilir.

Bir alternatif de Burgaz-Adriyatik hattı olmaktadır. Bu hat batı Avrupa bağlantısı açısından önemli görünmektedir. Ancak, Balkanlarda belirsizlikler ve istikrarsızlıklar söz konusudur. Balkanların istikrar

Şekil 6. Enerji hatlarının Akdeniz’e çıkışı için alternatif yollar [10].


4

BP

petrol transportation. So, the petrol must be reaching the sea ports firstly. So the Bosporus and Dardanelles have a special importance for passing through Black Sea to Mediterranean. However, pipelines can be also used for the petroleum and natural gas transportation recently. But, still the sea transportation has remained the importance. In the other hand, the demand increases for the Eurasian petrol, but Bosporus and Dardanelles which are narrow water route, have not being enough for supplying the demands. In this study, the Bosporus and Dardanelles are evaluated with their importance and transportation capacity. Different alternative ways are investigated in detailed. Each alternative evaluated with geopolitics and environmental criteria. The alternative routes are count as namely; Samsun Ceyhan pipeline route, Kıyıköy-İbrikbaba (Saros Bay) pipeline route, Burgaz-Dedeağaç pipeline route and Burgaz-Adriyatik pipeline route which they are evaluated separately. Some of them still is being constructed. Consequently, it can be said that, Bosporus and Dardanelles are the classic, but safe solution for going Mediterranean from Eurasia through the Black Sea in the in view of politics. Therefore, the importance of this water route is continued its importance undeniably. But, in the reality, this way is a narrow water way and has some troubles with the increasing demands environmentally.


5

A100-H ABB’S NEW TURBOCHARGER GENERATION FOR HIGH-SPEED APPLICATIONS

Thomas KNUESELABB Turbo Systems Ltd.

A. Muaffak ÖZDİLABB Elektrik San. A.Ş.

AbstractOperators of diesel and gas engines are facing increasingly severe economic and ecological challenges. On the economic side, the current recession has only interrupted the upward trend in fuel prices, while on the ecological side engines in all areas of application - marine, stationary and mobile - are subject to progressively stringent global and local emissions regulations. As well mandatory limits on noxious emissions, especially oxides of nitrogen (NOx), most nations are also committed to reducing emissions of greenhouses gases, including carbon dioxide, which is a further incentive to reductions in fuel consumption. At the same time, engine builders continue to pursue, and their customers expect, progressive enhancements to power density and response to load changes.

In developing its new A100 generation of high efficiency axial and radial turbochargers covering a full spectrum of slow, medium and high speed diesel and gas engines, ABB Turbocharging has taken full account of these needs. The resulting turbochargers represent an enabling technology of improvements in all the vital areas of engine performance – power, emissions, fuel efficiency, reliability and operational safety. Likewise, major product objectives covered the equally important area of total cost of ownership in terms of both first costs and service friendliness.

The presentation from ABB Turbocharging outlines the development process of the new A100 turbocharger generation and details their features and benefits, focusing particularly on the H-suffix versions for high speed engines and their applications.


6

TÜRKİYE’DE ENERJİ SORUNU VE SORUNUN ARZ TARAFINDAN ÇÖZÜMÜNDE GÜNDEMDE OLAN İKİ BAŞLIK:

NÜKLEER ENERJİ VE YENİLENEBİLİR ENERJİ KAYNAKLARI

Adem AYIKDanışman

ÖzetGeçmişten bugüne yaşanmakta olan, büyük ekonomik ve politik krizler, emisyonlardan ve atıklardan ötürü dünyayı tehdit eden çevre sorunları, bir gün bitecek olan konvansiyonel enerji kaynaklarına alternatiflerin stratejik olarak şimdiden düşünülmesinin gerekliliği, dışa bağımlılıklarla ekonomik olarak taşınamayan enerji faturaları ve bazılarınca enerji savaşları olarak adlandırılan “gerginlikler”, enerji konusunun her zaman var olacak önemli rolünü karar vericilere sert bir şekilde “hissettirmektedirler”. Enerji konusunda büyük ölçüde dışa bağımlı, fakat Üretim Ülkesi Türkiye’nin karar vericilerinin de, kalıcılık ve sürdürülebilirlik adına, AB ve Kyoto yolundaki adımların, zamanı kısıtlayıcı baskısı altında, durumu detaylıca analiz etmeleri, sağlam stratejiler belirleyip, doğru karar ve tedbirler almaları gerekmektedir. Sorunun çözümü için, arz noktasında düşünülen iki önemli çözüm de; YEK’ler ve Nükleer Enerji olmuştur. Bu çalışma ile, stratejilerin belirlenmesi yolunda fikir jimnastiği yaparak, ülkenin tüm kesimlerindeki karar vericilere yardımcı olabilmek ve topluma sorunun görülmesi için ışık tutmak adına, bu iki çözüm hakkında politik, çevresel ve ekonomik açıdan global ve yerel bir durum analizi sunmak hedeflenmiştir.

2008 sonunda başlayan ve tüm dünyayı sarsan ekonomik krizle birlikte, dünya ülkelerinde ve toplumlarında karar verme yetkisi olanlar, bir anda bu kriz ve sonuçlarıyla ilgilenmeye başlamışlardır. Krizin hemen öncesinde, özellikle de ekonomisi sanayiye ve üretime dayalı ülkelerde önemli ve çözülmesi gerekli olan sorunlar, yani artan enerji fiyatları, büyüyen çevre sorunları ve ülkeler arası enerji gerginlikleri üzerine tartışmalar, bu “büyük krizin” şoku ve

belki de, bir anda düşerek bu konuda karar vericilere nefes alma şansı yaratan, düşen enerji fiyatlarının etkisi ile, geçici de olsa rafa kaldırılmış gibi görünmektedirler.

Ülkemizde de 2007’den bu yana ve bu son kriz sürecinde, kendi iktisadi ve ekonomi hedeflerimizin sürdürülebilmesi yolundaki so-runlarımızın çözümünde önemli iki nokta olan sosyal güvenlik ve enerji üzerine düşünmek ve bu konuda sağlıklı ve işe yarar tartışmalar yapmak ve de strateji ve önlemler geliştirmek yerine, kamuoyu, “belki de” boşu boşuna ve enerjimiz verimsizce harcanarak, IMF’den “ne kadar para gelecek?” tartışmalarına maruz bırakılmıştır.

İlk etapta, kriz öncesinde nereye gideceği tahmin edilemeden hızla, en yüksek 150,- USD’lara yaklaşan ve krizle 25-30 USD’lara düşen fiyatların, zamanla ve hızla toparlanarak, ilk evrede (Mart 2010) 80 USD’lara çıkması bile, yaklaşmakta olan sorunun bir ayağı olan ekonomik tehlikeler noktasında, dünyadaki karar vericilerin, sorunu enselerinde hissetmeleri için gerekli büyüklüğe fazlasıyla sahiptir (Şekil 1 ve Şekil 2). Son olarak, Kopenhag’da birçoğuna göre fiyasko ile sonuçlanan, gelişmiş ülkelerin sorunu bir sonraki toplantıya ötelediği, konunun çevre ayağında ise bu kriz ve düşen fiyatlar süreci bile bir suni teneffüs imkanını “sağlayamamıştır”. Sözüm ona düşen üretime paralel olarak emisyon değerleri çok düşmemiştir ve tehlike çanları hala, hatta sesi yükselerek çalmaktadır.

Sorunun politik ayağında ise bazı gelişmiş ülkeler ve AB gibi birlikler, bu krizi enerji alanında bir şeyleri düzenlemek için fırsat olarak

Şekil 1. Üç yıl içindeki aylık fiyat hareketleri. Şekil 2. 1997-2009 arası ortalama yıllık fiyat gelişimi, (OPEC).


7

görürken, bazı devletler ise krizin etkilerine bakmaktan, bu konuyu ya daha raftan bile almamışlar ya da rafa geri koyarak konuya bir ara vermişlerdir. Enerji krizleri için, kimilerince Şekil 3’te de yer alan 1970’lerdeki gibi bir savaş tehlikesi ve devamında İran’daki gibi rejim değişimleri, yok gibi görünse de, yine o zamanki gibi şu an da dünya rezervlerinde petrolün % 70’ine, doğalgazda da % 40’ına sahip, “stratejik elips” [1] diye adlandırılan Ortadoğu’da devam etmekte olan gerilimlerin nelere gebe olabileceğini ve bunların da, örneğin enerjide nelere sebep olabileceğini, aslında şimdi, bu kriz ortamında kimse düşünmek bile istememektedir. Ama dünyada enerji sorunun modern anlamda belki de miladı 1970’lerdeki bu kriz döneminde, bir anda misli-misli artan petrol fiyatları, ortaya çıkan siyasi ve ekonomik kaos ortamı, enerji gerilim ve savaşları ve de bu konuda ülkeler arasında yapılan anlaşmalarda kendini gösteren güç oyunları unutulmamalıdır. Bu noktada konumun önemi üzerine şu anda var görünen “kısa süreli unutkanlıktan” bir an evvel çıkmak için, bir bilgi tazelemesi yapmak ve devamında çözüm için; arz kısmında dünyada ve ülkemizde var olan iki alternatif ana başlıkta, ülkemizdeki durum doğrultusunda bu yukarıdaki üç perspektiften, bu çalışmanın içinde bulunduğu imkanlar çerçevesinde analize çalışmak faydalı olacaktır. Bu kapsamda, dünyadaki genel durumun, mevcut eğilimlerin, ülkemizdeki genel durumun ve bu iki alternatifin net görünümlü bir fotoğrafı çekilmeye çalışılacaktır.

Çevresel ve ekonomik boyuttan dünyanın ve Türkiye’nin enerjideki durumu Tablo 1’de sunulmaya çalışılmıştır. Dünya 1973’lerdeki toplam 6.000 (Mtoe)’lik TPES (toplam primer enerji tüketiminin ham petrol cinsinden hesaplanması) değerlerinden, 2006’daki iki misli, yani 12.000 (Mtoe)’lik TPES değerlerine ulaşmıştır. IEA (Uluslararası Enerji Ajansı) ve BP gibi kurum ve kuruluşlarca yapılan araştırma, analiz ve oluşturulan uzun vadeli enerji senaryolarında, şu an 7 milyara yaklaşan dünya nüfusu 2050’de 9 milyarlara çıkacaktır. Buna Türkiye gibi ekonomisi büyümekte olan birçok ülkede, gelişen sanayi, trafik ve konutlardaki tüketime paralel olarak artan enerji talebi yanında, toplumların artan refah düzeylerine paralel olarak enerji tüketiminde artış eğilimleri eklenince enerji talebi çok artacaktır. Bu arz-talep senaryolarında fosil yakıtlar, bugünkü önemli payını korurken, bazı senaryolara göre gazda, bazılarına

göreyse temiz ve verimli teknolojiyle kömürde bir artış olacaktır. ABD+Kanada+Avrupa+Asya Pasifik’ten oluşan blok, şu an bile petrolde % 72 tüketime karşılık % 9 rezerve, gazda % 60 tüketime karşılık % 14 rezerve ve de kömürde % 88 tüketime karşılık % 65 rezerve sahiptir.

Kimi uzmanlara göre 2050’ye kadar fosil ve konvansiyonel kaynakların önemli ölçüde azalacağı, hatta petrolün biteceği kaygıları vardır. Şu anda bilinen güvenli rezerv bilgilerine göre 2000’li yıllarda görünen, petrolde 42 yıllık, gazda 60 ve kömürde 133 yıllık ömürlerdir[2]. Uzun vadede buna dikkat edilmelidir, hatta bu durum bugün bile petrolü çıkaranlarca da bilindiğinden, mevcut enerji siyaset ve stratejileri bu faktöre göre de şekillenmektedir. Ama burada en az bunun kadar önemli olan nokta, konvansiyonel kaynaklarda yaşanan “kaynak milliyetçiliği” [3] ve bu kapsamda, fosil yakıtın ortalama % 80’inini üreten bu ülkelerde arzın talebe cevap verebilmesi için gerekli olan, örneğin yeni kuyular açılması konusunda gereken milyarlarca dolarlık yüksek yatırımları yapmak istememeleridir.

OPEC Başkanı bir demecinde “ham petrolün varil fiyatının 70 doların altına inmesi halinde yatırım yapamadıklarını” [4] belirterek, fiyatların normal koşullarda minimum seviyelerine bir bakış açısı getirmiştir. Bu süreçte yaşanan başka dikkati çeken gelişmeler de olmaktadır. Rusya ve Ortadoğu’da fosil yakıtların, Shell, BP, Mobil ve Total gibi global ekonominin Top10 listesindeki şirketlerden, en bilinen GAZPROM gibi milli şirketlerin kontrolü altına geçmesi ile başlayan ve çevre bilincindeki artışla olan süreçte yaşanmaktadır. Örneğin Shell’in büyük hissedarlarından birisi Greenpeace olurken, BP’nin bugün ve gelecek planlarında yenilenebilir enerji (özellikle rüzgar ve güneş) ve CCS (Karbon tutma ve depolama) önemli bir yere sahiptir. Öyle ki, BP bugün Amerika’da bilinen en büyük (5.050 MW’lık) rüzgar çiftliği projesine sahiptir. Tabi ki bunda, bu kaynak milliyetçiliğinin ve fiyat istikrarsızlığının sonuçları yanında maliyetlerin ve çevresel baskıların da rolü vardır. Günümüzde bu sebeplerle, oluşan enerjide kaynak çeşitliliği yapmanın gerekliliği düşüncesi de önemlidir ve adında petrol olan ve zihinlere öyle kazınan BP örneğindeki gibi, Areva gibi bir nükleer devinin bile YEK’e yatırım yapmış olması ve ileriye dönük projeksiyonlarında da toplam gelirlerinin üçte birini bu alandan görmesi, ilgi çekicilikten öte bir durumdur[5].

Şekil 3. Ham petrol fiyatları ve gelişmeler (1861-2008), (BP Statistical review of world energy-2009).


8

Yukarıdaki fiyat grafiklerden de anlaşılacağı gibi, durmadan değişen ve artan, özellikle de Türkiye gibi enerjide dışa bağımlı ülkelerin ve sektörlerin bütçe ve planlarında, döviz kurlarının da eklenen etkisiyle büyük ve tehlikeli açıkların, hatta “çöküşlerin” sebebi olan enerji fiyatları ve bu değişimlerde yaşanan “dengesizlikler”, bu konumdakilerin ekonomik ve politik olarak yurtdışına bağımlılığını perçinlemektedir.

Günümüzde kamuoyunda önemli bir yer bulan ve konunun, tedbir alınmazsa bir daha asla düzeltilemeyecek, doğadaki tüm yaşamsal değerler için, hayati tehlikeleri ortaya koyan boyutu çevredir. Şu anda, 19. yy sonunda başlayan sanayileşme ve sosyal hayattaki gelişmelerle hızla en yüksek değerlerine ulaşan, artan küresel ısınmanın, böyle giderse bazı devletleri coğrafi ve siyasi olarak tarihten sileceği de ayrı bir gerçektir. Bu konuda alınan ve daha alınması gereken yığınla ve çok çeşitli düzenleme, tedbir ve yaptırımlar bulunmaktadır. Mevcut durumda düşük karbon ekonomisine geçişte özelikle gelişmiş ülkelerin ve bugün bu krize rağmen durmamış ve dünyanın üretim merkezi olmuş Çin’in bile çeşitli hedef ve stratejileri bulunmaktadır. Gelişmiş ve gelişmekte olanlar diye ikiye ayrılan ve bu geçiş süreci hızlanmaktadır. Ülkemizin de taraf olduğu Kyoto ve üyelik müzakerelerini

yürüttüğü AB’nin 2020 yılına kadarki meşhur 20-20-20 hedefleri içinde yer alan sera gazı emisyonlarını 1990’a göre en az % 20 azaltma hedefleri, 2050’ye kadar oluşacak ve birçoğunca ekonomide yeni bir sanayi devrimi anlamına gelen tahmini 2 trilyon dolarlık bir potansiyeli göstermektedir. Yine IEA’nın [6] 2008’daki projeksiyonlarına göre burada her senaryoda, IPCC çalışma ve raporları doğrultusunda, enerji verimliliğini artırma çalışmalarının, YEK (Yenilenebilir Enerji Kaynakları), CCS ve de nükleer enerji kullanımının buradaki sırayla büyükten küçüğe doğru emisyonları azaltmada payları olacaktır.

AB bünyesinde ve özellikle Almanya’da bu teknolojiler stratejik olarak önemli bulunmakta ve haklarında bir çok enstitü tarafından Ar-Ge çalışması yürütülmekte, bu konuya büyük finansal destekler sağlanmaktadır (aynı ekonomik destek ABD’de son kriz esnasında açıklanan teşvik paketleri kapsamında, yeşil ekonomiye destek olarak yüz milyarlarca USD bazında kendini göstermiştir). Bu enstitülerde yapılan, düzenli ve artarak devam eden çeşitli maliyet-fayda, maliyet-tecrübe, ömür analizlerinde, daha çok çevre dostu ve hedeflere uygun YEK (ki bunlar enerjide sadece elektrik üretimi alanıyla sınırlı kalmamaktadırlar), verimli enerji tüketim ve üretim sistemleri avantajlı görülmektedir [7,8]. YEK konusunda,

Tablo 1. Dünyadaki Genel Durum – (IEA “Key World Energy Statistis 2008”ın ve EUROSTAT’ın

2006 Verilerine Göre Hazırlanmıştır)

Kilit DeğerlerKıta veya Ülke

Dünya ABD AB-27 Çin Rusya Ortadoğu Afrika Almanya Türkiye

Nüfus (Milyon) 6.535,98 299,83 493,79 1.311,80 142,50 189,30 937,49 82,37 72,97

GDP (Milyar 2.000 US$) 37.759,40 11.265,20 9.500,65 2.092,15 373,20 837,81 773,32 2.011,20 261,20

GDP (PPP Bazlı) (billion

2000 US$)57.564,47 11.265,20 11.962,60 8.684,98 1.473,50 1.455,53 2.207,42 2.254,73 576,82

Enerji Üretimi (Mtoe) 11.795,75 1.654,23 881,42 1.749,29 1.219,98 1.529,25 1.110,49 136,76 26,33

Net Enerji İthalatı (Mtoe) 0,00 730,44 1.005,85 135,88 -531,12 -989,64 -488,70 215,56 69,01

TPES (Mtoe) 11.739,96 2.320,70 1.822,49 1.878,74 676,20 522,73 614,26 348,56 94,00

Elektrik Tüketimi* (TWh) 17.376,92 4.052,24 3.145,85 2.675,65 872,39 598,77 522,33 590,98 149,83

CO2 Emisyonları ** (Mt

- CO2)28.002,74 5.696,77 3.983,05 5.606,54 1.587,18 1.291,04 854,18 823,46 239,74

Karma Değerler

TPES/Nüfus (toe/kişi başı) 1,80 7,74 3,69 1,43 4,75 2,76 0,66 4,23 1,29

TPES/GDP (toe/Bin 2000

US$)

0,31 0,21 0,19 0,90 1,81 0,62 0,79 0,17 0,36

TPES/GDP (PPP) (toe/Bin

2000 US$ PPP)

0,20 0,21 0,15 0,22 0,46 0,36 0,28 0,15 0,16

Elektrik Tüketimi / Nüfus

(kWh/kişi başı)

2.659,00 13.515,00 6.371,00 2.040,00 6.122,00 3.163,00 557,00 7.175,00 2.053,00

CO2/TPES (t CO2/toe) 2,39 2,45 2,19 2,98 2,35 2,47 1,39 2,36 2,55

CO2/Nüfus (t CO2/kişi

başına)

4,28 19,00 8,07 4,27 11,14 6,82 0,91 10,00 3,29

CO2/GDP (kg CO2/2000

US$)

0,74 0,51 0,42 2,68 4,25 1,54 1,10 0,41 0,92

CO2/GDP (PPP) (kg

CO2/2000 US$ PPP)

0,49 0,51 0,33 0,65 1,08 0,89 0,39 0,37 0,42

*Brüt üretim + İthalat - İhracat - iletim ve dağıtım kayıpları

**Sadece yakıt yanmasından oluşan CO2 Emisyonları. Bu emisyonlar IEA’nin enerji balansalrına ve IPCC rehber hesaplarına (1996) göre

gerçekleştirilmiştir.


9

2030’a kadar mevcut senaryolar kapsamında sırasıyla güneş, rüzgar ve biokütle şanslı görülmektedir. Bu çalışmalar artarak ve düzenli bir şekilde devam ettirilmektedir. Örneğin konumuz olan YEK’ler alanında, Almanya’da Kassel Üniversitesi’nde yapılan bir çalışmada, kombine santraller sayesinde YEK’lerde önemli bir sorun olan depolama konusuna da çözümler getirilerek, kombine santrallerle Almanya’nın isterse, 2050 yılına kadar tüm enerjisini YEK’lerden sağlayabileceği ispat edilmiştir. Kapasite, depolama, verim ve iletime yönelik çalışmalar bu konuda “iştahı artırırken”, istihdam ve kapasiteler gibi piyasa değerleri açısından yine otomotiv devi olarak da bilinen Almanya’da, YEK teknolojileri sektörünün yakın zamanda otomotiv sektörünü geçeceğine birçoğu inanmaktadır. Bu da sorunun iktisadi ve sosyal başka bir boyutudur. Bu teknolojilerle yapılan enerji üretimi ile elde edilen karbon kredileri ve bu kredilerle yeni projelerin finansmanı da, AB ve ülke teşvikleri yanında, ekonomik olarak, ilk yatırım maliyetleri yüksek bulunan, ama sonradan neredeyse sıfır hammadde bağımlılığıyla ve düşük işletme maliyetleri ile cazip YEK’ler için oluşturulmaya çalışan finansal altyapı çalışmaları içinde yer almaktadır.

IAEA (Uluslararası Atom Enerjisi Kurumu) ve OECD 2009 verilerine göre, şu anda sökülmesi planlanan ve sökülen toplam 127 santrale karşılık, inşaatı devam eden 45 yeni santral, toplamda ilginç şekilde yaklaşık aynı kapasiteye sahiptirler. Diğer yandan ABD’de bildiğimiz son kararla yıllar sonra nükleer santral için ilk izin verilse de, AB genelinde ve yine özellikle kendisi de nükleer teknoloji üreten Almanya’da nükleer santraller kapatılarak, diğer yeni teknolojilere yönelim ağır basmaktadır. Bunda kapanmakta olan santrallerin ömürlerini doldurmaları kadar, nükleer atıkların ve bu eski santrallerin sökümünün yüksek maliyetleri yanında, halihazırda Fransız Areva gibi, büyük nükleer enerji şirketlerinin yürütmekte olduğu daha güvenli, daha az atıklı, daha verimli, fakat çok daha pahalı 3. nesil yeni santral teknolojilerinin sonuçlarının beklenmesinin de rolü vardır. Mevcut nükleer enerji santralleri hiç de ucuz teknolojiler değillerdir ve kurulumları uzun sürmekte, maliyet hesapları da çoğu zaman tutturulamamaktadır. Fakat bunun yanında gelecek stratejilerini, sahip olduğu siyasi ve teknolojik avantajları da kullanarak yıllardır nükleere çok önemli pay ayırarak yapan ve hatta buradan ürettiği elektriği AB içinde satan tek bir Fransa örneği de bulunmaktadır. AB içinde tek yeni santral oluşumu Finlandiya içindeki bu Fransız Areva projesidir. Zira milyarlarca dolarlık yüksek maliyetlere uluslararası finansman desteği bulmak da eskisi gibi kolay değildir. Bu yüzden ve de İran ve Kuzey Kore örneğindeki gibi nükleerin bir silah olarak kullanılması çekinceleriyle, genelde bu işi sadece ülkelerin kendileri yüklenebilmektedir. Bu konuda özellikle fosil yakıtların stratejik elipsi Ortadoğu ve gelişmekte olan ülkelere yönelik artan kaygılar mevcuttur[9].

Bugün ABD, AB, Almanya, Fransa’da birçok önemli karar vericinin üzerinde birleştiği ve geliştirdiği stratejilerdeki genel eğilim şablonları, yukarıdaki gibi birçok görünüşü dikkate almaktadır. Hedefleri belirlemenin zor olabileceği veya belirlendiğinde de sapmaların yaşanabileceği bilinmektedir. Ama buna karşılık bu konuda strateji ve uygulamaların temeli, ana hedefleri yitirmemiş politika ve uygulamalara karar vererek, sürdürülebilir, her açıdan güvenli, fiyatları durmadan değişmeyen, bağımsız, rekabetçi imkanlar ve fiyatlar sunan eldeki tüm kaynak ve potansiyellerin, en ekonomik biçimde değerlendirilerek kaynak çeşitliliğinin sağlandığı, çevreyle

dost enerji çözümlerini sadece mühendislik alanında kalmayıp, tüm disiplinler arası çalışmaları yaparak, uygun teknolojileri bulup, gerekli yasal düzenlemeleri ve koşulları da oluşturarak, enerjinin verimli kullanılmasından arz ve talep aşamasına kadar her alanda konunun tüm “partnerlerine” sunabilmek yönündedir. Bu eğilimlerin gereklerini yerine getirebilenler ayakta kalacak ve yoluna devam edeceklerdir.

Peki ülkemiz, Türkiye ne durumdadır? Enerjisini verimli kullansa % 30’lara kadar enerji tasarrufu yapacağı iddia edilen, hatta kamuoyundaki bilinçlendirme ve tartışma enerjilerini de, kıyaslama yapıldığında boşa harcayarak, “IMF’den 10 mu gelecek, 20 mi gelecek?” tartışmaları yerine, bu tartışmalarda önemli bir sebep olan bütçe açığının, belki de kontrol edilebilir en önemli kaynağı olan, enerjide dışa bağımlılığı gidermek için, bunca tartışmayı kamuoyunda ve basında yapmayan, 798,8 milyar USD Gayri Safi Milli Hasıla ile G-20 içinde 15. sırada bir ekonomiye ve yaklaşık 73 milyon nüfusa sahip bir ülkeden bahsediyoruz.

Ülkemizin de üyesi olduğu ve oradaki standartlara göre datalar hazırladığı IEA verilerine göre enerji tüketiminde, 2006 yılında sanayi yanında meskenlerin ve benzeri diğer grupların “diğer sektörler” adıyla tek çatıda topladığı grup, başta ısı prosesleri ve elektrik enerjisi amacıyla, hem de yaklaşık olarak eşit paylarla başı çekmektedir. Yine buradaki datalara göre 1971-2006 arasında, kendi enerji üretimini 15 Mtoe’den 26 Mtoe’ye % 85 artış ile çıkaran, ama primer enerji tüketimi 1971’de 20 Mtoe’den 2006’da 94 Mtoe’ye % 480 artış gösteren ülkemizin, bu sayılara bakıldığında kendi enerjisinin toplamdaki payı yaklaşık % 75’lerden, yaklaşık % 28’lere düşerken, enerji ithalatının payı ise % 25’lerden % 72’lere çıkmıştır. 2000 yılından krizin ilk yıl sonuna kadar (2009 sonu), büyüyen ekonomisine paralel olarak artarak toplamda 215 milyar USD’lik enerji ithalatı yapan Türkiye’nin, bu süreçte enerji ithalatının topla ithalat içindeki ortalaması % 20 civarındadır. Krizden dolayı dünyada düşen fiyatlarla 2009’da 30 milyar USD ithalat yapsa da, ekonomik gelişmelerle bu rakamın 50 milyar USD’leri gördüğü de olmuştur. Ülkenin bu süreç içinde toplam ithalat içindeki enerji ithalatı payı yıllık toplamda başta % 17’lerden, arada ülkede yaşanan krizle % 14’lere düşse de, yaşanan hızlı toparlanmaya paralel olarak, son kriz öncesi % 24’lere yaklaşmıştır. Bu konuda Rusya’ya artan bağımlılık da AB’nin de kabul ettiği gibi hem ekonomik, hem de politik büyük bir risktir. Kriz sonrası beklenen toparlanmalar, bu konuda da tehlike sinyalleri üretmektedir.

Yapılan anlaşmayla 2009’da taraf olunan ve buna göre ilk etapta yaptırımları olmasa da, sonra yükümlülükleri ağır bir şekilde yaşanacak Kyoto süreci ile AB süreci önemli diğer başlıklardır. Sahip olduğu büyük akarsular sayesinde hidroelektrikten dolayı toplam YEK’deki oranı Avrupa standartlarının şimdiden üstünde gibi görünse de, AB’ye üye ülke olmak isteyen Türkiye’nin, 2020’ye kadarki “20-20-20”sürecinde -ki bu konuda AB’nin ileride daha ileri seviyede, tek sesliliği de güden hedefler belirlemesi ve bu doğrultuda kararlar alması durumu da söz konusudur- enerji ve çevre başlıklarında ortak şekilde çözmesi gereken bir sürü muamma bulunmaktadır. Bu muammanın baskısı da kamuoyunda sanki henüz hissedilmemektedir. AB’nin hakkında liderlik ettiği ve burada önemli sebeplerinden birinin de Lizbon stratejisine göre, bu konuda istihdam ve küresel rekabet hedeflerinin sağlanması yönünde örneğin rüzgarda üretim kapasiteleri şimdiden dolan teknoloji üretimi yapan şirketlerine bakınca fırsatların yattığını


10

gördüğü çevre konusunda, IPCC 1990 yılına göre 2050’ye kadar % 50 azalma olursa küresel ısınmanın etkilerinin sınırlı kalacağını belirtmektedir. Resmi ağızlardan bu fasıllarda ilk etapta 60 milyar avro harcamak zorunda kalacak Türkiye’nin, emisyon değerlerini de nasıl indireceği çözülmeyi bekleyen bir muammadır. Mevcut yapıya ve tablodaki değerlere ve OECD raporlarına bakıldığında, ülkemiz iklim değişikliği alanında gelişmekte olan ülke sınıfındadır. Fakat 2012 sonrasında, yer aldığımız ve sadece gelişmiş ülkelerin bulunduğu EK-I ülkeleri listesinde kümülatif olarak % 25-40 arası emisyon azalması sağlamamız gerekmektedir, bu ortalama % 90’lara varan bir azaltmayı 2050’ye kadar gerçekleştirmemiz gerektiği anlamına gelmektedir. Bu sürece yeni katıldığımız için de, gerek teknolojik gerekse karbon piyasaları ve kredileri gibi finansal ve sağlıklı piyasa oluşturulmasıyla ilgili gelişmeler konusunda Türkiye geride kalmıştır. İleride ortalama tonu 135,- USD civarlarında düşünülen ve sektörlere göre de planlamalar ve düzenlemeler istenen karbon bedelleri düşünüldüğünde 2006 rakamlarıyla, 239,4 Mt üreten Türkiye’nin faturasını “herkes hesaplayabilir”.

Bu bağlamda da yenilenebilir enerjilere ve çevre dostu uygulamalara ait teknoloji ve tesisleşmelerde beklenenden fazla bir artış olacağı aşikardır. Bu noktada Türkiye hem arz hem de talep boyutunda enerji verimliliği yanında, enerji arzı sağlanmasında emisyonları düşürmek için iki çözüm başlığı ile karşı karşıyadır. YEK’ler ve Nükleer Enerji. Kaynak bazında bakıldığında (her platformda tekrar tekrar verilen rakamlar burada bir daha verilmeyecek), dünya çapında güçlü ve yerli YEK kaynaklarına sahip olmasına rağmen, bu alandaki üretimi, toplam fotoğrafta çok düşük olan Türkiye’de, bir yandan hammadde ve teknoloji bazında neredeyse tamamen yurtdışına bağlı nükleer enerji de tartışılmaktadır.

Şu anda özelleştirmelerin, sağlıklı olarak oluşturulmaya çalışıldığı enerji piyasasında 2005’teki ilk kayda değer YEK kanununun devamı niteliğindeki ve kıyas götürmez şekilde daha gelişkin olarak Meclisin ilgili komisyonlarında geliştirilmiş, yerli üretime de ekstra teşvikler getiren, ama Temmuz 2009’dan beri de Mecliste bekleyen yeni bir YEK kanunun taslağı bulunmaktadır. En son 2007’de sadece bir günle sınırlı tutulan düzenlemede 70.000 MW üzerinde lisans başvurusu gerçekleşmiştir. Neredeyse tamamı o zamandan beri onay bekleyen bu başvurulara ilgi duyanlar, buradaki bürokrasinin ve durmadan değişen kanun ve düzenlemelerin işlerini zorlaştırdığı savunmaktadırlar. Diğer taraftan da, birçoğu duyurudan sonra kısa sürede hazırlanmak zorunda kalınan ve sadece bir gün içinde tüm başvuruların yapılması zorunlu bırakılan, lisans başvuruları hakkında karar verecek merciler, birçok başvuru dosyası, standartlara uygun olmayarak hazırlandığından artı bürokrasi yükü geldiğini iddia etmektedirler.

YEK’lerde çözülmesi gerekli bir nokta, Türkiye’nin enerji dağıtımındaki mevcut altyapı sorunlarından ötürü, örneğin rüzgarda var olan kapasitesinin yarısından bile az olan, ancak 20.000 MW’lik bir ekonomik kullanımı sağlayabildiği gerçeğidir. Ayrıca örneğin REN21 raporlarına göre, güneş-ısı kolektörleri üretiminde dünyada Çin’den sonra 2. olan Türkiye’nin, PV konusunda sıfır seviyesinde olması, mevcut potansiyellere bakıldığında kabul edilir gibi değildir. Rüzgar konusunda da gerek makine ve gerekse inşaat alanında, tecrübelere sahip ülkemizin iyi seviyelere gelmesi, stratejik konumu da düşünüldüğünde aslında hiç zor değildir. Ama yerli teknoloji için Ar-Ge konusunda çok şey yapılmalıdır. Bunun yanında birçok büyük kuruluş ve yatırımcı, ülkeyi mevcut otomotiv tecrübelerinde

olduğu gibi, politik ve coğrafi konumuyla gelecekte kendilerine bu alanda üs olarak görmektedir ve şimdiden harekete geçmek istemektedir. Bu da bu krizde ve gelecekte Avrupa örneğindeki gibi önemli bir istihdam, ekonomik ve teknolojik gelişim anlamına gelmektedir.

Nükleer konusunda ise tam bir bilinmezlik bulunmaktadır. Rafa kaldırılan, mahkemelere takılan, sonuçsuz kalan, uluslararası imzalar atılan süreçlerde henüz net bir kanun veya teknik piyasa oluşumu gerçekleşmemiştir. İhalesindeki durumlar nedeniyle alınan son mahkeme kararı sonucunda Rusya ile olan ilişkilere, Güney Kore ile düşünülen ve imzalan ortak çalışmalar da eklenmiştir.

Toplumda özellikle Türkiye’yi de etkileyen Çernobil örneğinden dolayı hayati ve çevresel kaygılar yanında, bazı uzmanların adı geçen alternatiflerden Rus teknolojisine, yukarıda bahsi geçen yeni teknolojiler düşünüldüğünde, nükleeri desteklesin veya desteklemesin, kaygıları olduğunu da konuya ilgi duyan herkes bilmektedir. Ayrıca uranyumda ve teknolojide tamamen dışa bağımlılık da, fosil yakıtlar konusunda kaçılmaya çalışılan mevcut bağımlılığımıza bir yenisini eklemeyecek midir, soruları da sorulmaktadır. İlk santraller için düşünülen yerler ve bunlar arasındaki lojistik açıdan da teknik kaygılar bulunmaktadır. Fakat bu yönde sadece kuvvetli bir niyet bulunmaktadır. Böylece ülkenin, yüksek teknolojiye de kavuşacağı ve bazı eski TAEK yetkililerinin de böyle kısa sürede elde edileceğine inanmadığı tecrübelerle, kısa süre sonra bu konuda kendisi bir şeyler yapabilir hale geleceği düşünülmektedir. Ama kat edilmesi gereken mesafeler uzundur ve aslında güvenlik, atık ve benzeri diğer konularda önemli kıstaslara sahip olması gereken bu santral konusunda hiç bir tecrübesi olmayan ülkede somut adımlar atılmadan konu enine-boyuna sağlıklı tartışmaların yapıldığı da söylenemez.

SonuçBu konuda hazırlanan tez çalışmasında [10]’da şu sonuçlara varılmıştır: Enerji; partiler, kurum ve kuruluşlar üstü meseledir, sürdürülebilirlik de belirleyici öneme haizdir.

Globale ve lokal tecrübeler, eğilimler, potansiyeller, mevcut yüksek dışa bağımlılık, Kyoto ve AB hedefi gibi uluslararası ilişkilerin yarattığı zaman baskısı, stratejik konum ve diğer faktörler yine bu üç perspektiften (ekonomi, politika ve çevre) ele alındığında, YEK’ler nükleere göre ülke koşullarında zaman da kazandıracak daha öncelikli seçim olarak görülmektedirler.

Bu noktada mevcut üretim ve tüketim grupları iyi tespit edilerek düzenlenmeli. Elektrik ve ısıtma önemli kalemler ve buralarda YEK’e geçmek hiç de zor değil. Bu noktada rüzgar elektrik üretimi için öncü kaynak olarak YEK içinde yer almakta. Karasal ve deniz üstü kullanılmayan büyük bir potansiyel, işlenmeyi beklemekte. Teknik ve ekonomik olarak güneş önemli bir potansiyele sahip. Güneş’te, ülkenin REN21 Raporlarına [11] göre de onaylanmış ısıtmada var olan önemli tecrübelerinin, “0” düzeydeki güneşten elektrik kazanımında da oluşturulması için Ar-Ge’den üretime ve tüketime her alanda çalışmalar hayata geçirilmeli. Trafikte bio yakıt kullanımları artırılabilir. Jeotermalde de gerek ısıtma ve gerek elektrik üretiminde kullanılmayan bir potansiyel var ve buralarda da acilen harekete geçilmeli. YEK’lerin önemli bir depolama problemi ve şebekeye bağlanma konusunda altyapı problemleri var gibi


11

görünüyor. Ama bu kombine santral çözümleri ile alt edilebilir. Bu noktada HES’lerin olası kombinasyona katkısı da çok önemli.

Bu bağlamda tüm stratejiler, üniversitelerin, konunun bağımsız uzmanlarının, sanayicisinden yatırımcısına ve finansman kaynaklarına tüm piyasa oyuncularının, sivil toplum kuruluşlarının, hukukçuların, bir araya gelerek devletin başkanlığında toplanacak kurullarda belirlenmelidir. Devletler kar amacı gütmeyen, ama yasal sorumluluklarını her zaman sürdürmeleri gereken, devamlılık ilkesine tabi ekonomik, sosyal ve siyasi düzenlerken, özel işletmelerde de bunların yanına karlılık hedefleri eklenmektedir. Uygun, kısa ve uzun vadeli stratejilerin belirlenmesinden sonra, alınacak tedbirler, tüm ilgi duyanlara açık bir şekilde deklare edilmelidir. Konunun baştan beri görülen devamlı değişimlere açık yapısı karşısında, konuya etki eden tüm faktörlerin bilinmesini sağlayacak durum analizlerinin önemi, burada çok daha fazladır. Sadece bu şekilde bu tematik içinde doğru ve uzun soluklu kararlar alınabilecek ve bunun için gerekli kontrol sağlanabilecektir.

Enerji konusu bir sürü başlıkla iç-içe geçmiş, sektörler, kurumlar ve kuruluşlar ve de disiplinler arası ortak çalışmayı gerektiren önemli bir meseledir. Karar alıcılarından, üniversitelere, Ar-Ge çalışmaları yapanlara ve firmalara kadar herkes bu ortak zeminler için çaba göstermelidir. Örneğin buralarda olası ortak çalışma komisyonlarında arz kanadında, enerji verimliliği için, mevcut düzen nasıl değişecek ona karar verilecek ve ona göre de ilişkide olunacak sektörler bilinçlendirilecek olsa, buradaki zaman kayıplarına son verilir ve herkes de önünü görebilirdi. Böylece işlere, mevcut düzen içinde bazı durumlarda etkili lobilere son verilir ve vizyon sahibi olup ona göre şimdiden çözümler üretilirdi. Örneğin, bu son krizde çözüm olarak sunulan, bölgesel teşvikler çıkartılırken de enerji konusundaki komisyonların da katılımıyla bu tip ortak çalışmalar yapılamaz mıydı? Belki gerekli alt yapı ve imalat tesisleri için düşünülen plan ve projeler, buralarda da değerlendirilebilir, merkezden bütünü gören açıyı kaybetmeden, ama bürokrasilere de hapsolmadan, ortaya konulacak strateji, plan, önlem, uygulama ve de denetlemelerle çok daha sağlıklı ve fayda getiren bir yol çizilebilirdi.

Doğru, düzenli, güvenli ve konunun uzmanlarınca belirlenecek ve oluşturulacak, üretimden tüketime, teknolojiden alt yapıya her alanda uluslararası standartlarda veriler oluşturularak ilgililerin kullanımına sunulmalıdır. Potansiyellerin doğru belirlenmesi için uluslararası geçerli standartlarla çalışan ölçüm birimleri kurulmalı ve aynı standartlar buradaki tüm sistemlerin kullanılmasına da getirilmeli. Bu birimler ülke geneline yayılmalı ve bağımsız olmalı. Bu noktada üniversite ve enstitülerin desteği önemli ve şart! Sadece stratejik olarak kontrol altında tutabilmek için değil, eğer bu konuda gerçekten davetkar ve güvenli bir pazar ve “serbestleştirme” oluşturulmak isteniyorsa da, bu sağlıklı verilere ihtiyaç bulunmakta. Zira böylesi bir durumu tüm ilgililerin, örneğin yatırımcıların güvenini kazanacaktır.Beklenen kanunların akıbetinin belirsizliği, teşvikler ne kadar iyi de olsa birçok Avrupa örneğinde görüldüğü gibi, ağır bürokrasi, durmadan değişen düzenlemeler, konunun tüm katılımcıları ve bağımsız uzmanları bir araya gelerek üzerinde ivedi çözümler bulması gereken, geleceği belirleyici başka bir maddedir.

Toplumsal bilinç çok önemlidir. Çıkan faturayı herkes ödemektedir. Toplumun her kesimi enerji konusunda bilinçlendirilmelidir. Bugün neredeyse herkesin cebinde iletişim için en az bir tane cep telefonu

bulunmaktadır. Bunun için milyarlarca para neredeyse tamamı yurtdışındaki üretime hediye edilirken ve de yine milyarlar iletişim faturalarına harcanırken, Anadolu’nun köylerinde olan güneş-ısı kolektörü kullanarak oluşmuş, ilk yatırım sonrası “bedava” ısınma bilinci maalesef, hiç de az olmayan bir kısmını müstakil ev veya apartmanların oluşturduğu büyük şehirlerde, kendini göstermemektedir.

Her ne kadar AB’ye uyum kapsamında da gerekli yeni düzenlemelerin etkisiyle, ancak son zamanlarda çıkan kanunlarla bir zorunluluk haline getirilmiş olsa da, bu çok daha verimli merkezi ısınma sistemleri, doğalgaz, ülkemize ilk geldiğinde düşünülmediğinden, baştan beri yaygın olarak kullanılan, totalde verimsiz ülke sarfiyatımıza sebep, kombi ile ısınma benzeri enerji verimliliği düşmanı çözümler yaygınlaşmasının önü başta alınmamıştır. Bu örnekte olduğu gibi, arzın sağlandığı makro ve gerekiyorsa kişisel bazlı mikro projelerde düzenlenecek ilgili kurum ve yasalar çerçevesinde, seçilecek çözümlerde ileriki boyutlar ve mevcut teknolojik tecrübe ve fiyat gelişimleri de düşünülerek en verimli teknolojilere işaret edilmelidir. Ülkemizin, daha verimli ve kalıcı teknolojiler varken, bir teknoloji çöplüğü olarak konumlanmasına izin verilmemelidir.

Örneğin rüzgarda dünyadaki teknoloji üreticilerinin üretim kapasitelerinin doluluğu ve ülkemiz açısından çözümün aciliyeti düşünüldüğünde de, yerli teknoloji tedariğinin önemi ortadadır. Ayrıca ülkemizin jeopolitik konumu açısından bakıldığında da, bu teknolojilerin, üretim teknolojilerindeki güçlü tecrübesi ile, diğer ülkelere buradan üretimle arzı potansiyeli bulunmaktadır. Mevcut yapıda ise, yerli teknolojinin ve üretimin sağlanabilmesi için Ar-Ge’nin acilen geliştirilmesi gerektiği görülmektedir. Ar-Ge Çalışmaları kapsamında tecrübe sahibi tüm yerli ve yabancı kurum ve kuruluşlarla ortak çalışmalara bir an evvel başlanmalı ve var olan az sayıdaki ortak çalışmaların artması da teşvik edilmelidir. Ayrıca özellikle üniversitelerle gerçekleşmesi gereken devlet/sanayi ve üniversite işbirliklerin oluşması önündeki bürokratik engellere (örneğin akademik yapıların yürüteceği çalışmalar için finansmanın sağlanmasında var olan sorunlara) çözümler bulunarak buradaki potansiyeller acilen değerlendirilmeye başlanmalıdır.

Böylesi bir teknoloji üretimi ve satış öncesi ve sonrası, montajından bakımına tüm servisler düşünüldüğünde, Almanya örneğindeki gibi, ülkemiz için önemli bir istihdam kaynağı yaratma potansiyeli de, ana sorunu çözerken elde edilebilecek çok önemli başka bir kazanım olarak mevcuttur ve iyi değerlendirilmelidir.

Emisyon hedeflerindeki gelişmeler, gelişmekte olanlar için tehlike, teknoloji üretenler için ise yeni piyasa olduğuna göre Türkiye’de bu konuda gerekli çalışmalar şimdiden başlamalıdır. Türkiye’nin bu bağlamda bu konunun finansmanı için şu anda daha anlamlı görünen AB ve OECD ile müzakere yolunu seçmesi uygun görünmektedir, ki bir şeyler yapabilsin; yoksa şartlar çok ağır olacaktır. Buradan ve karbon piyasaları benzeri düzenlemelerden elde edilebilecek finansmanlar yeni çevreci projelere kaynak yolunda değerlendirilmelidir.

Kaynaklar [1] Rempel, H., Schmidt, S., Schwarz-Schampera, U., Röhling,

S., Brinkmann, K. “Die Rohstoffe Zentralasiens. Machtmosaik Zentralasiens” Sapper, M., Weichsel, V., Huterer, A. (Yay.),


12

Deutsche Gesellschaft für Osteuropakunde e.V., Berlin, s.433, 2007

[2] Deutsche Agentur für erneuerbare Energien - http://www.unendlich-viel-energie.de, 30 Mart 2009

[3] Dirmoser, D. “Energy Security”. Berlin: Fredrich-Ebert-Stiftung, 2007

[4] CNN, ”OPEC’e göre petrol fiyatı adil”- http://www.cnnturk.com/2010/ekonomi/piyasa.hisse/03/31/ opece.gore.petrol.fiyati.adil/570214.0/index.html

[5] Matlack, C., “Pahalı bir nükleer enerji iddiası”, Bloomberg Businessweek, Sayı 9, s. 44-47, Mart 2010

[6] IEA, “Energy Outlook” ve “Key World Energy Statistics”. Paris: IEA Publications, 2008

[7] Staiß, F. “Jahrbuch Erneuerbare Energie-2001”, Stiftung Energieforschung Baden-Württemberg (Yay.)... Radebeul: Bieberstein-Verlag, s.74, 2001

[8] BMU, „Neues Denken – Neue Energie – Roadmap Energiepolitik 2020“, 2.Baskı, Berlin, 2009 ve Bundesverband Erneuerbare Energien e.V. (BEE) http://www.bee-ev.de, Şubat 2009

[9] Rubner, J., „Das Energedilemma“, München, Pantheon Verlag, s.255-264, 2007

[10] Ayık, A., “Situationanalyse von zwei Alternativen: Erneuerbare Energien und Kernenergie auf dem türkischen Energiemarkt”, Marmara Üniversitesi, Sosyal Bilimler Enstitüsü, İşletme Anabilim Dalı, (Almanca) Üretim Yönetim ve Pazarlama Bilim Dalı Master Tezi, Istanbul, 2009

[11] REN21, “Renewables 2007 Global Status Report” (Almanca), GTZ, 2008

SummaryEnergy is one of the most important issues from the beginning of the humanity. In particular, the energy demand has increased diversely following industrialization and modernization. At this point, controlling of conventional energy sources has become a strategic power for countries and major international organizations at the end of the 19th centuries. Today, independence of energy sources and competitiveness in the international arena are very significant. In the recent past, major economic and political crisis, the country’s energy bills, and even wars have emphasized the importance of energy issues. Damage of conventional energy sources, such as an oil and coal, to nature is another significant topic in the environmental perspective.

Turkey is in challenge of over-dependence on outsource energy and decision-makers need to analyze the country position considering into European Union and the Kyoto protocols without losing anytime and also determine powerful strategies and precaution against energy problems. Two significant solutions are considered at the Supply point of view: Renewable energy resources and nuclear energy. In this study, Renewable energy resources and nuclear energy have been analyzed at the point of the global and domestic situations in Turkey in the perspective of politics, economics and environment. the objective of this analysis is to acquaint the decision-makers and society with the development in Renewable energy resources and nuclear energy.

For this study, the politics, economics and environment terms are studied in the domestic criteria and also the global benchmarks, trends and solutions that affects on domestic situations. In these

perspectives, SWOT analysis is performed to help Turkey’s strategic planning on renewable energy resources and nuclear energy. At the end of study, the ideal solutions for energy problems are identified as renewable energy resources in the perspective of global solutions and trends and also domestic resources. This study also presents some solutions proposal at the awareness of the Decision-makers and society point of view.

Study was prepared under the following headings, respectively:A- What is energy problem today, why it is important, what are the

perspectives on this issue;B- Overall in the world energy situation, obtaining methods,

implemented strategies, policies and trends, some estimates for the future improvement;

C- Situation in Turkey, opportunities, risks, strengths, weaknesses;

D- Renewable energy resources and nuclear energy at global and domestic point of view;

E- Analyzed results and possible solution proposal


13

K

USE OF RENEWABLE ENERGIES FOR WHEAT CROP PRODUCTION IN IRAN: A CASE STUDY FROM GOLESTAN PROVINCE

Shahin RAFIEE Gorgan Islamic Azad University

Ali MOHAMMADIDepartment of Agricultural Machinery Engineering, University of Tehran

AbstractEnergy analysis, along with economic and environmental analyses, is an important tool to define the behavior of agricultural systems. This paper studies the energy balance between the input and the output per unit area for wheat production in Golestan, Iran. The results indicated that total energy inputs were found to be f 33912 MJ ha-1. Results further implied that 77.58 % of total energy input was in non-renewable energy form, and only 22.42% was in renewable energy form. It is suggested that specific policy is to be taken to increase wheat crop production by raising partial productivity of energy inputs without depending on mainly non-renewable energy sources such as chemical fertilizers and chemical biocides that create environmental risk problems.

Keywords: Renewable energy, chemical fertilizers, Environmental, Iran

IntroductionWheat is one of the most important cereal crops of Iran, which is produced in 15 million tonnes. Production have increased steadily since 2000-2001[1], especially in provinces of Golestan, Khorasan and Fars [2]. The yield of wheat has increased twofold because of energy consumption in wheat production has increased in recently years. Golestan province is an important agricultural province in Iran, this province has a high cereal growing potential and, with the production of 948000 tonnes in 2005, provided 6.32% of the total wheat production in Iran [2].

In agriculture, a wide range of modern and traditional energy forms are used directly on the farm, e.g. as tractor or machinery fuel, and in water pumping, irrigation and crop drying, and indirectly for fertilizers and pesticides. Other energy inputs are required for post harvest processing in food production, packaging, storage, transport and cooking [3]. Energy use is one of the key indicators for developing more sustainable agricultural practices. Wider use of renewable energy sources, increase in energy supply and efficiency of use can make a valuable contribution to meeting sustainable energy development targets [4]. It is important, therefore, to analyze cropping systems in energy terms and to evaluate alternative solutions, especially for arable crops, which account for more than half of the primary sector energy consumption. Considerable research studies have been conducted on energy use in agriculture [5–17]. Kuesters and Lammel [10] studied the optimum energy ratio for the production of different crops based on input data from winter wheat and sugar beet field experiments. They concluded a linear relationship between increasing energy use into the total system and increasing N fertilizer application. In

a research Greece, energy inputs for soft winter wheat production was estimated. In this study, energy productivity, intensity and efficiency were determined and the influence of each input is investigated [18]. Singh et al. [19] energy use in wheat production were constructed for Punjab to examine optimum energy input levels and the sensitivity of a particular energy input level on productivity for five agro-climatic zones.

Nomenclature

n required sample size

N number of holdings in target population

Nh number of the population in the h stratification2hS variance of h stratification

d precision ( x -X )

z reliability coefficient (1.96 in the case of 95% reliability)

D² d²/z²

Yi yield level of the ith farmer

X1 labour energy

X2 machinery energy

X3 diesel fuel energy

X4 nitrogen energy

X5 phosphate energy

X6 potassium energy

X7 manure energy

X8 chemicals energy

X9 water energy

X10 electricity energy

X11 seed energy

ei error term

i coefficients of the variables



DE direct energy

IDE indirect energy

RE renewable energy

NRE non-renewable energy

Canakci et al. [20] reported energy input–output analysis of some field crops (wheat, cotton, maize, sesame) and vegetables (tomato, melon, watermelon) for Antalya region, Turkey. In an Italy research, an energy analysis has done to determine the efficiency of conservation farming and organic farming in a 3-yr soybean, maize and wheat rotation [21]. But study on the energy use for wheat production in Iran is limited in the literature, Safa


14

BP

and Tabatabaeefar [22] investigated energy consumption in wheat production in Saveh region, Iran. They analyzed energy input in wheat production for irrigated and dry land farming.

This paper reports an econometric model to evaluate the impact of inputs used in the production of wheat in the Golestan province. This work tries to calculate how much energy will be added to the output energy as per each percent of inputs energy consumption.

Material and MethodsThe data used in the study were obtained from 152 local wheat growers using a questionnaire in Golestan province, by using a face-to-face questionnaire in the production year 2007. Golestan province is located in the northern Iran (36° 30’-38° 15’ N, 53° 47’-55° 06’ E), the average annual rainfall is 679 mm, and average annual temperature is 18.4 °C. Inquiries were conducted in a face-to-face interview in October and November 2007 period. The secondary material used in this study was collected from the previous studies and publications by some institutions like Food and Agricultural Organization (FAO) and Ministry of Jihad-e-Agriculture of Iran. The size of each sample was determined using Eq. (1) derived from Neyman technique [23].

The permissible error in the sample size was defined to be 5% for 95% confidence, and sample size was calculated as 152 farms. The energy equivalents of the inputs used in the wheat production and output are illustrated in Table 1.

The energetic efficiency of the agricultural system has been evaluated by the energy ratio between output and input. Human labor, machinery, electricity, diesel fuel, fertilizers, pesticides and seed amounts and output yield values of wheat (seed and straw) have been used to estimate the energy ratio. The input

(1)

(1)

(2)

(3)

Table 1. Energy Equivalent of Inputs and Output in Agricultural Production

Inputs (unit) UnitEnergy equivalent

(MJ unit-1)Reference

A. Inputs

1. Human labor h 1.96 [8]

2. Machinery h 62.70 [8]

3. Diesel fuel l 56.31 [8]

4. Chemical fertilizers

(a) Nitrogen kg 66.14 [11]

(b) Phosphate (P2O5) kg 12.44 [11]

(c) Potassium (K2O) kg 11.15 [11]

5. Farmyard manure kg 0.30 [8]

6. Chemicals kg 120 [8]

7. Water for irrigation m³ 1.02 [8]

8. Electricity kwh 11.93 [13]

9. Seed kg 15.7 [13]

B. Output

1. Wheat kg 14.7 [13]

2. Straw kg 12.5 [13]

(4)

(5)

(6)

(7)

energy was divided into direct and indirect and renewable and non-renewable forms [11,13]. Direct energy constituted human labor, diesel and electricity, whereas, indirect energy encompassed seed, farmyard manure, chemical fertilizer and agro-chemicals. Non-renewable energy includes machinery, diesel fuel, electricity, chemical fertilizers and chemicals, and renewable energy consists of human labor, farmyard manure and seed.

Based on the energy equivalents of the inputs and output (Table 1), the energy ratio (energy use efficiency), energy productivity, specific energy, energy intensiveness and the net energy were calculated [8,13].

i = 1,2, …,n

∑∑

+= 2

hh22

hh

SNDN)SN(

n

)ha (MJ InputEnergy )ha (MJ OutputEnergy efficiency useEnergy 1-

-1

=

)ha (MJ InputEnergy )ha (kg Output Cucumberty productiviEnergy 1-

-1

=

)ha (MJ InputEnergy - )ha (MJ OutputEnergy energy Net -1-1=

In order to analyze the relationship between energy inputs and energy output, different functions were investigated and with respect to the tests related to selecting optimized functions (Box – Cocks Tests, restricted F statistic, the corrected measurement coefficient statistic, Akayek and Schwarts statistics). The Cobb- Douglas function was selected as the function suitable pattern. The Cobb–Douglas function relation is a power function, which is linear in logs, and commonly called the Cobb–Douglas function [24]. Several authors used Cobb–Douglas function to evaluate the relationship between energy inputs and production [6,14,15,19]. Cobb–Douglas function is expressed as follows:

)uexp()x(fY =

In the Cobb–Douglas relation, it can be written as (taking log on both sides):

i

n

1j ijji e)Xln(aYln ++= ∑ =α

where Yi denotes the energy output of the i’th farm’s energy output, Xij is the vector of inputs used in the production process, a is the constant term, j represents coefficients of inputs which are estimated from the model and ei is the error term. In this study, it is assumed that if there is no input energy, the output energy is also zero. The same assumption also was made by [12,14]. Following this explanation, Eq. (5) can be given as;

i

n

1j ijji e)Xln(Yln += ∑ =α

Eq. (6) is expanded in accordance with the assumption that energy output is a function of energy inputs: labour, machinery, diesel fuel, nitrogen fertilizer, phosphate fertilizer, potassium fertilizer, chemicals, water for irrigation, electricity and seed. More specifically, Eq. (6) can be expressed in the following form;

eXlnXlnXlnXlnXlnXlnXlnXlnXlnXlnXlnYln

i11111010998877

665544332211i

+++++++++++=

ααααααααααα

With respect to this pattern, in this study, first, the impact of the energy of each input on the output energy was studied and ultimately, the impact of direct and indirect energy, and renewable and non-renewable energy on the output energy was studied.


15

K

For this purpose, Cobb–Douglas function was determined in the following forms (8, 9), respectively;

production for conservation farming (CF) and organic farming (OF).

The energy use efficiency, energy productivity and net energy of wheat production in the Golestan province are listed in Table 3. The energy use efficiency of 2.55 observed in the present study indicates that the lowland wheat farmers in Golestan province earn at least 2.5 times of what they put into the production process. In energy balances the energy ratio is often used as a index to examine the energy efficiency in crop production [10]. Safa and Tabatabaeefar [22] calculated the energy use efficiency for wheat production to be between 0.68-1.17 in irrigated farming and 0.99 in dryland farming for Saveh region, Iran. Tsatsarelis [18] concluded that energy use efficiency in soft winter wheat production to be between 2.35 and 2.90 for unirrigated and between 2.58 and 3.13 for irrigated crops, he concluded that if straw is taken into account, the corresponding efficiency are between 5.5 and 6.0. Similar founds were reported in literature for other crops such as 0.8 for stake-tomato [9] and 0.74 for cotton [11], 5.45 for soybean, 5.6

(9)

where Yi is the i’th farm’s energy output, DE and IDE are direct and indirect energy used for wheat production, respectively, and i is the coefficient of exogenous variables.

Table 2. Amounts Of Inputs, Outputs and Energy Inputs and Outputs in Wheat Production

Inputs (unit)Quantity per

unit area (ha)

Total energy equivalent (MJ ha-1)

A. Inputs

1. Human labour (h) 182.95 358.58

2. Machinery (h) 62.69 3930.51

3. Diesel fuel (l) 161.98 9120.82

4. Chemical fertilizers (kg) 310.03 11844.08

(a) Nitrogen (kg) 150.23 9936.37

(b) Phosphate (P2O5) (kg) 97.69 1215.21

(c) Potassium (K2O) (kg) 62.11 692.50

5. Farmyard manure (kg) 6484.83 1945.45

6. Chemicals (kg) 3.27 391.93

7. Water for irrigation (m³) 1957.10 1996.24

8. Electricity (kwh) 85.63 1021.57

9. Seeds (kg) 210.40 3303.35

The total energy input (MJ) 33912.53

B. Outputs

1. Wheat (kg) 2846.97 41850.39

2. Straw (kg) 3559.21 44490.07

Total energy output (MJ) 86340.46

Figure 1. The share of energy inputs in the production of wheat.

(8) i21i eIDElnDElnYln ++= ββ

i21i eNRElnRElnYln ++= γγ

where Yi is the i’th farm’s energy output, RE and NRE are renewable and non-renewable energy used for wheat production, respectively, and i is the coefficient of exogenous variables.

Eqs. (7), (8) and (9) were estimated using ordinary least square technique. Basic information on energy inputs and wheat yields were entered into, Excel spreadsheet and Shazam 9.0 software program.

Results And DiscussionThe amount of inputs used in wheat production and their energy equivalents, and output energy equivalent are illustrated in Table 2, and the share of energy inputs from total energy input in the production of wheat was shown in Figure 1. In the study region, the use of human power and machinery were 182.95 and 62.69 h ha-1, respectively. The research results showed that the sample farms used diesel fuel (161.98 l ha-1), chemicals (3.27 kg ha-1) farmyard manure (6484.83 kg ha-1). The mean of wheat and straw yield were determined 2846.97 and 3559.21 kg ha-1, respectively. As can be observed from Table 2, the average inputs energy consumption was highest for fertilizers (11844.08 MJ ha-1) which accounted for about 34.93% (Figure 1.) of the total energy input, followed by diesel fuel (9120.82 MJ ha-1, 26.90%) and machinery (3930.51 MJ ha-1, 11.59%). Kuesters and Lammel [10] concluded that without N fertilizer application, total energy consumption is 7.5 GJ/ha for winter wheat and 8 GJ/ha for sugar beet. This increases to about 17.5 GJ/ha and 16 GJ/ha at the biggest rates of N fertilization (225 and 200 kg/ha of N). In study Greece, the total energy inputs in soft winter wheat production were calculated to be between 16000 and 26000 MJ ha-1, according to the production system [18]. Canakci et al. [20] found that the total energy input used in various farm operations for cultivating the wheat, cotton, maize and sesame were 3735.4, 14348.9, 11366.2 and 5398.2 MJ ha-1, respectively. Similar result was reported in literature that the energy input of fertilizer has the biggest share of the total energy input in agricultural crops production [13,16,17,18]. The shares of nitrogen, phosphorus and potassium energy were 83.89%, 10.26% and 5.85%, respectively, from the total energy of chemical fertilizer used. The average energy output of wheat and straw were found 41850.39 and 44490.07 MJ ha-1, respectively, based on these values total energy output was obtained 86340.46 MJ ha-1 in the farms investigated. In an Italy research, revealed that the input energy and output energy for wheat production in conservation farming and organic farming were as 27.95 and 77.62 GJ ha-1, and 11.39, 48.51 GJ ha-1, respectively [21].

Human labour, chemicals, electricity, manure, water and seeds energy had marginal importance, contributing only 1.06%, 1.16%, 3.01%, 5.74%, 5.89% and 9.74%, respectively to the total energy consumption. Sartori et al. [21] revealed that human labour had little impact on energy requirement in soybean, maize and wheat


16

BP

for wheat, 6.38 for mustard and 6.65 for chickpea [13], 2.8 for Wheat, 4.8 for Cotton, 3.8 for Maize and 1.5 for Sesame [20]. The energy productivity of wheat production was as 0.19 kg MJ-1. In study Greece, Energy productivity in soft winter wheat production for the unirrigated farming was calculated to be between 0.16 and 0.192 kg MJ-1, and for the irrigated farming between 0.17 and 0.21 kg MJ-1 [18]. Several authors reported the energy productivity for different crops, such as Cetin and Varter [7] for tomato, Mandal [13] for soybean, wheat, mustard and chickpea and Yilmaz et al. [11] for cotton. The net energy of wheat production was found to be 52427.93 MJ ha-1, it indicates that in crop production energy has gained (Net energy is greater than zero). In literature, similar results have been reported [8, 10, 13, 21].

Total mean energy input as direct, indirect, renewable and non-renewable forms is shown in Table 3. Most of the total energy input (63.15%) were depended in the indirect form, whereas 36.85% of the total energy input was in the direct form. the share of renewable energy was 22.42% in the total energy compared to 77.58% for the non-renewable energy. Therefore, it has revealed that rate of indirect energy was greater than that of direct energy consumption in wheat production, also, the rate of non- renewable energy was higher than that of renewable energy consumption in surveyed farms. Of all renewable energies, share of seeds, farmyard manure, water for irrigation and human labour energy were obtained 43.44%, 26.25%, 25.59% and 4.42%, respectively. Similar results have been reported by Cetin and Vardar [7], Mohammadi et al. [8], Yilmaz et al. [11], Erdal et al. [17], for tomato, potato, cotton and sugar beet, respectively. Most renewable energy sources have low environmental impacts at both local and global levels compared with conventional fossil fuel energy technologies [3].

other inputs in wheat production. It indicates that by increase in the energy obtained from machinery input, the amount of output energy improves in present condition. This impact was significant in 1% level. With respect to the assessed results, increase per each percent in the energy of machinery input led to 0.47% increase in energy output. The second important input was found as potassium fertilizer with 0.28 elasticity followed by human labour, chemicals, diesel fuel, farmyard manure and nitrogen fertilizer are with elasticity of 0.21, 0.18, 0.15, 0.12 and 0.11, respectively. Hatirlty et al. [12] developed an econometric model for greenhouse tomato production in Antalya province of Turkey. They reported that human labour, fertilizer, chemicals, machinery and water energy were important inputs significantly contribute to yield. Singh et al [19] concluded that in zone 1 of Punjab, the contribution of machinery and fertilizer energy was significant at

Table 3. Energy Input–Output Ratio in Wheat Production

Items Unit Wheat

Energy use efficiency - 2.55

Energy productivity Kg MJ-1 0.19

Net energy MJ ha-1 52427.93

Direct energya MJ ha-1 12497.22 (36.85%)e

Indirect energyb MJ ha-1 21415.31 (63.15%)

Renewable energyc MJ ha-1 7603.63 (22.42%)

Non-renewable energyd MJ ha-1 26308.90 (77.58%)

Total energy input MJ ha-1 33912.53 (100%)

a Includes human labor, diesel, electricity, water for irrigation.

b Includes seeds, fertilizers, manure, chemicals, machinery.c Includes human labor, seeds, manure, water for irrigation.

d Includes diesel, electricity, chemical, fertilizers, machinery.e Figures in parentheses indicate percentage of total energy input.

Table 4. Econometric Estimation Results of Inputs

Endogenous variable: energy output Coefficient t-ratio

Exogenous variables

Model 1:

i1111101099

8877665544332211i

eXlnXlnXln XlnXlnXlnXlnXlnXlnXlnXlnYln

+++++++++++=

ααααααααααα

1. Human labour 0.21 2.28**

2. Machinery 0.47 5.29*

3. Diesel fuel 0.15 1.63***

4. Nitrogen 0.11 1.24***

5. Phosphate (P2O5) -0.07 -0.86

6. Potassium (K2O) 0.28 3.47*

7. Farmyard manure 0.12 1.35***

8. Chemicals 0.18 2.19**

9. Water for irrigation -0.04 -0.32

10. Electricity 0.05 0.61

11. Seeds 0.08 0.82

Durbin-Watson 2.21

R² 0.96

*, **, *** Indicates significance at 1% level, 5% level and 10 % level, respectively

Table 5. Econometric Estimation Results of Direct, Indirect, Renewable and Non-Renewable Energy

Endogenous variable: energy output Coefficient t-ratio

Exogenous variables

Model 2:

i21i eIDElnDElnYln ++= γγ

Direct energy 0.44 5.28*

Indirect energy 0.69 7.16*

Durbin-Watson 1.73

R² 0.91

Model 3:

i21i eNRElnRElnYln ++= γγ

Renewable energy 0.27 2.54**

Non-renewable energy 0.85 7.93*

Durbin-Watson 1.82

R² 0.94

*, ** Indicates significance at 1% level and 5% level, respectively

For data were used in this research, autocorrelation was tested using Durbin–Watson test [15]. This test result revealed that Durbin–Watson value was as 2.21 for Eq. (7), that it indicates there was no autocorrelation at the 5% significance level in the estimated model. The R2 value was as 0.96 for this Eq. Regression results for Eq. (7) shown in Table 4, with respect to the results of assessment of Cobb- Douglass function on each one of the inputs in wheat production, it could be seen that the impacts of each one of the inputs differ in constitution output energy. The results revealed that the impact of energy inputs could be assessed positive on energy output (except phosphate and water energy). Machinery had the highest impact (0.47) between the


17

K

the 5% level, they also reported that the use of human, diesel, electricity and chemical energy was found inconsistent with output in this zone.

The energy obtained from existing inputs was divided into two direct and indirect forms. As it could be seen in Table 5, the assessed trends of both forms energy (direct and indirect) were positive, showing the positive impacts of both forms of energy on the output energy. The trend of indirect energy was higher than trend resulted from direct energy, showing by one percent increase in the amount of direct and indirect energy sources, there will be 0.44 and 0.69 percent increase in amount of energy output. Similar results have been found that impact of indirect energy was more than impact of direct energy on yield of greenhouse tomato production [12]. Computed Durbin–Watson values were calculated as 1.73 and 1.82 for Eqs. (8), (9) and the R² values were as 0.91 and 0.94 for this Eqs, respectively.

The regression coefficient for renewable energy (0.27) and non-renewable energy (0.85) was significant at the 5% level and 1% level, respectively. It concludes that impact of non-renewable energy was higher than impact of renewable energy in wheat production. In other hand, by one percent increase in the amount of non-renewable and renewable energy, there will be 0.27 and 0.85 percent increase in amount of energy output. Similar results have been reported that non-renewable energy contributes to the output level more than renewable energy [15].

References[1] Food and Agriculture Organization (FAO), 2007. <www.fao.

org>. [2] Anonymous. Annual Agricultural Statistics. Ministry of Jihad-

e-Agriculture of Iran; 2007. <www.maj.ir>.[3] The Energy and Agriculture Nexus. Environment and Natural

Resources Working Paper No. 4, FAO, Rome, 2000. [4] STREIMIKIENE D, Klevas V, and Bubeliene J, “Use of EU

structural funds for sustainable energy development in new EU member states” Renewable and Sustainable Energy Reviews, Vol.11, pp.1167–87, 2007.

[5] OZKAN B, Akcaoz H, and Fert C, “Energy input–output analysis in Turkish agriculture” Renew Energy, Vol.29, pp.39–51, 2004.

[6] SINGH S, Singh S, Pannu CJS , and Singh J, “Optimization of energy input for raising cotton crop in Punjab” Energy Conversion and Management, Vol.41, pp.1851–61, 2000.

[7] CETIN B, and Vardar A, “An economic analysis of energy requirements and input costs for tomato production in Turkey” Renewable Energy, Vol.33, pp.428–433, 2008.

[8] MOHAMMADI A , Tabatabaeefar A, Shahin S, Rafiee S, and Keyhani A, “Energy use and economical analysis of potato production in Iran a case study: Ardabil province” Energy Conversion and Management, Vol.49, pp.3566–3570, 2008.

[9] ESENGUN K, Erdal G, Gunduz O, and Erdal H, “An economic analysis and energy use in stake-tomato production in Tokat province of Turkey” Renewable Energy, Vol.32, pp.1873–1881, 2007.

[10] KUESTERS J, and Lammel J, “Investigations of the energy efficiency of the production of winter wheat and sugar beet in Europe” European Journal of Agronomy, Vol.11, pp.35–43, 1999.

[11] YILMAZ I, Akcaoz H, and Ozkan B, “An analysis of energy use and input costs for cotton production in Turkey” Renewable Energy, Vol.30, pp.145–155, 2005.

[12] HATIRLI SA, Ozkan B, and Fert C, “Energy inputs and crop yield relationship in greenhouse tomato production” Renewable Energy, Vol.31, pp.427–438, 2006.

[13] MANDAL KG, Saha KP, Gosh PL, Hati KM, and Bandyopadhyay KK, “Bioenergy and economic analyses of soybean-based crop production systems in central India” Biomass and Bioenergy, Vol.23, pp.337–45, 2002.

[14] SINGH S, Singh S, Mittal JP, and Pannu CJS, “Frontier energy use for the cultivation of wheat crop in Punjab” Energy Conversion and Management, Vol.39(5/6), pp.485–91, 1998.

[15] HATIRLI SA, Ozkan B, and Fert C, “An econometric analysis of energy input–output in Turkish Agriculture” Renewable and Sustainable Energy Reviews, Vol.9, pp.608–23, 2005.

[16] KIZILASLAN H, “Input–output energy analysis of cherries production in Tokat Province of Turkey” Applied Energy, Vol.86, pp.1354–58, 2009.

[17] ERDAL G, Esengun K, Erdal H, and Gunduz O, “Energy use and economical analysis of sugar beet production in Tokat province of Turkey” Energy, Vol.32, pp. 35–41, 2007.

[18] TSATSARELIS CA, “Energy inputs and outputs for soft winter wheat production in Greece” Agriculture, Ecosystems and Environment, Vol.43, pp.109-118, 1993.

[19] SINGH G, Singh S, and Singh J, “Optimization of energy inputs for wheat crop in Punjab” Energy Conversion and Management, Vol.45, pp.453–46, 2004.

[20] CANAKCI M, Topakci M, Akinci I, and Ozmerzi A, “Energy use pattern of some field crops and vegetable production: case study for Antalya region, Turkey” Energy Conversion and Management, Vol.46, pp.655–66, 2005.

[21] SARTORI L, Basso B, Bertocco M, and Oliviero G, “Energy Use and Economic Evaluation of a Three Year Crop Rotation for Conservation and Organic Farming in NE Italy” Biosystems Engineering, Vol.91, pp.245–256, 2005.

[22] SAFA M, and Tabatabaeefar A, “Energy Consumption in Wheat Production in Irrigated and Dry Land Farming” In: Proc. Intl. Agric. Engg. Conf., Wuxi, China, Nov, pp.28-30, 2002.

[23] YAMANE T, “Elementary sampling theory” Engle wood Cliffs, NJ, USA: Prentice-Hall Inc, 1967.

[24] HEADY EO, and Dillon JL, “Agricultural production functions” Ames, Iowa: Iowa State University Press; pp.8–30, 1961.


18

BP

ENERJİ KORİDORU VE TERMİNALİ OLARAK TÜRKİYE’NİN ROLÜ

Andaç Batur ÇOLAK BOTAŞ International Limited, Sivas Saha Müdürlüğü

Prof. Dr. Mustafa İLBAŞGazi Üniversitesi, Teknoloji Fakültesi, Enerji Sistemleri Mühendisliği

ÖzetDeğişmekte ve gelişmekte olan yeni dünya düzenine paralel olarak ayakta kalabilmenin temel şartlarından ilk sırada geleni mutlak ki ekonomik olarak güçlü kalabilmek ve bölgede stratejik hakimiyete sahip olabilmektir. Ekonomik kalkınmayı sağlayabilmek, sanayileşme ve sürdürülebilir büyüme hedeflerine ulaşabilmek için ise göz önünde bulundurulması gereken en önemli faktör de üretimde birim maliyete en önemli kriter teşkil eden enerjidir. Sanayileşen ülkeler sayısı arttıkça enerji hammaddelerine duyulan ihtiyaç da artmaktadır. Bu konuda şimdiye kadar yapılmış olan çalışmalarda görülmüştür ki, dünya enerji ihtiyacı 2020 yılında yaklaşık % 65 oranında artacak ve fosil yakıtlar (petrol, kömür, doğal gaz) birincil enerji kaynakları arasındaki yerini koruyacaktır. Belirtilen yüzdede artacak olan enerji talebinin karşılanabilmesi için yaklaşık olarak 16 trilyon dolar’lık bir ilave yatırıma ihtiyaç duyulacaktır. Hızlı bir küreselleşme sürecinde bulunan dünyamızda enerji ve enerjinin verimli kullanımı, arz kaynağı durumunda olan ülkelerle talep merkezlerinin çeşitli taşıma yolları ve en önemlisi; diğer taşıma şekillerinden daha süratli, daha ekonomik ve daha emniyetli olmakla birlikte; gerek kara gerekse deniz taşımacılığına göre yatırım maliyeti daha yüksek olan boru hatları taşımacılığı ile birbirine bağlanmasını zorunlu kılmıştır. Bu çerçevede üzerinde bulunduğu stratejik noktada Türkiye’nin bölgesel enerji güvenliğindeki rolü ve potansiyeli ortaya çıkmaktadır. Türkiye enerji kaynağı ülkeler ile Pazar durumundaki ülkeler arasında bulunmaktadır. Türkiye’nin sahip olduğu bu coğrafi yer ve buna paralel olarak stratejik ve jeolojik konumu, enerji taşımacılığında kullanılacak iletim hatlarında anahtar ülkelerin başında yer almasını sağlamaktadır.

Enerji Koridoru ve Terminali Olarak TürkiyeBilindiği üzere, enerji alanında söz sahibi olmak için, günümüz koşullarında sadece enerjiye sahip olmak yeterli gelmemektedir. Üretilen enerjinin, üretim maliyetlerinin kabul edilebilir değerlere indirilmesi yönündeki çalışmalar kadar, enerjinin talep sahibi pazarlara güvenli, ekonomik olarak iletilmesi de büyük önem taşımaktadır. Konum itibari ile üzerinde bulunduğu bu stratejik noktada Türkiye’nin bölgesel enerji güvenliğindeki rolü ve potansiyeli işte bu noktada ortaya çıkmaktadır. Enerji kaynağı ülkelerin ve pazar ülkelerin coğrafi konumları göz önüne alındığında, Türkiye’nin sahip olduğu eşsiz coğrafyası ve buna paralel olarak stratejik ve jeolojik konumu, enerji arzında kullanılacak iletim hatlarında olmazsa olmaz ülkelerin başında yer almasını sağlamaktadır[1, 2, 4, 6]. Türkiye; Hazar, Orta Asya ve Ortadoğu bölgelerindeki petrol ve doğal gaz üreticileri için bölgedeki en önemli müşteri olduğu gibi, Batı’daki uluslararası pazarlar için de transit boru hatlarına ev sahipliği rolünü üstlenen önemli ve güvenli bir geçiş ülkesidir.

Küresel ve rekabetçi pazarda yer bulabilmek için büyük öneme haiz olan enerji alanında, dünyanın giderek artmakta olan enerji ihtiyacına karşılık, talebi karşılamaya yönelik arz konusu bir hayli sıkıntılıdır. Bu sıkıntıların en önemlisi enerji kaynaklarının yeryüzündeki dengesiz dağılımıdır. Bu durum Tablo 1’de açıkça görülmektedir.

Dünya petrol rezervlerinin % 59,7’si Ortadoğu’da, % 11,2’si Avrupa ve Avrasya’da, doğal gaz rezervlerinin ise % 41’i Ortadoğu’da, % 34’ü ise Avrupa ve Avrasya’da bulunmaktadır (Tablo 1). Ayrıca dünyada şu ana kadar yapılan araştırmalar neticesinde ortaya çıkan sonuçlara göre Suudi Arabistan petrol rezervleri açısından, Rusya ise doğal gaz rezervleri açısından birinci sırada yer almakta; Türkmenistan yaklaşık 3 trilyon metreküplük doğal gaz rezervi ile Rusya’nın ardından ikinci sırada bulunmakta ve buna mukabil olarak söz konusu havzalar dünya enerji arz güvenliğinin ana merkezlerini oluşturmaktadır. Tüm bu unsurlar sıralandığında, dünya arz merkezinin yaklaşık olarak % 80’ler oranında enerji kaynakları açısından zengin olmayan Türkiye’nin içinde yer aldığı coğrafyanın etrafında şekillendiği görülmektedir. Bu meyanda, enerji kaynakları açısından zengin olmayan Türkiye’nin içinde yer aldığı coğrafya değerlendirildiğinde, çevresindeki ülkelerin çoğunda zengin enerji kaynaklarının olduğu dikkat çekmektedir [5, 6].

Ortadoğu petrol havzasında bulunan ülkelerden Suudi Arabistan, dünya rezervlerinin % 22’sine, İran % 11,5’ine, Irak % 9,6’sına, Kuveyt % 8,5’ine, BAE de %8,1’ine sahiptir. Hazar petrol havzasın-da bulunan ülkelerden ise İran % 52’sine, Kazakistan % 15’ine, Azerbaycan ise % 3’üne sahiptir [7]. Türkiye de mevcut ham petrol

Tablo 1. Dünya Fosil Yakıt Rezervleri

BölgePetrol D.Gaz

Kömür

(Milyar Ton)

Milyar Ton Trilyon m3 Taş kömürü Linyit

Kuzey Amerika 9,7 8,87 113,3 132,8

Orta ve Güney

Amerika17,6 7,31 6,9 8,0

Avrupa ve

Avrasya19,2 62,89 102,1 170,2

Ortadoğu 102,0 75,91 1,3 -

Afrika 16,6 14,65 33,2 0,17

Asya ve

Okyanusya5,6 15,39 155,8 103,4

TOPLAM DÜNYA 170,8 185,02 411,3 414,6

Kaynak: BP Statistical Review of World Energy – 2009


19

K

boru hatları Şekil 1’de görülmektedir. Ham petrol taşımacılığında ülkemizde 2006 yılında devreye alınan Bakü-Tiflis-Ceyhan Ham Petrol Boru Hattı ve hali hazırda çalışmaları sürdürülmekte olan Samsun-Ceyhan Ham Petrol Boru Hattı projeleri mevcuttur. Bu projelerin dışında, mevcut stratejik durumdan dolayı ufukta şu an için başka transit petrol iletim hattı projesi görünmemektedir. Kuzey-Güney koridorunda yer alarak Akdeniz’e bağlanan petrol boru hattı projeleri, Türkiye için transit öneminden çok stratejik bakımdan, Türk boğazlarından geçecek tanker trafiğini azaltmak gibi hayatî bir önem taşımaktadır.

Şekil 2. Türkiye doğal gaz boru hatları.

Şekil 3. Hazar havzası ülkelerinin ispatlanmış petrol rezerv dağılımı.

Şekil 1. Türkiye ham petrol boru hatları.

Şekil 4. Hazar havzası ülkelerinin ispatlanmış doğal gaz rezerv dağılımı. Kaynak: BP Statistical Review of World Energy – 2009

Kaynak: BP Statistical Review of World Energy – 2009

Kaynak: BOTAŞ

Ülkemizden geçen doğal gaz boru hatları Şekil 2’de görülmektedir. Petrole göre doğal gaz konusunda Türkiye’nin enerji koridoru olarak muhtemel rolünün daha önemli olacağını ifade etmek mümkündür. Zira doğal gazın dünya ispatlanmış rezervlerinin % 26,6’sına sahip Rusya kuzeyimizde, % 15’ine sahip İran ile % 0,8’ine sahip Azerbaycan, % 1,6’sına sahip Türkmenistan ve % 1,7’sine sahip Kazakistan ülkemizin doğusunda sıralanmışlardır. Ülkemizin gü-neyinde ise dünya ispatlanmış gaz rezervlerinin % 14,3’üne sahip Katar, % 3,8’ine sahip Suudi Arabistan ve toplamları % 7,3’e karşı gelen BAE., Irak, Suriye, Kuveyt, Bahreyn, Umman ve Yemen yer almaktadır. Hazar havzası ülkelerinde ispatlanmış doğal gaz rezervi dağılımına bakmak gerekirse; Hazar doğal gaz rezervlerinin % 51’i Rusya’da, %35’i İran’da, % 9’u Türkmenistan’da, %5’i ise Kazakistan, Özbekistan ve Azerbaycan’dadır (Şekil 3). Doğal gaz zengini bu ülkelerin bazılarının coğrafî konumları itibariyle,

Kaynak: BOTAŞ

doğal gazın talep merkezlerine ulaşmasında bir takım zorluklar bulunmakla birlikte, bazen de rakip ülkelerin geçiş güzergahlarını tutmak sureti ile enerji arenasında avantajlı hale gelme çabaları veya arz anlaşmalarını önceden yapmış olması, söz konusu ülkelerin doğal gaz ihracını engellemekte veya geciktirmektedir. Değişen konjonktüre paralel olarak gelişmekte olan yeni projelerin hayata geçmesi ile bu rekabetin zamanla işbirliğine dönüşmesi muhtemel olacaktır. Bu ülkeler arasında Hazar havzası ülkelerinin petrol ve doğal gaz rezervlerinin özellikle Türk dünyası enerji işbirliği açısından ayrıca değerlendirilmesi büyük önem taşımaktadır. Hazar havzası ülkelerinin petrol ve gaz rezervleri ise Şekil 3 ve Şekil 4’de açıkça görülmektedir.

Bu şekilde irdelenmiş olan jeopolitik analiz çerçevesinde, dünya ispatlanmış doğal gaz rezervlerinin önemli bir kısmını ellerinde bulundurmakta olan en az on ülke, Avrupa’ya doğal gazını arz etme amacı ile proje geliştirme zamanı geldiğinde öncelikle Türkiye üzerinden geçişi hedeflemek durumundadır.

Petrol boru hatlarının aksine, doğal gaz boru hatları söz konusu olduğunda, yakın ve uzak gündemde bir hayli önemli proje yer almaktadır. Türkiye’den Azerbaycan kaynaklı doğal gaz sevkini sağlamak üzere tasarlanmış olan projelerden Bakü-Tiflis-Erzurum ve Türkiye-Yunanistan boru hatlarının tamamlanarak işletmeye açılması, hattın İtalya bağlantısı ile birlikte Avrupa’ya kadar devam edeceği şeklinde ifade edilebilir.

Dünyanın en hızlı büyüyen enerji piyasalarından birini teşkil eden Avrupa Birliği, aynı zamanda dünyanın en büyük doğal gaz pazarıdır. Enerji kaynaklarının güvenli ve sürdürülebilir olması her ülke için olduğu gibi Avrupa Birliği için de çok önemlidir. Küresel düzeyde en büyük doğal gaz tüketicisi bölge, % 41,2 ile Avrupa ve Avrasya’dır. Avrupa ayrıca toplam dünya petrol tüketiminin yaklaşık % 23,5 inin gerçekleştiği bir bölgedir. Avrupa’ya ihtiyacı olan petrol ve doğal gaz arzı, bazı Avrupa ülkelerindeki küçük çaplı üretimler haricinde; Kuzey Buz Denizi, Cezayir, Fas, Nijerya gibi Afrika ülkeleri, Ortadoğu ve Rusya’dan sağlanmaktadır.

Geçmişten günümüze, bölgedeki hakimiyetini ve istikrarını koruma ve buna mukabil, büyük devlet olma geleneği ve sorumluluğu çerçevesinde Türkiye’nin de içinde bulunduğu; Hazar’ın iki


20

BP

yakasında ve Orta Asya’da yer alan ülkelerin enerji kaynaklarını dünya pazarlarına taşımak üzere geliştirilmiş “Nabucco” doğal gaz boru hattı projesi uzun süredir gündemdeki yerini koru-maktadır. Rusya’nın Ukrayna ile vukuu bulan her problemde doğal gazı kesmesinin sıkıntılarını yaşayan Türkiye ve Avrupa ülkeleri, doğal gaz temininde kaynak çeşitliliğini sağlayarak arz güvenliğini geliştirmek için alternatif projeler arayışına arayışına girmişlerdir[3]. Altı ülkenin katılımı ile oluşturulmuş olan Nabucco boru hattı projesi, Türkiye’den Avrupa ülkelerine doğal gaz taşı-mak amacıyla yapılması düşünülen uzun geçişli bir boru hattı ta-şımacılığı projesidir. Proje büyüklüğü itibarıyla neredeyse Avrasya coğrafyasının tamamını etkileyebilecek niteliktedir. Çünkü gaz tedarikçi ülkeler ile boru hattına ev sahipliği yapacak ülkelerin ekonomileri bu proje ile farklı bir şekil alabilecektir[4]. Söz konusu proje, Avrupa’nın en büyük doğal gaz tedarikçisi olan Rusya’dan sağlanan gaz arzına alternatif olması nedeniyle daha çok ABD ve AB tarafından desteklenmektedir. Azerbaycan, Türkmenistan, Irak, Mısır, doğal gazının Avrupa’ya Türkiye üzerinden taşınması planlanan Nabucco projesi Erzurum’da Türkiye-İran Doğal gaz Hattı ile birleşerek, yapımı düşünülen Trans-Kafkas Gaz Hattı ile bağlanacaktır. Bu sayede Nabucco boru hattı, hem Orta Asya’yı, hem de Orta Doğu’yu gaz hatları olarak bağlayacak ve batı ucunda Avusturya’nın temel doğal gaz taşıyıcısı hattı ile birleşecektir. Av-rupa Birliğinin geleceğinde enerji koridorlarını çeşitlendirmesi ve arz güvenliği bakımından büyük önem arzeden proje Türkiye için kendi bölgesinde transit ülke olmaktansa, gaz üretimi olmadan gaz tedarikçisi olma hedefi yolunda çok önemli bir yapı taşıdır. Ayrıca Bakü-Tiflis-Ceyhan Ham Petrol Boru Hattı ve Mavi Akım projeleri ile enerji geçiş güzergahında olduğunu tüm dünyaya ispatlama sürecinin yolu açılan Türkiye, Nabucco projesi ile hem enerji koridoru ülke konumunu güçlendirmiş hem de dünya platformunda Türkiye’ye duyulan güveni arttırmıştır. Birçok eksiklikleri ve zayıf noktaları bulunmasına rağmen Avrupa Birliği ülkeleri ve Türkiye arasında imzalanan bu projenin Türkiye’nin Avrupa Birliği’ne giriş sürecinde önemli ilerleme kriterlerinden biri olacağı da düşünülebilir.

Türkiye sadece Doğu-Batı Enerji Koridoru değil, aynı zamanda Kuzey-Güney ve Güney-Batı Enerji Koridoru olma yolunda da önemli fırsatlara sahiptir. Mısır doğal gazını Ürdün ve Suriye üzerinden Türkiye’ye ulaştıracak olan Arap Doğal Gaz Boru hattı projesinin 2019 yılında yapımının tamamlanması ve işler hale getirilmesi planlanmaktadır. Türkiye aynı zamanda Irak doğal gaz rezervlerinin geliştirilmesine ilgi duymaktadır. Yapılacak arama faaliyetlerinin neticesinde elde edilmesi muhtemel olan, kapalı bir havza durumundaki Irak doğal gazının hali hazırda mevcut bulunmakta olan Kerkük-Ceyhan Petrol Boru Hattı’nın geçiş hakkından yararlanarak ona paralel biçimde inşa edilecek bir boru hattıyla Türk ulusal şebekesine bağlanması ve akabinde yapılacak anlaşmalarla Nabucco hattına entegre edilerek Avrupa pazarlarına arzı kolaylıkla mümkündür. Türkiye ile İran arasında bir doğal gaz boru hattı mevcut olmakla birlikte, İran ile ilave doğal gaz anlaşması da imzalamıştır. Bütün bunlara ek olarak, Türkiye’nin ayrıca İran’ın zengin Pars yataklarında da doğal gaz üretim ve ihraç izni mevcuttur. Bir diğer komşumuz Suriye ve Katar ile de enerji alanında işbirliği anlaşmaları mevcut bulunmaktadır.

SonuçEnerji koridoru ve terminali olarak son derece kritik bir konuma sahip olan Türkiye, bu hedefine yönelik politikalarını oluşturmakla birlikte, dünya ekonomisi ve siyasetinde daha güçlü bir şekilde

var olabilmek, geçmişten günümüze süregelen kardeşliğin ve manevî mirasın gereği olarak çevresinde bulunan ülkelerle Avrupa arasında siyasî, ekonomik, kültürel ve stratejik bir köprü rolü oynamak fırsatına sahiptir. Rusya ise, doğal gaz konusunda en büyük alışverişimizin olduğu, ancak diğer gruplarla olan doğal rekabetinden ötürü de alternatif projelerde işbirliği yapılabilecek önemli bir komşumuzdur. Önemli enerji rezervlerinin bulunduğu Hazar havzasında bulunan Türk Cumhuriyetleri ile geliştirilecek enerji projeleri ise bölgesel istikrar ve işbirliği açısından hayati önem taşımaktadır.

Türkiye’nin tüm bu bahsedilen transit boru hattı projeleri vesilesi ile Rusya, Cezayir ve Norveç,’in ardından Avrupa’nın doğal gaz tedarikinde dördüncü ana arter olma hedefi ve bu yönde izlediği politikalar, daha önce de belirtildiği gibi dünya piyasalarında Türkiye’ye olan güveni sağlamlaştıracaktır. Bununla birlikte Türkiye-AB ilişkilerinde yeni bir işbirliği alanı açarak Avrupa Birliğine giriş sürecinde pozitif rol oynayacak, buna paralel olarak da Avrupa’nın Asya ile bağlantılarının daha da güçlenmesine sebep olacaktır. Bunun yanı sıra, Irak, Mısır gibi Osmanlı mirası ülkelerin enerji kaynaklarına yönelik projelerde, diğer taraftan da talep merkezlerine bu kaynakları ulaştıracak projelerde yer alarak Doğu - Batı ve Kuzey - Güney enerji koridorundaki stratejik öneminin gereğini yerine getirecektir.

Hızla büyüyen enerji piyasalarından olan Avrupa ile en büyük enerji havzalarının arasında bulunan Türkiye’nin de tüm dünyada olduğu gibi enerji ihtiyacı hızla artmaktadır. Günümüzde tükettiği enerji kay-naklarından yarısını ithal etmekte olan Türkiye’de uygulanan enerji politikaları, dünya enerji sektörünün genel yapısından büyük ölçüde etkilenmektedir[2]. Bu jeostratejik konumda bulunan Türkiye’nin enerji politikasını enerji arz kaynaklarını çeşitlendirmek, enerji arz güvenliğini sağlamak, bölgenin önde gelen tüketim ve transit terminali olmak ve Türk enerji piyasasının liberalizayon sürecini devam ettirmek şeklinde özetlemek mümkündür. Özetlenen tüm bu hususlar Avrupa Birliği’nin mevcut sürdürülebilir enerji politikasıyla örtüşmektedir. Bu duruma Türkiye’nin enerji koridoru üzerinde bulunmasından kaynaklanan jeopolitik konumu da eklendiğinde Türkiye’nin gerek Avrupa Birliği için gerekse de enerji ihracatçısı konumunda olan ülkeler için önemi bu açıdan da bir kez daha ortaya çıkmaktadır.

Kaynaklar[1] YAVUZ, C., “Türkiye ve Asrın ‘Stratejik’ Enerji Hatlarında

Gelinen Aşama”, TÜRKSAM, 03.07.2009[2] BAYRAÇ, H.N., “Küresel Enerji Politikaları ve Türkiye” ,

TÜRKSAM, 04.02.2010[3] Nabucco Projesi, http://www.noktavirgul.com/genel/nabucco-

projesi-nedir.html [4] Stratejik Araştırmalar Dergisi, Genelkurmay ATASE

Başkanlığı Yayınları, SAYI:10, Eylül 2007[5] OGAN, S., “Türkiye’nin Bölgesel Enerji Güvenliğinde Yeri ve

Rolü”, TÜRKSAM, 21.12.2009[6] İSKENDER, S., “Enerji Ağlarıyla Örülmüş Avrasya ve

Türkiye’nin Önemi”, TÜTEV, http://www.tutev.org.tr/makale-ve-paneller/makaleler/429-enerji-aglariyla-orulmus-avrasya-ve-turkiyenin-onemi.html

[7] BIYIKOĞLU, H.N., “Enerji, Doğal gaz ve Türkiye’nin Avrupa Enerji Güvenliğindeki Yeri”, Enerji 2023 Dergisi, 71. Sayı, 18.08.2008


21

K

[8] BOTAŞ, www.botas.gov.tr, 2010[9] BP Statistical Review of World Energy – 2009, http://www.bp.com/l iveassets/bp_internet/globalbp/

globalbp_uk_english/reports_and_publications/statistical_energy_review_2008/STAGING/local_assets/2009_downloads/statistical_review_of_world_energy_full_report_2009.pdf

SummaryThe first one of the basic requirements of being able to survive in parallel to the changing and developing new world order is an absolute that can be economically strong and have strategic dominance in the region. The most important factor that must be considered to provide economic development and to achieve objectives of sustainable growth and industrialization is also the energy that constitute the most important criteria on the unit cost of production. The more the number of industrialized countries increase, the more need for energy raw material increases. In studies, which have been made so far in this regard, has been seen that in 2020, world energy demand will increase by approximately 65% and fossil fuels (oil, coal, natural gas) will maintain the position among the primary energy sources. An additional investment of approximately $16 trillion will be needed to meet the increasing energy demand in specified percentage rate. Efficient use of energy; the most profitable form of transport with the pipeline has been required to connect to supplier countries with claimant countries. In this context, the strategic port on Türkiye’s role and potential in regional energy security has emerged. Türkiye is between countries in market situation and energy source countries. Türkiye’s geographical location and in parallel, its strategic and geological position provide to take place as the leader of key countries in transmission lines which will be used in energy transport.


22

HOW CAN A COOLING SYSTEM BE RELIABLE AND ENVIRONMENTALLY SUSTAINABLE?

Andras BACZONINalco Hungary LLC

Tolga ERCANNalco Anadolu Kimya

Serkan ANLAROGLUNalco Anadolu Kimya

AbstractEnvironmental sustainability of heavy industry has gained global attention and visibility during the last few years. A plant’s emissions to air, water and soil can restrict operations and even shut production down. The electric power industry is a central focus for international forums on sustainable development and improved environmental performance. The visibility and size of power plants make them important targets for regulation of point source emissions.

Newly constructed and existing power plants should create and highlight projects for the application of best available technologies (BAT) on their systems which leads to an environmental return on investment (e-ROI). The projects need to focus not only on the plant’s generation capability, reliability and economic performance, but also on its environmental performance.

There are many places in a power plant to apply environmental friendly developments, including combustion improvement, emission control, advanced steam-water chemistry, more efficient mechanical parts, and advanced cooling system control. This paper will focus on the cooling system and its performance from the environmental point of view. Furthermore, we will introduce the economic importance of cooling system operation to the power plant. The paper includes a case study of a power station’s cooling system and it’s optimisation that has a good ROI for the plant and also a good e-ROI for the environmental sustainability.

Keywords: power plant; cooling system; environmental sustainability; 3D TRASAR©

IntroductionPower generation from fossil fuel combustion produces close to 35% of total greenhouse gas (GHG) emissions. As a global average, 60% of electricity is generated from fossil fuels, with more than 40% from coal [1-2]. Figure 1 shows the fuel distribution of the operating power plants across Europe and compared to Turkey. The global power generation industry has a responsibility as the major contributor to GHG emissions to embrace viable reduction strategies for fossil fuel power stations.

These strategies include increasing the efficiency of existing plants, building higher efficiency power stations, changing to less carbon-intensive fuels and minimising the environmental impact of the station through best available technologies such as carbon dioxide capture and or cooling system efficiency improvement and monitoring.

Table 1. Presents A Comparison Of The Average Efficiency Of The Different Type Of Fossil Fuel Power Plants.

Figure 1. The European (left) and Turkish (right) operating power capacity (MWe) sorted by used fuel [3,4].

Table 1. The Efficiency of Different Types of Fossil Fuel Power

Plants

Plant Type Typical Efficiency

Sub-critical 30 – 40 %

Super-critical ~40 %

Ultra critical ~48 %

Target for future ~50 – 52 %

Coal29%


23

A major effort is underway to improve the fossil fired power plant efficiency since this is directly related to their emission (see Figure 2) and profitability.

A poorly working cooling system can be responsible for a loss of up to 2 % of overall plant efficiency very easily through heat transfer surfaces fouled with scale, suspended solids deposition, corrosion or microbiological slimes. At the same time, a fouled condenser creates a larger environmental load through increased water and chemical use.

Figure 4 presents a general distribution of cooling system expenses (or we can see it as different kind of energies) typical for an open recirculating cooling tower system.

Figure 2. Decreasing CO2 emissions with increasing net plant efficiency for coal fired power.

The CO2 emissions will decrease with the increased plant efficiency. NOx, SOx and particulate matter emission of the plant will also decrease with the same trend.

Since many factors affect the plant’s efficiency, it is essential to understand the way fuel energy is converted to electricity. We need to consider that a large portion of the original energy in the fuel is rejected to the environment by the cooling system in a conventional power plant, as can be seen in Figure 3.

Figure 3. Typical energy distribution of a coal fired PP.

As the condenser rejects most of the heat, it is essential to maintain efficient heat transfer through it. The cleanliness of the condenser and its monitoring play an important role in power plant operation. [5,6]

BackgroundA properly working cooling system must provide maximum heat rejection in the condenser with the minimum energy input from the cooling system. This requires a well maintained mechanical system with good control of cooling system operation and the chemical treatment programme.

Figure 4. Operational expense distribution in a cooling system.

Most of the operating expense is for the electrical energy. It is not an easy job to reduce electrical consumption through optimisation of the system because the recirculation pumps and cooling tower fans must be run continuously. It may be possible to reach a point when one recirculation pump can be switched off (in multiple pump systems) when the heat transfer surfaces are clean.

Cooling system optimisation with an increase in the number of cycles of concentration (NC) may appear to be an easy way to reduce chemical and water consumption. However this is not always the optimal way to reduce costs and emissions. Manpower expenses for monitoring and control of the cooling water chemistry can be reduced with automation. Maintenance cost reduction can also be calculated, but for this a longer time period needs to be consider.

The engineering MOC (Mechanical-Operational-Chemical) approach can be a good tool to reduce operational expenses as presented in Table 2. [7]

Table 2 presents an overview of the potential effects on the operating expenses, but a poorly performing chemical treatment programme can result in much greater problems for operators, including decreased plant efficiency, reduced productivity, production schedule delays, increased downtime for maintenance, increased cost of equipment repair or replacement, shortened equipment life and reduced safety.

We now add another dimension to the MOC approach: Sustainability. (Therefore the abbreviation is changed to MOCS.) A good optimisation programme must have a positive effect on sustainability.


24

Table 2. The MOC Effect on The Operational Expenses

Mechanical options Operational options Chemical program

EnergyMaintained mechanical parts

increase efficiencyClean surfaces may allow fewer

recirculating water pumps

A good treatment can increase efficiency by maintaining clean

surfaces.

Manpower & MaintenanceGood condition => less

maintenanceStable automated operation need

less effort to controlAutomatically dosed and measured

program need less effort

WaterRedesigned makeup (MU) source &

repaired leaksWorking on target NC needs less

makeup (MU) waterA good program helps to operate on

target NC

ChemicalsMaintained equipment prevents

chemical lossesPerformance based control saves

chemicalsGood control => less chemical

consumption

Table 3. A Cooling System Development Project to Decrease Environmental Impact

*ZLD – Zero Liquid Discharge

From the environmental sustainability point of view, the value of an efficiently operating cooling system is to minimise the environmental loads caused by:� Make up (MU) water preparation chemical and sludge loads to

environment,� Thermal load to the air,� Humidity load to the air,� Water load coming from blow-down (BD),� Heat load coming from blow-down (BD) or� Chemical load coming from cooling tower (CT) blow-down (BD).

Table 3 presents a model for the development of cooling system environmental sustainability from the factors described. [8]

Continuous progress on cooling system optimisation always results in a positive effect on cooling system reliability, safety and environmental performance. When this happens the reliability, safety and also environmental performance of the whole plant will also increase.

Case StudyA 120 MW cogeneration power plant utilised the engineering MOCS strategy to optimise their cooling system, resulting in an increase in profitability and reduced environmental impact.

Figure 5 presents the general flow scheme for the plant cooling system. The cooling system provides water for the steam condenser and the turbine lube oil coolers. The cooling system makeup is sourced from a reservoir on a fee basis from the municipal water utility. The power plant discharges all waste water to the municipality’s waste water treatment plant.

The cooling system operates smoothly without any mechanical, operational or chemical problems. The scope of the optimisation was to save water (both as makeup and as discharge) to the plant and in the same time decrease the environmental impact coming from the plant cooling system.

The solution applied to reach these goals is the application of advanced automation with the Nalco 3D TRASAR® system, the reuse of RO reject water as part of the cooling system makeup, the reuse of boiler sample and blowdown waters, and the reuse of the neutralisation pond water from demineralisation plant. The implementation of these water reuse projects resulted in savings that significantly impacted plant profitability through reduced cooling system total cost of operation (TCO). At the same time this new approach also met the plant and Nalco’s common environmental sustainability goals. Table 4 compares the old and new programmess.

With the new treatment all critical treatment performance issues, including corrosion, scaling and microbiological activity, are

Figure 5. Simplified layout of the cooling system.


25

Table 5. Summarized Impacts

Old Programme

New Solution

Difference

Plant water intake (m³/h) 106 91,6 - 14,3

RO,boiler, DEMI(m³/h) 24,5 24,5 0

Makeup water (m³/h) 81,5 67,2 - 14,3

Alternate makeup (m³/h) 0 24,5 + 24,5

Cooling blow-down (m³/h) 8,1 18,3 + 10,2

Total discharge (m³/h) 32,6 18,3 - 14,3

Total discharge (m³/y) 285 687 160 548 - 125 139

Water cost (k€) 1 531 1 262 - 269

Chemical treatment (k€) 29 51 + 22

References[1] “Greenhouse Gases & Global Warming Potential Values”, US

Greenhouse Gas Inventory Program, US EPA, April 2002.[2] Commission for Economic Cooperation (CEC) web site, 2007[3] UDI database Europe, 2009, Platts Publishing[4] Turkish Electricity Transmission Company[5] A. Baczoni, P. Urbas – How cooling system affect power

plant productivity and emission? – CoalGen 2008 conference Warsaw

[6] A. Baczoni, M. Novikov, I. Kobzev, A. Sokolov – A strategic approach for increasing power plant productivity through adjustment of cooling system performance, 2010 Russia Power Conference

[7] George Peabody, Peter de Graaf, Tolga Ercan – Water management brings sustainability gains to existing power plants, ICCI Conference, Turkey, 2009

[8] Dr. Ron Cox – Cooling Tower Energy & Operating Cost Analysis Software, 1996 Tower Tech, Inc.

3D TRASAR is a registered trademark of Nalco Company©2010 Nalco Company

Figure 7. Financial value estimate.

under control. An important environmental achievement was the elimination of the unwanted Zn from the plant discharge. Corrosion and scale control is maintained by automated stress-based chemical dosing using the 3D TRASAR® solution. The following tasks and controls are also managed by the same equipment:� Data logging for the basic water chemistry monitoring (pH, EC,

ORP, corrosion, TSS and treatment product level in cooling system)

� Data communication through DCS or internet� Biocide addition control through red-ox potential (ORP)� Acid dosing through pH control� Cooling tower blow-down control through conductivity (EC)

Table 5 summarises the achievements and highlights of the significant differences.

Table 4. The Comparison of The Old Program and The New Solution

Old Program New Solution

Chemical treatment PO4 / polymer / Zn PO4 / polymer / PSO

Control TRASAR® control 3DTRASAR® control

Target NC 10 5

Target pH 7,7 – 8,0 7,2 – 7,5

Ca (ppm as CaCO3) Max. 1000 Max. 1100

M Alk (ppm as CaCO3) 100 - 150 50 - 100

EC (uS/cm) Max. 6000 Max. 6000

Zn (ppm) 0,3 – 1,0 none!

Ortho PO4 (ppm) 2,5 – 5,0 7 - 10

Organic PO4 (ppm) none 3 - 6

With the reuse of different wastes the MU water for cooling system coming directly from dam is reduced by 14,3 m³/hour. Which is represents 125 139 m³ water savings a year. The return on investment for the project is 484 %, which is 247 000 Euro annually. Figure 6 presents the financial value estimates as a representation of the savings in the total cost of operation of the cooling system. The direct benefits from the project include:� Corrosion, scaling and microbiological activity are in control� Zn is eliminated from plant discharge� Direct ROI savings through project implementation� Reduced water discharge to the environment (e-ROI)� Lower manpower required for analytical and monitoring to control

the cooling system� Advanced communication safer and more reliable operation


26

SERA GAZI BEYANLARININ VALİDASYONU ve VERİFİKASYONU

Anıl SÖYLERRe-Consult Ltd. Şti.

Özet Sera gazı emisyon envanterleri ve projeleri, Kyoto Protokolü yükümlülükleri ve gönüllü emisyon azaltımı ilkeleri olmak üzere iki farklı çerçevede hazırlanmaktadır. Emisyonların hesaplanması ve raporlanması, validasyonu (onaylanması) ve verifikasyonu (doğrulanması) konusunda uluslararası standartlar olarak ISO 14064 serisi standartlar ve ISO 14065 standardı mevcuttur. ISO 14064-1 organizasyonel seviyede emisyon envanterlerinin hazırlanması ve raporlanması için temel oluştururken ISO 14064-2 ise proje bazında emisyon azaltımlarının hesaplanması, izlenmesi ve raporlanması hususlarında temel ilkeleri belirlemektedir. ISO 14065 standardı validasyon ve verifikasyon kuruluşlarının akreditasyonu için gereklilikleri tanımlamaktadır. Bu bildiride açıklanmaya çalışılan ISO 14064-3 ise sera gazı azaltım beyanlarının validasyonu ve verifikasyonuna yönelik kılavuz doküman olarak hazırlanmıştır.

Validasyon/verifikasyon arasında zamanlama, amaç, odak noktası, sıklık, yeterlilik ve kesinlik seviyesi gibi bakımlardan fark olmakla birlikte her ikisi de esas olarak üç aşamada gerçekleştirilir:� Planlama aşaması� Uygulama aşaması (Denetim)� Tamamlama aşaması

Bu bildiride, yukarıda sıralanan validasyon/verifikasyon aşamaları ile ilgili detaylı bilgilere yer verilmiş ve ISO 14064-3:2007 standardı doğrultusunda validasyon/verifikasyona yönelik uygulama gereklilikleri hakkında açıklamalar yapılmıştır.

1. Validasyon ve Verifikasyon KavramlarıKyoto Protokolü kapsamında ortaya çıkan sera gazı beyanlarının validasyonu (onaylama) proje planına bağlı olarak hazırlanmış sera gazı (GHG) azaltımı projelerinin belirlenmiş onay kriterlerine göre sistematik, bağımsız ve dokümante edilmiş bir şekilde değerlendirilmesini içerirken sera gazı beyanlarının ver-ifikasyonu (doğrulama) ise proje pla-nına bağlı olarak hazırlanmış sera gazı azaltımı projelerinin belirlenmiş doğrulama kriterlerine göre sistematik, bağımsız ve dokümante edilmiş bir şekilde değerlendirilmesini kapsar. Bu doğrultuda, uluslararası standartlar olarak ISO 14064 serisi standartlar ve ISO 14065 standardı mevcuttur. ISO 14064-1 organizasyonel seviyede emisyon envanterlerinin hazırlanması ve raporlanması için temel oluştururken ISO 14064-2 ise proje bazında emisyon azaltımlarının hesaplanması, izlenmesi ve raporlanması hususlarında temel ilkeleri belirlemektedir. ISO 14065 standardı validasyon ve verifikasyon kuruluşlarının akreditasyonu için gereklilikleri tanımlarken ISO 14064-3 ise sera gazı azaltım beyanlarının validasyonu ve verifikasyonuna yönelik kılavuz doküman olarak hazırlanmıştır.

Validasyon/verifikasyon süreçlerinin proje döngüsündeki yeri Şekil 1’de [1] gösterilmiştir: 2. Validasyon ve Verifikasyon Arasındaki Benzerlik ve FarklılıklarSera gazı azaltım projeleri için gerekli olan doğruluk, kapsamlılık, ihtiyatlılık, uygulanabilirlik gibi önemli prensipler [2] vardır. Benzer şekilde, sera gazı azaltım projelerinin veya envanterlerinin validasyonu/verifikasyonu süreçleri için ortak prensipler [3] ise şunlardır:

� Bağımsızlık: Validasyon ve verifikasyon faaliyetinden bağımsız kalınması ve tarafsızlığın sağlanması ile çıkar çatışmasından uzak kalınması anlamına gelir ve validasyon/verifikasyon faaliyetleri sırasında elde edilen tarafsız delile dayalı bulguları ve kararları sağlamak amacıyla validasyon/verifikasyon süresince tarafsızlığın sürdürülmesini ifade eder.

� Etik Davranış: Validasyon ve verifikasyon boyunca güven, dürüstlük, gizlilik ve ayırt edebilme ilkelerine bağlı kalarak etik davranış gösterilmesi anlamına gelir.

� Adil Olma: Validasyon/verifikasyon faaliyetlerinin, bulgularının, kararlarının ve raporlarının gerçek ve doğru bir şekilde yansıtılmasını ve validasyon/verifikasyon denetçileri, müşteri ve üçüncü taraflar arasında ortaya çıkan olası anlaşmazlıklar ve engellerin tam olarak yansıtılmasını içerir.

� Profesyonellik: Validasyon/verifikasyon faaliyetlerinin müşteri ve hedef kullanıcıların atfettiği öneme paralel olarak profesyonel yaklaşımla yerine getirilmesi ve sonuca ulaşılmasını ifade eder. Bu doğrultuda, validasyon/verifikasyon faaliyetlerinin

Şekil 1. Validasyon/Verifikasyon Proje Döngüsü [1].

Validasyon

Verifikasyon


27

gerçekleştirilmesi için gerekli beceri ve uzmanlığa sahip olunması gerekliliğini de kapsar.

Validasyon/verifikasyon süreçleri arasındaki temel farklar ise Tablo 1’de [3] özetlenmiştir.

� Kapsam: Validasyon/verifikasyon kapsamı, proje sahibi müşteri ile karşılıklı görüşmelerle belirlenir ve proje yeri, proje sırasındaki faaliyetler, azaltımı sağlanan sera gazları, zaman aralıkları, proje sınırlarının tanımlanması yoluyla validasyon/verifikasyon sınırları tespit edilir.

� Hata önem derecesi (Maddi hata): Proje sahibi müşterinin sera gazı azaltım iddiasına yönelik olan ve hedef kullanıcı(lar)nın kararlarını etkileyebilecek her türlü hata, ihmal ve yanlış beyan olarak değerlendirilebilecek seviye planlanma aşamasında önemli olarak değerlendirilir ve tüm bunlar, hedef kullanıcının bakış açısıyla ele alınır. Hedef kullanıcı (örneğin GHG programı) tarafından farklı bir gereklilik söz konusu değilse genellikle 5000 tCO2e/yıl veya azaltım iddiasının ya da açıklanan değerin %5’i kritik değer olarak kabul edilir ve hangisi daha düşükse o değer, önem derecesi açısından kritik seviye olarak değerlendirilir. [5]

3.2. Validasyon/Verifikasyon Uygulama AşamasıValidasyon/verifikasyon uygulama aşaması, validasyon/verifikasyon denetimi için gerekli olan faaliyetlerin yerine getirildiği ve denetim sonrası elde edilen bulguların kayıt altına alındığı aşamayı ifade eder.

Validasyon/verifikasyon uygulama aşamasının başlangıcında denetime yönelik bir risk analizi gerçekleştirilir ve bu doğrultuda bir örnekleme planı hazırlanır.

Risk analizi sırasında göz önüne alınması gereken risk çeşitleri şunlardır: [6]

� Yapısal risk: Öncelikle projeye özgü, farklı sahalar ve/veya farklı prosesler, karmaşık veya yeni teknoloji, sıra dışı şirket organizasyon yapısı, çalışan döngüsü, kötü, eksik veya açık olmayan proje dokümanları ve proje sahibinden kaynaklı aşırı güven gibi yapısal riskler değerlendirilir.

� Kontrol riski: İkinci aşamada ise zayıf iç iletişim ve/veya kalite yönetim sistemi, çok sayıda kişi ve bölümün projenin farklı bölümlerinden sorumlu olması, kişiye bağımlı veri toplama ve değerlendirme sistemi, yetersiz izleme ve kontrol süreçleri gibi kontrol ve izlemeye yönelik riskler değerlendirilir.

� Bulgu riski: Son aşamada ise, validasyon/verifikasyon denetimine yönelik olan ve validasyon/verifikasyon kuruluşu tarafından kontrol edilebilecek bulgu riskleri değerlendirilir. Risk analizi sürecinde yalnız validasyon/verifikasyona yönelik bulgu riskleri, validasyon/verifikasyon kuruluşu tarafından kontrol edilebilir. Eğer yapısal riskler ve kontrol risk seviyeleri yüksekse bulgu riskini düşürebilmek için detaylı bir örnekleme planı hazırlanır.

Validasyon/verifikasyon denetim riski yapısal, kontrol ve bulgu risklerinin niteliksel çarpımıyla elde edilir ve Eşitlik 1’de [6] olduğu gibi ifade edilir:

Denetim Riski = Yapısal risk x Kontrol riski x Bulgu riski (Eşitlik 1) [6]

Validasyon/verifikasyon denetim aşamasında ise kanıtlar toplanarak değerlendirilir ve bu kanıtların toplanması için kullanılabilecek yöntemler ise şunlardır:

Tablo 1. Validasyon/Verifikasyon Arasındaki Farklılıklar [3]

Farklılıklar Validasyon Verifikasyon

Zamanlama Program öncesi Program sonrası

AmaçGelecek odaklı, tahmin

ve niyete dayalı ifadeler

Geçmiş odaklı,

performansa yönelik

ifadeler

Konu

Temel senaryolar,

yeterlilik, uyum için

kapasite

Emisyon verileri, proje

planı doğrultusunda

uygulama

Odak NoktaGerekçeler ve

varsayımlar

Veri bütünlüğü ve

sürekliliği

Sıklık Genelde bir kez Periyodik

Yeterlilik Endüstri ve teknik bilgiDenetim becerileri ve

yetkinlikleri

Kesinlik Seviyesi

Gelecek performans

için olduğu için düşük

(sadece program

yeterliliği için açısından

verilebilir)

Yüksek

3. Validasyon/Verifikasyon AşamalarıSera gazı beyanlarının validasyon/verifikasyonu temel olarak üç aşamada gerçekleştirilir: � Planlama aşaması� Uygulama (denetim) aşaması)� Tamamlama (raporlama) aşaması

3.1. Validasyon/Verifikasyon Planlama AşamasıValidasyon/verifikasyon planlama aşaması, validasyon/verifikasyon denetimi sırasında gerçekleştirilmesi hedeflenen faaliyetlerin, bu faaliyetlerin kim tarafından ve hangi içerik ve sırayla nasıl gerçekleştirileceğinin belirlendiği aşamayı ifade eder.

Validasyon/verifikasyon planlama aşamasında aşağıdaki parametrelerin müşteri ile kararlaştırılmış olması gereklidir: [4]

� Kesinlik seviyesi: Validasyon/verifikasyon için hedef kullanıcı (sera gazı programı, ilgili yasal kuruluş vb.) tarafından belirlenen güven seviyesi (Yüksek veya sınırlı şeklinde)

� Amaç: Validasyon/verifikasyon amacı varsa ilgili sera gazı programı (CDM, Gold Standard vb.) ya da standart (ISO 14064-1, ISO 14064-2) gereklilikleri doğrultusunda müşteri ile validasyon/verifikasyon kuruluşu arasında kararlaştırılır.

� Kriterler: Planlama aşamasında, validasyon/verifikasyonu yapılacak GHG projesinin veya envanterinin herhangi bir GHG programı (CDM, Gold Standard vb.), ISO 14064-1 ve ISO 14064-2 standartlarına göre yürütülüp yürütülmediği, adil ve uygun olup olmadığı, hata, ihmal veya farklı beyan gibi durumların söz konusu olup olmadığı ya da yeterli ve uygun delille desteklenip desteklenmediği değerlendirilir.


28

� Gözlem (Gerçekleştirilen faaliyetin yerinde incelenmesi)� Yeniden hesaplama (Eğer metodoloji doğru uygulanmışsa verinin yeniden hesaplanması)� Doküman inceleme (Fiziksel ve elektronik kayıtların, planların,

raporların ve dosyaların incelenmesi)� Teyit etme (Güvenilir ve bağımsız bir üçüncü tarafla bilgi almak

amaçlı yazılı veya sözlü iletişim kurulması)� Nicel analizler (Laboratuvar testleri, analizleri)� Görüşmeler (Proje veya kuruluş personeliyle veya paydaşlarla

yüz yüze veya telefonda yapılan görüşmeler)

Validasyon/verifikasyon denetimi üç adımda gerçekleştirilir:� Sera gazı veri ve bilgilerinin değerlendirilmesi� Sera gazı bilgi sistemi ve kontrollerinin değerlendirilmesi� Validasyon/verifikasyon kriterlerine yönelik değerlendirme Bu değerlendirme süreçleri sonrasında tespit edilen uygunsuzluklar varsa uygunsuzluk veya eksikliğin türüne bağlı olarak validasyon/verifikasyon denetim ekibi, düzeltici faaliyet talebi, açıklayıcı faaliyet talebi, ileriye yönelik aksiyon talebi veya iyileştirici faaliyet talebinde bulunur ya da herhangi bir uygunsuzluk tespit edilmemişse faaliyet uygun olarak değerlendirilir.

3.3. Validasyon/Verifikasyon Tamamlama AşamasıValidasyon/verifikasyon saha denetim çalışmalarının tamamlan-masını takiben validasyon/verifikasyon planlama aşamasında belirlenen gereklilikler doğrultusunda denetim ekibi tarafından validasyon/verifikasyon raporu hazırlanır. [6]

Validasyon/ verifikasyon denetimi sonrasında denetim sırasında elde edilen bulguların projenin sera gazı azaltımına yönelik iddiasını veya sera gazı bilgi ve verilerini destekleyip desteklemediği incelenir ve bu doğrultuda hedef kullanıcılar için validasyon/verifikasyon beyanı hazırlanır.

Validasyon/verifikasyon beyanında ulaşılan sonuca bağlı olarak üç farklı tür görüş yer alabilir:

� Olumlu görüş: Eğer GHG azaltım iddiasına veya GHG bilgilerine yönelik görüş olumluysa bu görüş son değerlendirme için müşteriye gönderilir ve müşteriden gelen herhangi bir olumsuz yorum yoksa olumlu görüş hedef kullanıcıya gönderilir.

� Olumsuz Görüş: Eğer GHG azaltım iddiasına yönelik görüş olumsuzsa (örn. GHG veri, bilgi veya beyanı hedef kullanıcının görüşünü etkileyebilecek hata, ihmal ve/veya eksiklikler içeriyorsa) bu durumda üç farklı sonuç ortaya çıkabilir:

• Proje sahibinin GHG azaltım iddiasını değiştirmesi: Bu durumda GHG azaltım iddiası tekrar değerlendirilerek nihai görüş oluşturulur ve hedef kullanıcıya (örn. GHG program) gönderilir.

• Proje sahibinin GHG azaltım iddiasını değiştirmeyip hata ve/veya eksiklikleri açıklayan ek bir doküman sunması: Bu durumda açıklayıcı doküman, GHG programı gereklilikleri doğrultusunda değerlendirilerek nihai görüş oluşturulur ve hedef kullanıcıya gönderilir.

• Proje sahibinin GHG iddiasını değiştirmemesi: Bu durumda ise oluşturulan görüş validasyon/verifikasyon beyanına eklenir ve hedef kullanıcıya gönderilir.

� Şartlı Görüş: Bu görüş, GHG programına yönelik validasyon/verifikasyonlar için çok nadiren kullanılır. GHG azaltım iddiasına yönelik taahhütlerde belirli sınırlamalar ve kapsam dışında bırakma (örn, bir saha veya faaliyetin müşteri tarafından değerlendirme dışı bırakılması) söz konusu ise şartlı görüş oluşturulur.

Validasyon/verifikasyon beyanı hazırlandıktan sonra validasyon/verifikasyon raporu nihai hale gelir, onay kuruluşuna (CDM Yönetim Kurulu, VCS Komitesi, Gold Standard Komitesi vb.) gönderilir ve validasyon/verifikasyon tamamlanır.

4. SonuçValidasyon/verifikasyonun tarafsız ve bağımsız bir şekilde gerçekleştirilmesi proje veya envanter bazlı sera gazı bilgi ve verilerinin güvenirliliği ve doğruluğu açısından son derece önemlidir. Bu doğrultuda, validasyon/verifikasyon ekibi aşağıdaki konularda gerekli eğitim ve yeterli tecrübeye sahip olmalıdır:� Sera gazı (GHG) emisyon kaynaklarının belirlenmesi,� Sera gazı emisyonlarının hesaplanması, izlenmesi ve

raporlanması,� GHG emisyon azaltım ve/veya tutma teknikleri,� Risk analizi ve örnekleme yöntemleri,� Temel istatistiksel yöntemler,� Denetim tecrübesi ve yetkinlikleri,� Validasyon/verifikasyona özel kavramlar (Maddi hata, özgün

katkı vb.),� Proje finansmanı ve finansal yeterlilik,� Varsa ilgili GHG programı gereklilikleri.

Sonuç olarak, validasyon/verifikasyon faaliyetlerinin istenilen yeterlilik ve güvenilirlikte olması için validasyon/verifikasyon faaliyetlerinin planlanması, uygulanması ve tamamlanması aşamalarının ISO 14064-3:2007 ve/veya GHG programı gereklilikleri doğrultusunda gerçekleştirilmesi ve tüm aşamaların ekip anlayışı içerişinde yerine getirilmesi şarttır.

Kaynaklar[1] Türk Standartları Enstitüsü (TSE), TS ISO 14064-2 Sera Gazı

Azaltım veya Tutma Projelerinin Hesaplanması, İzlenmesi ve Raporlanmasına Dair Kılavuz ve Özellikler Standardı, 2007

[2] GUSTAVSSON L., Karjalainen T., Marland G., Savolainen I., Schlamadinger B., Apps M., Project- Based Greenhouse Gas Accounting: Guiding Principles with a Focus on Baselines and Additionality, Energy Policy 28 pp. 935-946, 2000

[3] Canadian Standards Organization, GHG Validation Using 14064, 2007

[4] Türk Standartları Enstitüsü (TSE), TS ISO 14064-3 Sera Gazı Beyanlarının Doğrulanması ve Onaylanmasına Dair Kılavuz ve Özellikler Standardı, 2007

[5] GHG Management Institute, Basics of Projects GHG Accounting Online Course Notes, 2009

[6] GHG Management Institute, Verification of GHG Inventories and Projects Online Course Notes, 2009

SummaryGreenhouse gas (GHG) inventories and reduction projects are prepared in two different frameworks including voluntary market principles and Kyoto Protocol requirements. There are international standards naming ISO 14064 series and 14065 standard for


29

the accounting and reporting, validation and verification of GHG emissions. While ISO 14064-1 is a basis for organizational GHG inventory preparation and reporting, ISO 14064-2 identifies the basic principles for the accounting, reporting and monitoring of GHG emission reduction projects. ISO 14065 reveals the basic accreditation requirements for the validation/verification bodies. ISO 14064-3 aimed to be explained in this paper is a guiding document for the validation/verification of GHG assertions.

Even if there are differences between validation and verification in terms of timing, purpose, subject matter, focus, frequency, competency, level of assurance, both are performed in three phases:� Planning phase� Execution phase (Audit phase)� Completion phase

The main steps of the validation/verification planning include the following:� Identifying basic principles (Purpose, criteria, boundary, level of

assurance, materiality threshold)� Determining quality control parameters� Composing audit team� Preparing validation/verification and sampling plans

The basic steps of validation/verification execution phase include the following:� Conducting audit opening meeting� Evaluating GHG data and information� Evaluating GHG data and information control systems� Assessment in line with the validation/verification criteria

The completion steps of validation/verification contain the following:� Preparing validation/verification reports� Evaluating GHG emission reduction or GHG inventory

assertions� Preparing validation/verification statements

In this paper, the phases of validation/verification identified above and the requirements of validation/verification in line with the ISO 14064-3 will be explained in detail.


30

BP

“ENERJİ VERİMLİLİĞİ STRATEJİ BELGESİ” ve YAPILMASI GEREKENLER

Arif KÜNAREDSM Enerji Genel Müdürü

Özet2009 Aralık ayı sonunda TÜBİTAK MAM’da EİE tarafından yapılan çalıştay neticesinde hazırlanmış olan ve EİE’nin web sayfasında da yayınlanan; “Enerji Verimliliği Strateji Belgesi”ne de katkı olmak üzere, bu makalede bilebildiğimiz, yaşadıklarımız ve öngörebildiğimiz kadarı ile “neler yapılması gerektiğini” başlıklar halinde sıralamaya çalışacağız.

1. GirişNisan 2004 yılında ilk “Türkiye Enerji Verimliliği Stratejisi”, 2 Mayıs 2007’de de “Enerji Verimliliği Kanunu” büyük heyecan ve umutlarla yayınlandı. Arkasından da, 2008 yılı başlarında kamuda uygulanmak üzere, kapsamlı bir “Başbakanlık Enerji Verimliliği Genelgesi” çıkartıldı. 2008 yılı, “ENVER Yılı” ilan edildi. “Enerji Kaynaklarının ve Enerjinin Kullanımında Verimliliğin Artırılmasına İlişkin Yönetmelik”, 25 Ekim 2008 tarihinde yayınlandı. Bu yönetmelikle yetkilendirmeyi bekleyen “enerji verimliliği danışmanlık firmaları” ise, 14 Temmuz 2009 tarihinden itibaren yetki almaya başladılar. Şu anda 17 firma yetki almış, 50’ye yakın firma da, yetki için başvuru yapmış durumdadır.

İlk “Strateji” ve “Kanun”un üzerinden uzun bir süre geçmesine rağmen, ülkemizde bu kanun ve yönetmeliğe endekslenen ve beklenen somut enerji verimliliği uygulamaları, altyapı-kapasite geliştirme çalışmaları, maalesef istenen düzeyde tam anlamıyla gerçekleşemedi, gerçekleştirilemedi.

Bu “gecikme”, “zaman kaybı” ve “gerçekleşememe” konusunda, sektörde yer alan ve beklenti içinde olan tüm özel sektör uygulama-cihaz firmaları, enerji verimliliği danışmanlık firmaları ve adayları, uygulamalardan-mevzuatlardan sorumlu kamu kurumları, üniversiteler, meslek odaları, sektör dernekleri, sivil toplum kuruluşları ve siyasiler vb. herkes belli ölçüde sorumludur, ancak kimse tek başına; “müsebbip” değildir.

Artık gelinen bu noktada, yine hem ülkemize hem de bizlere zaman kaybettirecek olan sektör temsilcilerinin birbirini suçlaması ve bardağın boş tarafını “işaret” etmesi yerine, somut öneriler-çözümler üzerinde tartışmak ve “ortak akılla” hareket etmek gerekmektedir. Hepimiz aynı gezegende ve aynı ülkede yaşadığımıza göre, hem sürekli artan enerji fiyatlarından, enerji arz güvensizliğinden hem de “iklim değişikliği”ne yol açan sonuçlarından kurtulmak için de, daha koordineli-doğru ve hızlı hareket etmek mecburiyetindeyiz.

2. Neler Yapılmalı?� Ülkemizin en önemli sorunlarından biri olan enerji ve enerji krizini,

en kısa ve ucuz yoldan hızlıca çözmek için, devletin ve mevcut

hükümetin bütün dikkat, çalışma, altyapı, kapasite, personel, yatırım, teşvik mekanizmaları, öncelikli ve acil olarak, “enerji verimliliği” üzerine odaklanmalı ve yoğunlaştırılmalıdır. Acilen “Ulusal Enerji Verimliliği Seferberliği” ilan edilmeli ve kısa, orta, uzun vadeli “Ulusal Enerji Verimliliği Eylem Planı” hazırlanmalıdır. Enerji verimliliği konusu, hükümetlere, bakanlara bağlı olarak değil, “Devlet Politikası” olarak öncelikli ve sürdürülebilir olmalıdır. Bu konu ayrıca, “çevre, Kyoto yükümlülükleri, temiz-eko üretim ve yenilenebilir enerji” mevzuatları ile de koordine edilmeli, planlanmalı, uyumlandırılmalıdır.

� Yönetmelikte belirtilen kapsamdaki hem sanayi hem de ticari binalarda enerji verimliliği etüt-proje ve VAP yapma-yaptırma, kamu binaları gibi, 2011 yılı sonuna kadar zorunlu olmalıdır.

� Enerji verimliliğinin sağlanması ve geliştirilmesi için görevli olan “Enerji İşleri Etüt İdaresi Genel Müdürlüğü”nün enerji verimliliği ile ilgilenen tüm birim ve şubelerinin, ayrı bir “Enerji Verimliliği Genel Müdürlüğü” adı altında yeniden yapılandırılması gerekmektedir. Çünkü mevcut yapı, sayıları çok az, ancak tecrübeli bir kadro ile gerçekten çok büyük bir özveri içinde çalışmasına rağmen, maalesef yeterli olamamaktadır. EİE; “Enerji Yönetici Eğitimi” verilmesi, ilgili mevzuatların-yönetmeliklerin hazırlanması, bunların sektörlere-halka yayılması, tanıtılması, kamuda örnek etüt-proje yapılması, yetkilendirilmiş “Enerji Verimliliği Danışmanlık –EVD-“ şirketleri tarafından yapılan eğitimlerin, etüt-projelerin, “verimlilik artırıcı projelerin-VAP-“ kontrolü gibi birbirinden farklı birçok konuda sorumluluk üstlenmiştir. Zaten sayıları çok yetersiz olan mevcut tecrübeli kadronun giderek emekli olmasıyla, kurum sıkıntıya girmektedir. EPDK oluşumuna, yapılanmasına benzer bir hızlı yapılanma ile maaşlarının, idari koşullarının iyileştirilmesi, yurtdışı-içi eğitimlerinin artırılması, mastır-doktora yapmak isteyen personelin teşvik edilmesi, yeni genç -kadrolu- mühendislerin kuruma alınması vb. yollar izlenmelidir.

� Mevcut “Enerji Verimliliği Koordinasyon Kurulu-EVKK”nun da, içine ilgili sektör dernekleri de alınarak daha aktif, sık aralıklarla bir araya gelen ve “pratik” olarak alt “komisyonlar” şeklinde yaygınlaşacak daha etkin “yapılanma” içine girmelidir.

� EİE, makro düzeyde sadece strateji ve mevzuat oluşturma ile denetleme görevlerine devam edip, eğitim verme, etüt yapma gibi uygulamaları “yetkilendirdiği kuruluş ve şirketlere” ivedilikle devretmelidir. EİE, yalnızca yılda dört kez, “Bina ve Sanayide Sertifikalı Etüt-Proje Yöneticisi” yetiştirmelidir. 2011 yılından itibaren, “Bina ve Sanayi Enerji Yöneticisi” kayıtları almamalıdır. Enerji yöneticisi eğitimi sınavları da, bir merkezden aynı anda yapılmalıdır. Yetkili şirketler de, eğer o ilde kendi şubesi varsa, eğitim hizmeti verebilmelidir.

� Ülkemizde, hali hazırda “enerji yöneticisi kursları” şirket, üniversi-te ve meslek odalarına devredilmek üzere, yetkilendirmeler


31

K

yapılmaktadır. Ancak maalesef, üniversitelerimiz ve MMO, EMO gibi meslek odalarımız, “uygulamalar” için gerekli ve yeterli altyapıya henüz sahip olamadıkları ve yetkilendirilmiş enerji verimliliği danışmanlık şirketleri de bu yatırımı yapamadıkları için, eğitimlerin sağlıklı olarak sürdürülmesinde ciddi bir sorun oluşmuştur. Bu nedenle, EİE ile EVKK olarak, başta İstanbul, İzmir, Adana, Bursa, Gaziantep gibi sanayi şehirlerinde EİE, TÜBİTAK, üniversite, OSB, sanayi ve ticaret odaları, MMO, EMO, özel sektör ile birlikte, “uygulama laboratuvarları” kurulması ivedilikle sağlanmalıdır. Altyapısı belli ölçekte hazır olan TÜBİTAK, üniversiteler, meslek odaları ve firmalar bu aşamada desteklenmelidir.

� Enerji ithalatına ödenen paranın sadece % 10’u ile, en azından bir kereye mahsus mekanizmalar -sıfır faizli kredi, teşvik, kdv indirimi, elektrik fiyatı indirimi, vergi indirimi vb.- geliştirilerek, hem sanayide hem de binalarda birkaç yıl içinde yaklaşık en az 5-10 milyar dolarlık bir tasarruf sağlanabilir. Zaten her yıl cebimizden çıkan “10-25 milyar dolarlık -resmi beyanlara göre- verimlilik-tasarruf potansiyelimiz”, kendini 2-5 yılda geri döndürebilir ve bu para artık hep ülkemizde kalır. Ayrıca bu sayede de, çok ciddi bir yan sanayi ve Ar-Ge, yetkili enerji verimliliği danışmanlık firmalarının gelişmesi, enerji yöneticiliğinin-mühendisliğinin, istihdamın artırılmasına da yol açarak, ülke çapında zincirleme bir “ekonomik iyileşme-gelişme-büyüme-sürdürülebilirlik” sağla-nır. Yaşadığımız ekonomik-finans ve enerji krizinden, “ENVER” fırsatı yaratılarak çıkılır.

� Birçok kredi, finans, hibe kuruluşu -Avrupa Birliği, Kredi ve Yatırım Bankaları, Dünya Bankası, BM-UNDP, Özel Finans Kuruluşları vb.- ülkemize, enerji verimliliği konusunda kredi ve uygulama desteği vermek üzere gelmektedirler. Bu kaynakların; EİE ve EVKK tarafından bir merkezden yönetilmesi, koordine edilmesi ve doğru-öncelikli projelere aktarılması, “kaynak verimliliği”nin de sağlanması gerekmektedir.

� 2 Mayıs 2009 tarihinden itibaren uygulanmaya başlanan, “Binalarda Enerji Yöneticiliği Hizmeti”, maalesef hedeflenen amaçlara hizmet etmemektedir. En düşük “hizmet” teklifi verenlere, sadece “yasak ve ceza” savmak üzere, “kağıt” üzerinde imza atılarak verilen, ancak hem “işletme” sahibine, hem de “ülkemize” hiçbir şekilde enerji verimliliği sağlayamayacak bir uygulamaya dönüşmüştür. Bu uygulamanın, hem EİE hem de meslek odaları ve sektör derneği olan “Enerji Yönetimi Derneği -EYDER-“ tarafından denetlenmesinin, etik kurallarının ve hizmet standartlarının, asgari -alt ve üst- hizmet bedellerinin belirlenmesi gerekmektedir.

� Bina Enerji Yöneticiliği -BEY- hizmetinin, hem bireysel enerji yöneticileri hem de EVD şirketleri için belli bir sayıda bina ve/veya m² büyüklükle sınırlandırılması gerekmektedir. BEY, kendi ilinde olmak üzere; en fazla beş adet veya toplam kapalı alanı 200.000 m²’yi geçmeyecek binalarda bu hizmeti verebilmelidir. EVD şirketleri de, bünyelerinde bulundurdukları enerji yöneticisi ve şube sayılarına bağlı olarak tüm illerde ve EİE’nin belirleyeceği sayı ve büyüklükteki binalarda hizmet verebilmelidir.

� Kanun ve yönetmeliklere göre artık, OSB’lerde de; “enerji yönetim birimi” oluşturulması zorunludur. Ancak bu “birimlerin” kendilerinin ön-etüt, ölçüm ve detaylı etüt, VAP uygulamaları yapmaları, hem nicelik hem de nitelik açısından mümkün gözükmemektedir ve de “yeterli” değildir. Bu durumda, danışmanlık ve ölçüm-etüt-VAP hizmetleri dışarıdan alınmalı, oluşturulan “birim” de, bunları organize etmeli, yönlendirmeli ve denetlemelidir.

� VAP, Gönüllü Anlaşmalar, Enerji Performans Sözleşmesi-EPS-, KOSGEB teşvikleri, TTGV, TÜBİTAK vb. destekler artırılmalı,

başvuru ve geri dönüş-ödeme mekanizmaları kolaylaştırılmalı ve hızlandırılmalıdır. VAP başvurularının -uygulanan son iki yılda da- çok yetersiz olmasının nedenlerinden birkaçı; verilecek olan teşviğin “az” bulunması ve VAP yapmak için zorunlu olan detaylı etüt-projenin süresinin ve bedelinin firmalar açısından uygun bulunmaması vb.’dir. Sadece VAP istenen projelerin detaylı etüt-projesinin yaptırılması hem süreci hem de etüt-proje bedelini azaltacağı için, ara bir çözüm olabilir. Ancak en doğrusu ve cazibi de, mümkünse VAP teşviklerinin yüzdelerinin -% 50’leri- ve miktarının da -250 bin TL’ye kadar- artırılması veya doğrudan yapılacak olan verimlilik-tasarruf sonucu kadar vergi, kdv ve enerji fiyatlarından indirim yapılmasıdır. Bugüne kadar sanayiye verilen VAP ve Gönüllü Anlaşma teşvikleri, Ocak 2011’den itibaren, benzer şekilde kapsam dahilindeki tüm kamu, ticari bina ve işletmelere de verilmelidir.

� Kamuda, 2011 yılı bitimine kadar enerji verimliği etüt-proje ve VAP’ların yapılması zorunluluğunun sonucunda, verimlilik sağlayıcı uygulamalarının “enerji performans sözleşmeleri-EPS-“ ile yapılabilmesi için, Kamu İhale Kanunu”nda bazı değişiklikler yapılması gerekmektedir. Örneğin kamunun AB ve ABD’deki gibi, 10-15 yıl gibi uzun süreli enerji performans sözleşmesi yapabilmesi ve bankalardan, finans kuruluşlarından kredi kullanabilmesi sağlanmalıdır. Ayrıca, kamunun ihale yapabilmesini kolaylaştırmak ve sağlıklı hizmet alınması için, ortak ve örnek bir “teknik şartname” ve “EPS” hazırlanmalıdır. EPS’nin de; Türk Ticaret Kanunu, Türk Hukuk Sistemi ve Türk Bankacılık-Sigortacılık Sistemi ile uyumlu hale getirilmesi gerekmektedir.

� KOBİ’lerin KOSGEB destekli ön etüt, detaylı etüt proje ve VAP hizmetlerinin teşviği uygulamalarında-yönetmelik gereği, ön etüt, detaylı etüt ve VAP için yetkili iki ayrı EVD şirketinden hizmet alınacak-, ister KOBİ’den isterse EVD şirketlerinden kaynaklanabilecek herhangi bir sorun, “itilaf” konusunda, tarafsız bir bilirkişilik-hakem heyeti tanımlanmalı ve tanınmalıdır.

� Yapılan enerji etüt proje, VAP ve uygulamaların doğru olup olmadığını kontrol için, “ölçme ve doğrulama” standartları, metodolojisi, EİE ve EYDER tarafından birlikte hazırlanmalıdır.

� 5 Aralık 2009 tarihinde yürürlüğe giren “Binalarda Enerji Performans Yönetmeliği” ve Yönetmeliğin uygulanabilmesi için gerekli olan performans kriterleri ve bina enerji performans hesaplama konusunda (BEP-TR) kamu, üniversiteler, enstitüler, sektör dernekleri acilen bir araya gelmeli ve Temmuz 2010’da başlayacağı belirtilen uygulamaya yönelik, geniş kapsamlı bir kabul, test, değerlendirme çalışması yapılmalıdırlar.

Ayrıca, yeni binalara BEP-TR sertifikası verecek olan SMM ve eski binalara BEP-TR sertifikası verecek olan EVD şirketleri dışında da, bina sahiplerinin kendi binalarının performanslarını ve durumlarını ölçebilecekleri, kullanımı kolay ABD’dekine benzer bir “energy star” programı, EİE tarafından web de yayınlanmalı ve hizmete sokulmalıdır.

SummaryIn this paper, we try to discuss and offer our arguments for draft “Energy Efficiency Strategy Document of Turkey” which is published on the EİE’s web page after “Workshop at TÜBİTAK-MAM on December 2009”. This is very important “document” both for Turkey and the world with respect to energy efficiency and the environmental improvements-applications already. There are many items and “to do list” with this “Energy Strategy Document of Turkey”.


32

BP

HIZLA GELİŞEN ENDÜSTRİ - ENERJİ DEPOLAMA SİSTEMLERİ

Ayla TUTUŞİçkale Şirketler Grubu Enerji Koordinatörü

Günümüzde bütün modern enerji sistemleri arz güvenilirliği, sistem stabilitesi, enerji kaynaklarının daha verimli kullanılması iletim/dağıtım problemlerinin ve maliyetlerinin minimize edilmesi gibi birçok nedenlerle enerjinin depolanmasını zorunlu kılar.

Eğer bir ülkenin enerjisi büyük oranda termik santrallerden elde ediliyorsa, bunun yanında ülke kesintili karaktere sahip yenilenebilir enerji kaynaklarına sahip ve bu kaynakları verimli bir şekilde kullanmak istiyorsa, sistemde hızla devreye girip çıkabilme özelliğine sahip santrallere ihtiyaç vardır. Bu ihtiyaç, ya büyük oranda fosil yakıt santrallerini birkaç dakikada devreye girebilmesi için sıcak yedek olarak emre amade tutarak ekonomik olmayan bir yöntemle ya da hızla devreye girip çıkma özelliğine sahip olan klasik depolamalı hidroelektrik santraller ve/veya enerji depolama sistemleri hayata geçirilerek karşılanabilir. Ülkemiz için bunlardan birincisi ve kısmen tercih edilmekte olan yöntem, zaten % 80’lerin üzerinde olan fosil yakıt kullanımının ve 2008 yılında genel enerjide % 76 elektrik enerjisinde % 60’a ulaşmış olan dışa bağımlılığımızın ve aynı zamanda fosil yakıt kullanımından dolayı oluşacak emisyonların artırılması anlamı taşımaktadır.

Enerjinin depolanması, dünyada son yıllarda gelişen yeni liberal piyasa modelinde, elektrik değer zincirinin en kritik bileşenlerinden birisidir ve enerji depolama sistemleri endüstrisi yeni, önemli ve tüm dünyada hızla gelişmekte olan bir endüstri seçeneğidir. Liberal piyasalarda sistem işletmecilerinin büyük ölçekte yenilenebilir enerji üretimini sisteme entegre edebilmeleri için enerjinin depolanmasına ihtiyaçları vardır.

Teknik değerlendirmeler ve fizibilite çalışmaları enerji depolamanın sadece teknik bir gereklilik değil aynı zamanda “cost effective olduğunu da göstermektedir.

2. Türkiye Elektrik Sisteminin Görünümü ve Kaynaklar

2.1. Enerji Kaynakları, Üretim Santralleri, TüketimTürkiye elektrikte arz-talep projeksiyonları ve gerçekleşme durumu incelendiğinde depolama sistemlerinin gerekliliği açıkça görülmektedir.

TEİAŞ verilerine göre 2008 yılında genel enerjinin % 76’sı, elektrik enerjisinin ise % 60’ı ithal kaynaklardan karşılanmaktadır. Aynı zamanda kaynak bazında bakıldığında elektriğin % 83’ü fosil yakıtlardan sağlanırken yenilenebilirlerin payı büyük HES’ler dahil sadece % 17’dir (% 1’i rüzgar ve diğer kaynaklar).

Ancak ülkemizde toplam 42.480 MW kurulu gücünde1283 adet HES projesi olmasına rağmen sadece 15.710 MW kurulu güçte 53 adet proje depolamalı rezervuar alanı 15 km²’nin üzerindedir. 53 adet projeden de 9.754 MW kurulu güçte 24’ü işletmede bulunmaktadır.

Tablo 1. Ekonomik HES Potansiyelinin Proje Durumlarına Göre Dağılımı [1] (Haziran 2007)

Proje Durumu

Proje Sayısı

K.Güç (MW)

Ort. Üretim (GWh/yıl)

Oran (%)

İşletmede 148 13.306 47.590 32

İnşa Halinde 158 6.564 23.620 16

Proje 977 22.260 79.177 52

Toplam 1 283 42.480 150.387 100

Depolamasız HES’lerle birlikte işletmede 13.306 MW kurulu güçte 148 adet HES bulunmaktadır. Bu santraların 90 adedi 35 yaşın üzerinde ve yenileme gerektirmekte, Karakaya, Atatürk gibi diğer birçok proje ise rehabilitasyon ihtiyacı nedeniyle verimli çalıştırılamamaktadır.

Elektrik tüketimine baktığımızda ise, yıllık tüketim karakteristiğini gösteren en önemli gösterge yük faktörüdür. Yük faktörünün mümkün olduğunca yüksek olması elektriğin verimli olarak kullanılmasının en önemli göstergesidir. Elektrikte verimliliğin artması ile yük faktörü büyüyecektir. Yük faktörünün büyüklüğünün yanı sıra minimum yükün maksimum yüke oranı da verimli kullanım açısından önemli bir göstergedir. Ülkemizde son yıllarda bu oran düşüş göstermekte olup, 2007 yılında % 38 seviyesine kadar düşmüştür. Bu nedenle 2008 yılında çok zamanlı (puant) elektrik satış tarifeleri uygulaması gündeme getirilmiş, sistem yük eğrisindeki tepe noktaları günün diğer saatlerine kaydırılarak talep tarafı yönetimiyle yük faktörü yükseltilmeye çalışılmıştır. Ancak bu kısa vadeli bir çözümdür. [2]

Yukarıda özet olarak verilen rakamların arz güvenilirliği, sistem stabilitesi, verimlilik ve emisyon gibi nedenlerden dolayı hiçte iç açıcı bir tablo sergilemediği aşikardır. Uzun dönem için sistem içerisindeki tüm üretim kaynaklarını en verimli şekilde çalıştıracak bir modelin oluşturulması, rehabilitasyon ve bakımların zamanında yapılması, arızaların hızla giderilmesi, doğru planlanmış ve seçilmiş yatırımların zamanında yapılması, depolama sistemlerinin sisteme ilave edilmesi gibi arz tarafını ilgilendiren bir yönetim uygulanmalıdır.

2.2. Elektrik İletim Sistemi 2005 yılında TEİAS tarafından yapılan çalışmalara göre; “Elektrik


33

K

rüzgar potansiyeli 10.000 MW yani 28 milyar kWh (88.000 MW teknik potansiyel) düzeyindedir. Bu ekonomik potansiyelin yıllık çalışma saati en kötü rüzgar koşulunda (güvenilir üretim) 1400 saate kadar düşerek ancak 14 milyar kWh üretim gerçekleştirebileceği düşünülmektedir. 2007-2020 döneminde her yıl 125 MW olmak üzere toplam 1.750 MW rüzgar santralinin sisteme ilave edileceği öngörülmüştür. [3]

Güneş: Türkiye’nin tüm yüzeyine isabet eden güneş gücü brüt olarak 111.500 GW kadardır. Ancak teknik potansiyel 1400 GW olup, kullanılabilir potansiyel 116 GW olarak kestirilmektedir. 5346 sayılı kanunda değişiklik yapılmak üzere bir kanun taslağı hazırlanmıştır. Bu taslağa göre özellikle rüzgar ve güneş için çok yüksek alım garantileri önerilmektedir. Oysa ülke çıkarları açısından kesintili karaktere sahip bu kaynakların yüksek alım garantisinden çok üretimlerinin sürekli hale getirilerek pazarda rekabet edebilme güçlerinin artırılması sistemi bozucu etkilerinin giderilmesi arz ve talebin eşleştirilmesi ve verimliliklerinin artırılması için hızla devreye girebilecek sistemlerle birlikte planlanmaları gerekmektedir.[3]

3. Elektrik Depolanabilir mi?Elektrik formunda değil, ancak ihtiyacın az, fiyatın düşük ve enerjinin fazla olduğu saatlerde elektrik kullanılarak hava, su veya kimyasal formda depolanabilmekte ve ihtiyacın olduğu saatlerde en fazla birkaç dakika içerisinde elektriğe dönüştürülerek kullanıma sokulabilmektedir.

Hidrolik biokütle, konvansiyonel yakıtlar elektrik üretmeden önce depolanabilirken rüzgar, güneş ve dalga enerjisi elektrik formuna çevrildikten yani elektrik üretildikten sonra depolanmayı gerektirir. Yani rüzgar ve güneş gibi kesintili enerji kaynaklarında arz ve talebi eşleştirmek veya aynı ana denk getirmek bugünün teknolojisiyle mümkün değildir. Bu nedenle var oldukları anda ihtiyaç olmasa bile elektriğe dönüştürerek üretilen elektriği başka formlarda depolamak suretiyle ihtiyacın olduğu anlarda kullanılabilme olanağı yaratılmış olmaktadır. Aynı zamanda fosil yakıtlı elektrik santrallerin sistemdeki fazla olan enerjisi aynı yöntemlerle depolanarak kaynakların daha verimli kullanımı sağlanmış olmaktadır.

4. Elektriğin Depolanması Neden Gereklidir?Türkiye’de olduğu gibi elektrik ihtiyacının büyük bir bölümünün ithal kaynaklardan ve yük takip etme özelliği olmayan fosil yakıtla çalışan santrallerden sağlanıyor olması, ayrıca rüzgar ve güneş gibi kesintili enerji kaynaklarının kullanıma sokulacak olması sistem güvenliği için ciddi bir tehdit oluşturmaktadır. Sistemin güvenliğini sağlamak ve frekans kontrolü yapabilmek için 3-5 dakika içerisinde devreye girebilecek santrallere ihtiyaç vardır. Mevcut sistem içinde bunu sağlayabilecek olan santraller depolamalı HES’lerdir. Japonya’da değişik tipteki santrallerin devreye girme ve tam kapasiteye ulaşma zamanları ile ilgili yapılan bir çalışmanın sonuçları Tablo 2’de verilmiştir. Bu çalışma için ilgili santrallerde üretime 8 saat ara verildikten sonra santraller çalıştırılarak sonuçlar alınmıştır. [3] Türkiye’de üretim planlama çalışmalarında hidrolik projeler, yük faktörlerine göre; % 35’in altında olanlar ve üstünde olanlar olmak üzere puant ve baz santraller olarak iki grup altında tanımlanırlar ve ihtiyaca göre çalıştırılırlar. Ancak ülkemizde puant talebin karşılanması sorunu vardır ve hidroelektrik santrallerin sürekli aşırı yüklenerek çalıştırılması puant talebin karşılanmasında olumsuzluklar yaratmaktadır. Enerji talebindeki hızlı artışla

İletim Sistemi”nin, arz güvenliği ve kalite kriterleri sağlanarak işletilebilmesi için, maksimum talebin konvansiyonel üretim santrallerinden karşılanacak şekilde yedeklenmesi gerektiği be-lirtilmektedir. Bu da yenilenebilir enerji kaynaklarından üretim ya-pan santrallerin tamamına yakın miktarının konvansiyonel üretim santralleriyle birebir yedeklenmesi anlamına gelmektedir. [3]

Ayrıca aynı raporda bu kaynakların sistemi bozucu etkileri olduğu belirtilmiş ve bu etkiler şu şekilde sıralanmıştır:

Bölgesel bozucu etkileri; iletim hatlarında ve trafolarda akışlarda, trafo merkezlerinde gerilimlerde değişiklikler, koruma sistemleri, kısa devre arıza akımları ve şalt tesislerinde değişiklikler, arz kali-tesinde değişiklikler.

Şebekeye olan bozucu etkileri ise; sistem dinamiği ve stabilite, reaktif güç kontrolü ve gerilim, frekans kontrolü ve konvansiyonal santrallerde sık sık yük alma/yük atma sorunları ve ayrıca enterkonnekte sisteme rüzgar santrallerinin bağlantısında bozucu etkileri ve bağlantı noktalarında iletim kapasitesinin yetersiz kalabilmesidir. Rüzgar potansiyeli yerleşim merkezlerinden uzak bölgelerde olup bu bölgeler şebekenin zayıf olduğu noktalardır. İletim Sistemi, bu bölgelere başka noktalardan bölgenin tüketimi kadar güç ve enerji taşıyabilecek şe-kilde tasarlanmıştır. Özellikle İletim Sistemine büyük güçte rüzgar santrali bağlantısı önerilmesi durumunda, üretilecek elektrik enerjisini her durumda sistemin güçlü tüketim noktalarına taşımak için yeni iletim tesisleri gerekecektir. Bunun için, ya bağlantı noktası ile sistemin güçlü tüketim noktaları arasındaki iletim sisteminin yeni hatların tesisi ile güçlendirilmesi ya da bağlantının doğrudan uzun hatlarla güçlü noktalara yapılması gerekmektedir.

2.3. Yenilenebilir Enerji KaynaklarıTürkiye’de başta hidroelektrik olmak üzere önemli ölçüde yenilenebilir enerji potansiyeli bulunmaktadır. 5346 sayılı kanunda, büyük küçük ayrımı yapılmaksızın tüm HES’lerin yenilenebilir tanımı içerisinde yeralmasına rağmen rezervuar alanı 15 km²’nin altındaki projeler YEK Kanunu kapsamına alınmıştır. Bu kapsamda 36.770 MW kurulu güçte 1238 adet HES bulunmaktadır. İlave potansiyel ile birlikte 170 milyar kWh/yıl üretim potansiyeli mevcuttur bunun sadece % 28’i kullanılmaktadır.

Bugünkü teknik koşullarda 10 metre yükseklikteki ortalama 6 m/s hızda, yılda 2800 saat kullanma süresi ile kurulabilecek ekonomik

Kaynak-TEİAŞ

Şekil 1. 2007 yılı tertiplenmiş yük eğrisi.


34

BP

Şekil 3’te, depolama tesislerinin yük eğrisine katkısı gösteril-mektedir. Elektrik talebinin ve fiyatın düşük olduğu saatlerde termik santrallerdeki fazla enerji veya aynı saatlerde oluşan kesintili enerji kaynaklarından elde edilecek elektrik kullanılarak depo doldurulurken minimum yük yukarı çekilmekte talebin fazla olduğu saatlerde ise elektrik üretilerek maksimum yük aşağı çekilerek minimum yükün maksimum yüke oranı artırılmaktadır. Puant yük değeri azaltılırken baz yük değerinin artırılması, puant yük dönemlerindeki tüketimin minimum tüketim dönemlerine kaydırılması ile sistem yük faktörü yükseltilmiş ve verimlilik artırılmış olmaktadır. [3]

birlikte daha da ciddi boyutlara ulaşmakta olan puant yükün karşılanması sorununun çözümü için PDHES ve SHDES projeleri geliştirilmelidir. Ülkemizde ICOLD kriterlerinde çeşitli amaçlarla inşa edilmiş işletmede yaklaşık 600 adet baraj vardır. Ayrıca üç tarafı denizlerle çevrili bir ülke olup bu tür uygulamalar için uygun bir topografyaya sahiptir. Bu özellikler PDHES’ler için ilk yatırım maliyetini ciddi ölçüde azaltıcı ve diğer depolama sistemlerine göre avantaj sağlayıcı özelliklerdir. Japonya’da alt rezervuar olarak deniz suyunun kullanıldığı projeler geliştirilirken henüz ülkemizde PDHES uygulaması bulunmamaktadır. [4]

Depolama sistemlerinin, özellikle yeni piyasa modeli içerisinde elektriğin tüm unsurlarına (kaynak, üretim, dağıtım, yan hizmetler sistem işletmecileri, tüketici ve finans) olan faydaları ve ilişkileri Şekil 2’de verilmiştir.

Temel olarak 5 ana başlık altında sayabiliriz:

4.1. Üretim Kaynakları İçin Faydaları Elektriğin arz ve talebindeki dalgalanmaları dengeler, kısa dönem arz güvenliğini, kısa periyotta frekans kontrolünü ve sistem stabilitesini, uzun periyotta ise enerjinin yönetimini sağlar ve rezerv oluştururlar.

Enerji arz güvenilirliğini garanti edecek politikalar geliştirilirken; dışa bağımlılığın azaltılması, yenilenebilir enerji kaynaklarının daha verimli kullanılmasının sağlanması, emisyonların azaltılması, bunun yanında kesintili enerji kaynaklarının sisteme bağlanabilmesi için gerekli olacak olan ilave iletim hattı yatırım maliyetleri ve yedek güç yatırım maliyetlerinin azaltılması, minimum yükün maksimum yüke oranının yükseltilmesi için elektrik depolama tesislerinin sisteme ilave edilmesinin önemini ortaya koymaktadır.

Şekil 2. Enerji depolamanın faydaları.

4.2. Sistem Operatörleri İçin FaydalarıVoltaj kontrolü, enerji kalitesinin artırılması, sistem güvenliği ve varlıkların yönetimi ile büyük ölçüde YEK’nın bütün zamanlarda sisteme entegre esnekliği sağlarlar. YEK için gerekli olacak olan bağlantı ve iletim hattı ihtiyaçlarının 2/3 oranında azaltılması, sıcak ve ılık yedek maliyetinin düşürülmesi gibi birçok avantajlar sağlamaktadırlar.

4.3. Yardımcı Hizmetler İçin FaydalarıElektrik sisteminde değişken üretimi olan yenilenebilir enerji kaynaklı üretim tesisleri arttıkça, kontrolsüz üretim artacak, bu nedenle yan hizmetlerin kullanımı ve maliyeti de yükselecektir. Bu bağlamda depolama sistemleri yardımcı hizmetler için; frekansa yanıt verme, hızla devreye girme ve tam kapasiteye ulaşma, black start, yedek veya döner yedek ve uzun dönem rezerv oluşturmak gibi avantajları sağlayacaktır.

4.4. Yenilenebilir Enerji Üreticileri İçin FaydalarıÜretim zamanını ötelemek, kontrol ve sisteme entegrasyonu sağlamak, gün öncesi garanti anlaşması gibi serbest elektrik piyasası pazarında yapılacak anlaşmalar ile pazarda rekabet şansını artırmak, arz ile talebi eşleştirmek.

4.5. Tüketici İçin FaydalarıElektrik fatura fiyatlarını ve puant elektrik fiyatlarını azaltmak, enerji kalitesinin iyi olmaması ve güvenilir olmayan hizmetlerden dolayı oluşan kayıpları azaltmak. Örneğin, 2006 yılında % 33 yedek kapasite olmasına rağmen 27 Aralık 2006 tarihinde tüketimim en yüksek noktaya ulaştığı saatlerdeki 27.500 MW’lık talebin karşılanmasında sıkıntı yaşanmış ve elektrik fiyatı 170 YTL’den 1100 YTL’ye çıkmıştır. Böyle bir durumda bir HES devreye sokulabilseydi, fiyat bu kadar yükselmeyecekti. Aynı şekilde, 1 Temmuz 2006’da 1210 MW kurulu gücündeki Bursa Doğal Gaz Santrali arızalanıp devre dışı kalınca, batı da 13 il 8 saat boyunca karanlıkta kalmıştır.

Şekil 3. Büyük ölçekli bir depolama tesisinin yük profili.

Tablo 2. Japonya’da Değişik Tipteki Santrallerin Devreye Girme ve Tam Kapasiteye Ulaşma Zamanları

Proje TipiBaşlama ve Tam Kapasiteye

Ulaşma Süresi

Klasik Hidroelektrik Santraller 3-5 dakika

Pompa Depolamalı Santraller 3 - 5 dakika

Fuel Oil Santralleri 3 saat

LNG-Doğal Gaz Santralleri 3 saat

LNG- Çevrim Santralleri 1 saat

Kömür Santralleri 4 saat

Nükleer Santraller 5 gün


35

K

Oysa Oymapınar Barajı devreye sokulabilseydi veya büyük ölçekli depolama sistemleri olsaydı, böyle bir olay yaşanmayacaktı.

5. Enerji Depolama Sistemleri

5.1.Enerji Depolama Sistemlerinin SınıflandırılmasıEnerjinin elektrik olarak depolanması pahalıdır ve teknolojik olarak verimli değildir. Enerji depolama sistemlerinin birçoğu dolaylı depolama sistemleridir. Diğer bir ifadeyle, elektriğin diğer enerji formlarına dönüştürülerek ihtiyaç anında hızla devreye sokacak şekilde bekletilmesidir. Depolama sistemleri üç ana başlık altında sınıflandırılmaktadır;

Teknolojisine göre;� Mekanik PDHES’ler, SHDES, Volanlar� Elektrik Süper iletkenler� Kimyasal Piller, bataryalar � Manyetik Süper kapasitörler

Güç ve enerji sınıflamasına göre;� Büyük ölçekli � Küçük ölçekli

Uygulama alanlarına göre;� Kısa dönem arz güvenliği için,� Enerji kalitesi ve güvenilirliği için,� Şebeke uygulamaları için,� Kaynakların verimli kullanılması için,

5.2. Günümüzde Gelişmiş ve Gelişmekte Olan Depolama YöntemleriElektrik depolama sistemlerinden PDHES ve SHDES’ler istenilen büyüklükte saatlik, günlük, haftalık veya mevsimlik depolamalar

yapılabilmektedir. Bu santrallerden 20 MW’ın üzerinde kurulu güce sahip olanlar genellikle kısa dönem arz güvenliği, sistem stablitesinin sağlanması ve frekans kontrolü gibi amaçlar için kullanılırken, küçük ölçekli olanları kesintili enerji kaynaklarının sistemi bozucu etkilerini azaltmak, süreklilik kazandırmak verimliliklerini ve pazarda rekabet gücünü artırabilmek için birlikte planlanmaktadırlar.

Uçan çemberler, yakıt pilleri, süper kapasitörler gibi sistemler ise çok daha küçük ölçekli kW boyutunda depolama yapabilen sistemlerdir. Uzay araçlarında, meteoroloji istasyonlarında, büyük parklarda, kırsal alanlarda, bazı askeri uygulamalarda, laptop bilgisayarlarda, küçük elektronik cihazlar için portatif şarj istasyonu olarak, yerleşim alanlarından uzak bölgelerde güç kaynağı olarak, kullanılabilmekte, ulaşım ve haberleşme alanlarının yanında son yıllarda kesintili karaktere sahip yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretimi yapan santraller ile hibrid olarak planlanmaktadırlar. Teknik ve ticari anlamda henüz istenilen olgunluğa ulaşılamamıştır. ABD ve Avrupa’da çok ciddi çalışmalar yapılmakta yakın gelecekte ticari olarak yaygınlaşabilecek düzeye geleceği düşünülmektedir. Bu alanda TÜBİTAK MAM’da yapılan küçük ölçekli birkaç çalışma dışında Türkiye’de kayda değer herhangi bir çalışma bulunmamaktadır.

Prensipleri ilk olarak Alman bilimadamı Christian Friedrich Schönbein tarafından 1838’de bulunmuş [6] ve günümüze kadar birçok çalışmalar yapılmış olan yakıt hücreleri ve diğer küçük ölçekli uygulamalarla ilgili ayrıntıya bu çalışmada yer verilmeyecektir. Sadece, Tablo 3’te temel karakteristikler verilmiştir.

5.2.1. Pompa Depolamalı Hidroelektrik Santraller (PDHES)Elektrik enerjisi talebinin ve elektrik fiyatının düşük, elektriğin fazla olduğu saatlerde suyun yüksekteki bir rezervuara pompalanarak

Tablo 3. Yakıt Hücreleri ve Diğer Küçük Ölçekli Uygulamaların Temel Karakteristikleri

Depolama Tipi Avantajları Dezavantajları Uygulama alanları Verimlilik

PDHES1 Yüksek güç kapasitesi 2 Oldukca yüksek enerji kapasitesi 3 Düşük maliyet

1 Özel alan gerekmesi 2 Düşük verimlilik

� Döner veya devamlı yedek � Ucuz enerjiyi pahalı enerjiye dönüştürmek

%70-85

SHDES1 Yüksek Güç Kapasitesi 2 Oldukca yüksek enerji kapasitesi 3 Düşük maliyet

1 Özel alan gerekmesi 2 Gaz bağlantısı

� Döner veya devamlı yedek � Ucuz enerjiyi pahalı enerjiye dönüştürmek

%70-80

Akım Pilleri1 Orta güç kapasitesi 2 Yüksek enerji kapasitesi

Düşük güç yoğunluğu� Değişkenliği azaltmak � Döner veya devamlı yedek sağlamak

%75-85

NaS Pilleri1 Orta güç ve enerji kapasitesi 2 Yüksek güç yoğunluğu 3 Yüksek verimlilik

1 Yüksek maliyet 2 Üretim zorluğu

� Değişkenliği azaltmak � Kesintisiz güç temini

%85-90

Li-ion Pilleri1 Orta güç ve enerji kapasitesi 2 Yüksek güç yoğunluğu 3 Yüksek verimlilik

1 Yüksek maliyet 2 Özel bir devreler sistemi gerektirmesi

� Değişkenliği azaltmak � Kesintisiz güç temini

%90-95

Uçan Çemberler 1 Yüksek güç kapasitesi 1 Düşük enerji kapasitesi 2 Düşük güç yoğunluğu

� Güç kalitesi %90-95

Kapasitörler1 Yüksek verimlilik 2 Uzun döngü ömrü

1 Düşük güç yoğunluğu � Güç kalitesi %90-95

Hidrojen Depolama 1 Yüksek güç ve enerji kapasitesi1 Yüksek maliyet 2 Düşük verimlilik

� Değişkenliği azaltmak � Döner veya devamlı yedek sağlamak

Düşük

Şarj Edilebilen Hibrid Sistemler

1 Geniş bir alana yayılabilmekte 2 Güç sistemi için düşük maliyet

1 Yönetmek zor� Değişkenliği azaltmak � Döner veya devamlı yedek sağlamak

%80-90

1 Güç Kapasitesi (MW)-Gücün depolanabildiği ve kullanılabildiği max. oran2 Enerji Kapasitesi (MWh)-Depolanabilen toplam enerjinin rezervuarı doldurma süresine eşitliği3 Güç yoğunluğu-Her birim hacim depolamanın enerji kapasitesi


36

BP

depolanması ve ihtiyacın yüksek enerjinin pahalı olduğu pik saatlerde enerji üreterek alt rezervuara aktarılması yöntemidir. Pompa depolamalı santraller elektrik enerjisi üretme yönteminden çok, fazla olan enerjinin depolanması yöntemidir.

PDHES’ler başlıca bir alt ve bir üst rezervuar ve bu iki rezervuar arasında bir cebri boru ile elektrik üreten veya suyu pompalayan türbin/pompa ve jeneratör/motor grubu ve bunlarla ilgili hidrome-kanik ve elektromekanik ekipmanı ihtiva ederler. Şekil 4a ve Şekil 4b’de tipik PDHES’lere örnekler verilmiştir.

Şekil 4c’de ise, Japonya’nın Okinawa adasının kuzey tarafında kurulan pilot deniz suyu PDHES’in kuşbakışı görünüşü verilmek-tedir. Sekizgen şekil üst rezervuarı göstermekte, deniz (Pasifik Okyanusu) alt rezervuarı temsil etmektedir. Kuyruk suyu kanal çıkışı deniz dalgalarından korunmak üzere dörtlü-oluklu bir sistemle çevrilmiştir. Dünyada deniz suyunu kullanan yüksek düşülü ilk PDHES’dir. Bu nedenle tipik ve ilginçtir. Üç tarafı denizlerle çevrili ülkemiz içinde uygulama alanı olarak önemlidir.

Japonya nehirler üzerinde çok sayıda küçük ve büyük kapasitelerde PDHES’ler inşa etmiştir. (yaklaşık 30 000 MW). Son yıllarda coğrafya ve jeolojiye göre uygun alanlar azalmış, ayrıca çevre değerlendirme kriterleri etkili olmaya başlamıştır. Bu durumu dikkate alan Japon Hükümeti, EPDC firmasına deniz suyunu kulla-nabilen bir PDHES’in etüdünü ve fizibilitesini sipariş etmiştir. 1981 yılında başlanan ilk etüt ve malzeme test çalışmaları, 1991 yılına kadar sürmüştür.

1991 yılında inşaatına başlanan Okinawa PDHES’in 1998 yılında tamamlanması planlanmış işletmeye geçtikten sonra beş yıllık tec-rübe dönemi öngörülmüştür. Mart 1999’da inşaat tamamlanmıştır.

Dünyada başta Japonya olmak üzere pek çok ülkede toplam 100.000 MW’ın üzerinde PDHES bulunmaktadır. Bu ülkelerden birçoğu bilindiği üzere zengin fosil enerji kaynaklarına sahip olmalarına rağmen PDHES’lere sahipler ve yenilerini de planla-maktadırlar. [4]

5.2.2. Sıkıştırılmış Hava Depolamalı Elektrik Santralleri (SHDES)PDHES’lerde olduğu gibi elektriğin fazla ve ucuz olduğu saatlerde kompresör çalıştırılarak ortamdaki hava yeraltındaki geçirimsiz mağaralarda sıkıştırılarak depolanmakta, ihtiyacın olduğu saatlerde ise basınçlı hava ile türbinler çalıştırılarak elektrik üretilmektedir. Bu yöntemde havanın sıkıştırılarak depolanabilmesi için geçirimsiz bir formasyona ihtiyaç vardır. Doğal boşluklar, terkedilmiş ma-denler, tuz mağaraları kullanılabileceği gibi yapay boşluklar da ya-ratılabilmektedir. Havanın sıkıştırılması için yapay tanklar üzerinde de çalışmalar yapılmaktadır.

Şekil 4a. Şekil 4b. Şekil 4c.

Dünya’da ilk olarak 1978 yılında Almanya’da çözünmüş tuz mağaraları kullanılarak 290 MW kurulu güçte SHDES inşa edilmiştir. 1991’de Alabama’da 110 MW kurulu güçte santral kurulmuştur. Amerika ve Avrupa’da birçok proje geliştirilmektedir. Önümüzdeki dönemde hızla yaygınlaşacak olan bir teknolojidir. Amerika’da mevcut bir mağara kullanılarak 200MW SHDES+100MW rüzgar+ kömür santrallerinin fazla enerjisinin kullanılacağı hibrid bir proje 2011 yılında işletmeye girecektir. Özellikle rüzgar ve fosil yakıtlı santrallerle hibrid çalışacak benzer bir çok proje geliştirilmektedir. Yatırım maliyetleri PDHES’lerden düşük ancak işletme bakım giderleri daha fazla ömürleri daha kısadır. Türkiye’de de ekonomik olarak geliştirilebilecek birçok alan olduğu bilinmektedir. [7]

Kaynaklar[1] Ayla TUTUŞ “New Technology For HYdroelectric

Generation”Clean Energy Technology Conferance 2008[2] TEİAŞ “Türkiye Elektrik Enerjisi Üretim Projeksiyonu 2008-2017”[3] TEİAŞ “Yenilenebilir Kaynaklardan Değişken Üretim Yapan

Santrallerin Elektrik Üretim- İletim Sistemine Etkileri ve AB Uygulamaları”

[4] Ayla TUTUŞ “Pompa Depolamalı Hidroelektrik Santralar”,10. Enerji Kongresi 2007

[5] Jason Makansi “Energy Storage”[6] Wikipedia.org/wiki/Yakıt_hücresi[7] Roger Peters “Storing Renewable Power.”

SummaryAll modern energy systems is require electricity storage for supply security, system security, productivity, to solve transmission and distribution problem and to use renewable resources more efficiency exc. opportunity. In new competitive market model storage is most critical part of electricity value chain. Power storage is developing quickly into a major new industrial. Technical evaluation and feasibility studies shows that it is not only technical necessity but also cost effective solution.

Şekil 5.


37

HİDROJEN ÜRETİMİNDE YENİ NESİL NÜKLEER REAKTÖRLERİN STATÜSÜ

B. Gül GÖKTEPETürkiye Atom Enerjisi Kurumu

Tunç ALDEMİRThe Ohio State University - Department of Mechanical Engineering

ÖzetNükleer teknoloji, sera gazı salımına sebep olmadan yüksek verimle büyük miktarlarda hidrojen üretebilme potansiyeline sa-hiptir. Nükleer endüstride yakın bir gelecekte yüksek sıcaklıkta çalışan reaktörlerin elektrolitik yöntemlerle hidrojen temininde kullanılması planlanmaktadır. Bu kapsamda ABD’de nükleer hid-rojen inisiyatifi programı başlatılmıştır. Ayrıca çeşitli ülkelerin ka-tılımıyla Uluslararası IV Nesil Forumu oluşturulmuştur. Bu Forum çalışmalarına, 2020-2030 yıllarında kullanıma girmesi planlanan altı ayrı tip yeni nükleer reaktör geliştirmek üzere, halen nükleer enerjiden önemli ölçüde yararlanan ve gelecek için de nükleer enerjinin hayati önemini öngören 13 ülke katılmaktadır.

Forum tarafından geliştirilmekte olan altı reaktör teknolojisi gü-nümüzdeki konvansiyonel reaktörlerden daha yüksek sıcaklıkta ça-lışmakta olup bunlardan dördü hidrojen üretimi için tasarlanmıştır. Hidrojen üretimi için geliştirilmekte olan bu sistemlerin kısaca özellikleri, uluslararası nükleer hidrojen programlarının ana hatları, PBMR ile ilgili bir çalışmanın değerlendirilmesi ve güncel bulgular gözden geçirilerek geleceğe dönük öngörüler sunulmaktadır.

1. GirişHidrojen dünyada en bol bulunan element olmasına karşın enerji sektöründe daha fazla kullanımıyla ilgili büyük sorunların başında üretim, depolama ve taşıma maliyeti gelmektedir. Bilinen hidrojen üretimi yöntemleri ya verimsizdir ya da sera gazları salı-mına sebep olmaktadır. Bu anlamda nükleer teknoloji, sera gazı salımına sebep olmadan yüksek verimle büyük miktarlarda hidrojen üretebilme potansiyeline sahiptir.

Bu bildiride, çok yakın gelecekte hidrojenin üretiminde hayati role sahip olacağı öngörülen yeni nesil nükleer reaktörler konusunda yapılan uluslararası çalışmalar literatür araştırmasıyla kısaca göz-den geçirilerek sadece ana hatlarıyla yorumlanmaktadır.

2. Hidrojenin Enerji Sektöründeki Önemi21. yüzyılın enerji taşıyıcısı olarak nitelendirilen hidrojen özellikle ABD’de sanayi ve ulaşım sektörünün omurgasını teşkil etmektedir. Sanayide hidrojen petrol ürünlerinin özellikle hidrojen açısından fakir olan ağır ham petrolün rafine edilerek ulaşımda kullanılan yakıt haline dönüştürülmesinde kullanılır. Hidrojenin en az bu kadar önemli olan bir diğer kullanım alanı ise plastik ve binlerce tüketim malının imalatında ihtiyaç duyulan kimyasalların hammaddesinin elde edilmesidir [1].

Ulaşım sektöründe bilinen konvansiyonel hidrokarbon yakıtlara ila-veten hidrojen doğrudan enerji taşıyıcı olarak büyük gelecek vaad etmektedir. Dolayısıyla ulaşım sektöründe hidrojenin doğruan kul-lanılabilmesinin ticari olarak yaygınlaşması ABD’nin petrol ithalatını

ve dışa bağımlılığını azaltacağı gibi enerji arz güvenliğini ve ulusal güvenliğini de arttıracaktır.

Hidrojenle çalışan içten yanmalı motorlar ve yakıt pilleri konu-sunda yapılan çalışmalarda önemli bulgular ortaya konmuş, önemli gelişmeler kaydedilmiş olması hidrojen yakıtlı ulaşımın ger-çekleşmesinin yakın olduğunu işaret etmektedir [2].

Türkiye’de de son yıllarda hidrojen enerjisi ile ilgili olarak Ulus-lararası Hidrojen Enerjisi Teknolojileri Merkezi (ICHET)’in kurul-masıyla birlikte bu konuya ilgi artmıştır. Dünyanın en büyük anoksik ortamını teşkil eden Karadeniz dip katmanlarında mevcut olan hidrojen sülfürden hidrojen eldesi ve depolanması üzerinde bazı araştırmalar başlamıştır [3].

3. Günümüzde Hidrojen Enerjisi İle İlgili Sorunlar [4]� Hidrojen üretimi için sarf edilmesi gereken enerji talebi, günümüzde

elektrik üretimi için gereken talebin çok üstündedir. � Hidrojen genel olarak geleceğin enerji taşıyıcısı olarak algılanmakla

birlikte, pratikte bunun gerçekleşmesi henüz uzak görünmektedir.� Dünyada hidrojen üretimi gittikçe büyürken, depolanması ve ta-

şınması ile ilgili alt yapı sorunları üzerinde AR-GE çalışmaları devam etmektedir.

� Kısa dönemde hibrit elektrik araçlarının kullanımının artışının potansiyel olarak şebekeden baz yükü talebini artırması beklen-mektedir.

� Hidrojenin ulaşım sektöründe kullanılan sıvı yakıtları ham petrolden elde etmek için kullanımı hızla artmaktadır. Özellikle katranlı kumlar yakıt eldesin de kaynak olarak yararlanıldığında bunların bol bulunması sebebiyle hayati önemi vardır.

� Elektrolitik olarak hidrojen eldesin de nükleer enerjiden yarar-lanılabilir. Bunun için yüksek sıcaklıkta çalışan yeni nesil nükleer reaktörler termokimyasal olarak hidrojen üretiminde kullanılabilecektir. Ancak bunun gerçekleştirilebilmesi için 2030 yılı öngörülmektedir.

4. Nükleer Reaktörler ve Hidrojen [5,6] Nükleer reaktörlerden elde edilen nükleer enerji, çeşitli endüstriyel uygulamalar için fevkalade önemli bir proses ısı kaynağıdır. Genel olarak nükleer reaktörlerin geniş kapsamlı uygulamaları şu şekilde özetlenebilir: � Baz nükleer elektrik üretimi,� Proses ısısıyla merkezi sistem ısınma, � Deniz altı gemilerin sürekli yakıt, � Tuzlu sudan tatlı su temini, � Sentetik yakıt üretimi, � Petrol arıtılması, � Biyokütleden etanol eldesi,� Gelecekte hidrojen üretimi.


38

5. Nükleer Hidrojen İnisiyatifi Programı [8,9]ABD’de başlatılan nükleer hidrojen inisiyatifi programının hedefi; nükleer enerji kullanarak 2017 yılında ekonomik ve ticari ölçekte hidrojen üretilebileceğini deney ve uygulama yoluyla kanıtlayabilmektir.

Nükleer hidrojen AR-GE planı laboratuvar çapında demonstrasyon (<5kW) pilot tesis (500 kW-1 MW) ve ticari boyutta mühendislik tesisini (20-50 MW) kapsamaktadır. Bu inisiyatif eğer başarılı olabilirse, büyük miktarda sera gazı emisyonu salımı olmadan ABD’ye yerli hidrojen üretim kapasitesi sağlayabilecektir.

6. İleri Tip Nükleer Reaktörler [9,10,11]Dünyada halen 31 ülkede işletilmekte olan 436 ticari nükleer reaktör bulunmaktadır. Toplam 372 GWe kapasitedeki bu reaktörlerden 2601 TWh nükleer elektrik üretilmektedir. Bu kapasite ile nükleer güç dünya elektrik talebinin %15’ini karşılamaktadır.

1950’li yıllarda ilk nükleer santralden elektrik üretimi başlamasından bu yana nükleer güç endüstrisi 50 yıldan fazla bir süredir reaktör teknolojilerini iyileştirmekte ve geliştirmektedir.

1950’li yıllardan itibaren işletilmeye alınan ilk ticari nükleer reak-törler I. nesil olup bir süre önce ömürlerini tamamlamış ve işlet-meden alınarak kapatılmışlardır. Dünyada halen işletilmekte olan bilinen reaktör tipleri genelde II. ve III. nesil sistemleridir. Yeni nesil güç reaktörlerinin tasarımı, işletilmeye başlanması sonucu bu teknolojilere olan talep gittikçe artmaktadır.

Bilinen ticari reaktörlerden daha kısa sürede inşa edilebilen, daha uzun reaktör ömrü olan, kalp erime olasılığını minimuma indiren güvenlik özellikleri entegre olan, daha çevre dostu, daha az yakıt tüketen, daha az hacimde atık üreten yani daha verimli, ekonomik ve daha güvenli olan gelişmiş reaktörlerin ilk grubu olan III. nesil reaktörler 1998’den itibaren işletilmektedir.

IV. nesil ileri tip reaktörler ise halen araştırma ve geliştirme çalışmaları devam etmekte olan bir dizi teorik nükleer reaktörlerdir. 2030 yılından itibaren ticari olarak inşa edilip işletilmeye alınmaları beklenmektedir. Ancak çok yüksek sıcaklıkta çalışan reaktör (VHTR) teknolojisinin 2021 yılı itibarıyla tamamlanması öngörülmektedir. Bu reaktör sistemlerinin yeni nesil, ileri tip reaktörler olarak isimlendirilmesinin nedeni sürdürülebilirlik, ekonomi, güvenlik ve silahlanmaya karşı tedbirler açısından bilinen reaktör teknolojilerine göre daha gelişmiş tasarım özelliklerini taşımalarıdır.

7. Uluslararası IV. Nesil Forumu (GIF) IV. nesil reaktörler üzerindeki AR-GE çalışmalarını resmi olarak yürütmek üzere IV. Nesil Forumu (The Generation IV. International Forum-GIF) oluşturulmuştur. Uluslararası bir çalışma grubu olan GIF, yeni nesil reaktör teknoloji-leri üzerinde ortak AR-GE çalışmaları yürütmek üzere 2000 yılında kurulmuş olup resmen 2001 yılında aktif hale gelmiştir. Çalışmalar sekiz teknoloji hedefi esas alınmak suretiyle başlatılmıştır

Foruma üye on üç ülke bulunmaktadır. Bunlar halen nükleer enerjiden önemli ölçüde yararlanan ve gelecek için de nükleer enerjinin hayati önemini öngören ülkelerin hükümetlerini temsil etmektedirler. ABD’nin öncülüğünde Arjantin, İngiltere, Brezilya, Çin, Fransa, Güney Afrika, Güney Kore, İsviçre, Japonya, Kanada, Rusya Federasyonu ve bu devletlerin yanı sıra Avrupa Birliği ile Euratom da Forum’a dahildir.

Bu ülkelerin çoğu bir veya birden fazla IV. nesil reaktörün geliş-tirilmesi için AR-GE yürütmek üzere resmi olarak Çerçeve Anlaşması’nı imzalamışlardır. Arjantin ve Brezilya anlaşmayı im-zalamamış, İngiltere Forumdan çekildiği için aktif olamayan Forum üyeleri haline gelirken Rusya Federasyonu Ağustos 2009 da Fo-rum’a üye olmuştur [12]. GIF çalışmalarının ana hedefleri şunlardır:• Nükleer güvenliği daha da iyileştirmek,• Silahlanmaya karşı direnci daha artırmak,• Reaktörden çıkan radyoaktif atık miktarını daha azaltmak,• Yakıt hammaddesi ve diğer doğal kaynak tüketimini daha

azaltmak,• Reaktör inşaat süresini daha azaltmak,• Toplam nükleer santral inşa ve işletme maliyetini daha düşür-

mek, • Nihai olarak üretilen enerji maliyetini (KW/h) daha aşağıya çek-

mek.

GIF tarafından seçilen 2010 ile 2030 yılları arasında açılımı beklenen bu reaktör teknolojileri aşağıda belirlenen tipleri içermektedir:1. Gaz soğutmalı hızlı reaktörler2. Kurşun soğutmalı hızlı reaktörler3. Ergimiş tuzlu reaktörler4. Çok yüksek sıcaklıkta çalışan gaz soğutmalı reaktörler5. Sodyum soğutmalı hızlı reaktörler6. Süperkritik su soğutmalı reaktörler

Bu sistemlerin hemen hepsi kapalı devre yakıt çevrimli olup, üçü hızlı nötronlu, biri epitermal, ikisi de günümüzdekiler gibi termal nötronlarla çalışmak üzere tasarlanmıştır. Bunlardan ilk dördü özel olarak hidrojen üretimi amacıyla geliştirilmektedir [12,14]. Bu reaktörlerin özellikleri aşağıda kısaca özetlenmektedir [10,11,12]• İşletme tecrübesi: Bu sistemlerin en az dördü esas tasarımları

itibarıyla hayli önemli işletme tecrübesine haizdir (gaz, kurşun, ergimiş tuz ve sodyum soğutmalı reaktörler). Bunlar bilinen özellikleri ve işletme deneyimi olan reaktörlerin biraz daha ge-liştirilmiş tipleridir.

• Reaktör gücü: 150 ila 1500 MWe termal arasında değişmek-tedir.

• Sıcaklık: Reaktör sıcaklıkları 510°C ila 1000°C arasında değiş-mektedir. Oysa ki günümüzdeki hafif sulu reaktörlerde sıcaklık 330°C ye kadar çıkabilmektedir.

• Soğutucu: Altı reaktör tipinden sadece biri hafif su ile soğutul-makta olup ikisi helyum gaz, diğer üçü de sodyum veya flüorü tuzlu, kurşun-bizmut soğutmalı teknolojilerdir.

• Reaktör ömrü: Kurşun soğutmalı teknolojide 50 ila 150 MWe arasında değişen güç seçeneği mevcut olup bu sistem yeni yakıt yükleme gereksinimi olmadan 15-20 yıl arasında değişen uzun reaktör kalbi ömrüne haizdir.

Hidrojen üretimi amaçlı tüm bu sistemlerin özellikleri Tablo 1’de gösterilmektedir. Örnek olarak VHTR (Very High Temperature Reactor-Çok Yüksek Sıcaklık Reaktörü) tipi reaktörlerin tasarımı daha detaylı olarak Bölüm 8’de sunulmuştur

8. Çok Yüksek Sıcaklıkta Çalışan ReaktörÇok yüksek sıcaklıkta çalışan reaktör (Very High Temperature Reactor -VHTR) güvenlik kriterlerinde mümkün olan en düşük risk teknolojisine dayalı, ekonomik olarak nükleer proses ısı temin eden ve hidrojen üretim kapasitesine haiz olan üstün özellikleri


39

taşımaktadır. Reaktör çıkış sıcaklıkları 850 – 950 ºC aralığındadır. Geliştirme olasılığı en yüksek olan tipler PBMR [16] ve GT-MHR [17] tipleridir. Her iki reaktör tipi de TRISO yakıt kullanmaktadır. Çeşitli katlardan oluşmuş mikron büyüklüğündeki TRISO küresel yakıt tanecikleri 1600oC sıcaklığa kadar bütünlülüğünü koruyabilmektedir. Bu tanecikler ya 6 cm çapında küresel (PBMR tipi reaktör için) yahut da altıgen prizmatik (GT-MHR tipi reaktör için) yakıt elemanları şeklinde reaktör kalbini oluşturmaktadır. Hidrojen üretim amaçlı VHTR akış şeması Şekil 1’de sunulmaktadır. Reaktör kalbinden çıkan helyum ara ısı eşanjörlerine gönderilir. Isı eşanjörlerinde ikinci devre soğutucusu olarak gaz ve su dahil olmak üzere değişik opsiyonlar düşünülmektedir. Bu ikinci devre soğutucusu elektrik ve hidrojen üretimi için ısı kaynağı oluşturur. Şekil 1’de gös-terilmemiş bir opsiyon da elektrik üretim için kullanılan ikinci devre artık ısısının hidrojen üretiminde kullanılmasıdır.

Çok yüksek sıcaklıkta çalışan reaktörlerin halen tamamen çözül-memiş sorunlarından en önemlisi, kullanılacak malzemenin yüksek sıcaklık altında uzun süre performansıdır. ABD Enerji Bakanlığı’nın IV. nesil reaktörlerin geliştirilmesi için üniversitelere ayırdığı araştırma fonlarının (2009 bütçesi itibariyle 44 milyon dolar) çok yüksek bir oranı malzeme araştırmalarını hedeflemektedir. Bu tip reaktörlerin lisanslanmasında karşılaşılabilecek başka bir sorun, modellemelerdeki belirsizliklerdir. Güvenliği sağlayacak sistem-lerin aktif sistemler yerine pasif sistemlerden oluşması yahut tabii dolaşım gibi doğal olaylardan faydalanılması bu belirsizliklerin doğru değerlendirilmesini çok önemli kılmaktadır. Belirsizliklerin değerlendirilmesini ve önemlerine göre sıralanabilmesini verimli bir şekilde sağlayacak hesap metotlarının geliştirilmesi ABD’de önem verilen araştırma konuları arasında olup bu alanda önde giden kuruluşlardan biri IV. nesil reaktörleri geliştirme görevi verilmiş olan

Idaho Milli Laboratuvarı’dır (Idaho National Laboratory –INL). Ohio Eyalet Üniversitesi (The Ohio State University), IV. nesil reaktörleri geliştirmek için INL ile işbirliği yapan beş üniversiteden biridir.

9. Sonuç ve Öneriler “Günümüzde ileri nükleer teknoloji ile ilgili olarak yapılan çalışmalar ve tercihler hidrojen çağı yaklaşırken hangi ülkelerin ve /veya şirketlerin büyük bir siyasi güç ve ekonomik ödül yakalayacağını belirleyecektir” [1] şeklindeki görüş, ileri nükleer teknolojinin hidrojen üretimindeki statüsünün öneminin mükemmel bir vurgusudur.

Uluslararası kapsamda halen devam etmekte olan hidrojen ini-siyatifi ve GIF çalışmalarında, ticari ölçekte hidrojen üretimi dene-yini tamamlayabilmek için önemli ölçüde araştırma ve geliştirme gerekmektedir. Hidrojen üretimi sistemi ve ısı transferi komponentleri (ara ısı eşanjörleri gibi) yüksek sıcaklığa ve korozyona dayanıklı malzeme geliştirilmesini gerektirmektedir.

Tablo 1. IV Nesil Reaktörler ve Özellikleri 1

Reaktör tipi Gücü (MWe)Nötron

spektrumu (hızlı/termal)

Soğutucu Sıcaklık (˚C) Basınç Yakıt Yakıt Çevrimi

Gaz soğutmalı hızlı reaktörler

1200 hızlı Helyum 850 Yüksek U-238+Kapalı

reaktörde

Kurşun soğutmalı hızlı

reaktörler

20-180300-1200600-1000

hızlıKurşun ya da

PbBi80-800 Düşük U-238+

Kapalı bölgesel

Ergimiş tuzlu hızlı reaktörler

1000 hızlı Flüorür tuzları 700-800 Düşük Tuz içinde UF Kapalı

Ergimiş tuzlu reaktör-gelişmiş yüksek sıcaklık

reaktörü

1000-1500 termal Flüorür tuzları 750-1000Prizma iç inde UO2 partikülleri

Açık

Çok yüksek sıcaklıkta

çalışan gaz reaktörleri

250-300 termal Helyum 900-1000 YüksekPrizma UO2 partiküllereya çakıl (pebble)

Açık

*Yüksek= 7-15 MPa + U235 veya Pu239 katkılı

Şekil 1. Hidrojen üretim amaçlı VHTR akış şeması

1 Generation IV Nuclear Reactors, World Nuclear Association, Londra, İngiltere (2009)


40

Türkiye’nin hidrojen kaynakları açısından çok zengin ve şanslı olduğu söylemleri bilinmektedir. Başta Karadeniz dip katmanlarındaki hidrojen sülfür kaynakları olmak üzere hidrojenin önemine ve potansiyeline değinilirken bu kaynaktan nasıl yararlanılabileceği, ekonomik olarak hidrojenin nasıl ayrıştırılacağı üzerindeki çalışmalar yok denecek kadar azdır. Bir enerji kaynağının potansiyel olarak varlığı ve zenginliği değil, bu kaynağın nasıl verimli bir şekilde önce ticari olarak üretime geçirilebileceği, hangi teknoloji ile, ekonomik, güvenli ve sürekli olarak elde edilebileceği ve enerji arz güvenliğine katkısı önem kazanmaktadır. Dolayısıyla hidrojenin varlığı değil, üretimi ile ilgili olarak geleceğe dönük çalışmalar kritik öneme sahiptir. Bu anlamda nükleer teknoloji öne çıkmaktadır.

Nükleer güç teknolojisine girme hazırlıklarını bir kez daha yenileyen ülkemizde de dünyada gittikçe geliştirilen nükleer santrallerin bilim, teknoloji, yerli yan sanayilere önemli katkısının, ülkemizde güvenlik kültürünün geliştirilmesinin yanı sıra, yakın bir gelecekte yeni nesil nükleer reaktör reaktörlerin devreye girmesiyle hidrojen üretiminde de hayati rolü olabileceği de karar mekanizmalarında göz önüne alınmalıdır.

Kaynaklar[1] S Dunn, “Hydrogen futures: toward a sustainable energy system”,

International Journal of Hydrogen Energy, 27, 235-264 (2002)[2] Nuclear Hydrogen R&D Plan, Department Of Energy Office

of Nuclear Energy, Science and Technology, Washington, D.C., ABD (2004)

[3] M. Haklıdır, F.Tut, Ş. Kapkın,” Possibilities of production and Storage of Hydrogen in the Black Sea” WHEC16, Lyon, France June 2006)

[4] Transport and Hydrogen Economy, World Nuclear Association, Londra, İngiltere (2008)

[5] Nuclear Process Heat for Industry, World Nuclear Association, Londra,İngiltere (2009)

[6] C. Forsberg, “What is the initial market for hydrogen from nuclear energy?” Nuclear News, American Nuclear Societys, LaGrange Park, Il, A.B.D. (2005).

[7] D. Henderson, “Nuclear Hydrogen Initiative Overview” (http://www.hydrogen.energy.gov/pdfs/review04/3_nhi_overview_henderson.pdf)

[8] Carl Sink “Nuclear Hydrogen Initiative” http://www.hydrogen.energy.gov/pdfs/review07/pl_5_sink.pdf)

[9] Nuclear Power in the World Today, World Nuclear Association, Londra, Ingiltere (2009)

[10] Advanced Nuclear Power Reactors, World Nuclear Association, Londra, Ingiltere (2009)

[11] Ian Hore Lacy “Advanced nuclear power reactors” Encyclopedia of Earth (2006);

[12] Generation IV Nuclear Reactors, World Nuclear Association, Londra, İngiltere (2009)

[13] US, South Korea to Partner on Nuclear Hydrogen Initiative, Green Car Congress,17 August, 2005 (http://www.greencarcongress.com)

[14] GIF 2008 Annual Report (http://www.gen-4.org/PDFs/GIF_2008_Annual_Report.pdf)

[15] “A Technology Roadmap for Generation IV Nuclear Energy Systems”, US DOE GIF-002-00 (2002)

[16] A. Koster, H.D. Matzner and D.R. Nicholsi, “PBMR Design for the Future”, Nuclear Engineering and Design, 222, 231–245 (2003)

[17] LaBar, A.S. Shenoy, W.A. Simon and E.M. Campbell, the Gas-Turbine Modular Helium Reactor, Nuclear Energy, 43,165–175 (2004).

TeşekkürBu çalışmanın içeriği yeni nesil nükleer teknolojideki ilerlemeleri ve hidrojen üretimini konu alan bir gözden geçirmedir. Yazarların mesleki bilgileri doğrultusunda görüş ve önerilerini içermekte olup çalıştığı kurumların resmi görüşleri değildir.

Yazarlar metnin hazırlanmasında katkıda bulunan, Sayın Reşat Uzmen, Sayın Lütfiye Güreli ve Sayın Levent Özdemir’e teşekkürü bir borç bilmektedirler.

Summary Hydrogen is a promising carbon-free energy carrier that can supplement conventional energy resources due to the relative ease in its transportability. Its increased use in the transportation sector would help to decrease oil imports and subsequently reduce the dependence of a country on foreign resources, in addition to reducing carbon emissions.

Although hydrogen is the most abundant element in the world, there are challenges related to its production for its increased use in the energy sector. Carbon free means of producing hydrogen requires high-temperature heat sources for acceptable efficiencies. High temperature process heat would be available from the Generation IV Reactor concepts being developed through international efforts. Generation IV reactors are those which are currently at the planning stage and which are expected to be operational after 2030. The efforts are coordinated by the Generation IV International Forum (GIF) representing the governments of 13 countries. The main objectives of GIF are to: a) improve measures for nuclear safeguards, b) reduce potential for nuclear proliferation, c) reduce nuclear waste, d) reduce consumption of nuclear fuel and other natural resources, e) reduce reactor construction times, f) reduce reactor construction and operation costs, and, g) reduce KW/h cost of electricity produced.

The GIF has selected six reactor technologies, which the member states believe will represent the future shape of nuclear energy. In this study, the main features of these reactors are presented briefly with a more detailed description of two VHTRS: the Pebble Bed Modular Reactor (PBMR) and Gas-Turbine Modular Helium Reactor (GT-MHR). Only one of these technologies is cooled by light water. Two are helium-cooled. The others use lead-bismuth, sodium or fluoride salt coolants.

The VHTR concepts that are receiving most attention in the U.S. are the Pebble Bed Modular Reactor (PBMR) and Gas-Turbine Modular Helium Reactor (GT-MHR). Both reactor types use TRISO fuel which consists of micron sized particles with several protective layers to contain the fission products and which can maintain their structural integrity up to 1600oC.

The TRISO particles are either shaped into 6 cm diameter spheres (PBMR) or hexagonal elements (GT-MHR) to form the reactor core. An important challenge with the VHTRs is the reliability of the structural materials used for long time operation at high temperatures

Some concluding remarks are made on the importance of continuation of international collaborations, as well as challenges. The prospects of nuclear power option for the Turkish energy scene are emphasized with the economical hydrogen production aspects of advanced nuclear technology without CO2 emissions, in addition to electricity production, as being important inputs in determining the future Turkish energy policy.


41

K

ATIKTAN ENERJİYE GİDEN YOLDA MEVCUT YASAL DÜZENLEMELER, KARŞILAŞILAN SORUNLAR VE ÇÖZÜM ÖNERİLERİ

Beril Pınar TANDOĞANTandoğan Hukuk Bürosu

ÖzetTüm dünyada olduğu gibi ülkemizde, artan nüfus ve artan refah seviyesi, enerji tüketimini yoğun olarak artırmıştır. Bu yoğun enerji kullanımı; enerji tedariğinde önemli sorunlara yol açmakta ve kullanım ile üretim arasındaki denge açığı gün çektikçe artmaktadır. Böyle bir tabloda, yukarıda belirttiğimiz enerji açığının bilinen en uygun tanımıyla “tüm düzenleme, iş ve işlemlerin toplum yararı gözetilerek yapılması” olan “kamu yararı” kavramına ve “çevre mevzuatı”na uygun bir faaliyet olarak yürütülmesi zorunluluğu kuşkusuzdur.

Nitekim sektörde faaliyet gösteren aktörleri de, alternatif ve temiz enerji kaynakları bulmak için her geçen gün artan bir enerji ile araştırmalar ve çalışmalar yapmaya sevk eden de bu durumdur.

Bu bildirinin konusu da, atıktan enerjiye giden bu yolda tarihten günümüze gelişmeleri özetlemek, ülkemizdeki mevcut problemleri belirlemek ve bunlara ilişkin çözüm önerilerimizin sunulmasından ibarettir.

1. GirişArtan nüfus ve artan refah seviyesi, enerji tüketimini yoğun olarak artırmış olup; bu yoğun enerji kullanımı, enerji tedarikinde önemli sorunlara yol açmakta ve dünyada olduğu gibi ülkemizde de kullanım ile üretim arasındaki denge açığı gün çektikçe büyümektedir.

Lakin madalyonunun öbür yüzünü çevirdiğimizde, sanayi devrimiyle beraber ortaya çıkan tüketim toplumunun günümüzde altın çağını yaşadığını görüyoruz. En fazla bir sezon kullanılan ve “modası geçti” borusunun çalmasıyla atılan giyecekler, mağaza ve marketlerin tek kullanımlık alışveriş poşetleri, hastane atıkları, pet şişeler ve envai türlü kullan-at ürünleri... Bunun neticesinde de her geçen gün nefes almakta biraz daha zorlanan bir gezegen: Dünya; insanoğlunun ve tüm canlı türlerinin, en azından şimdilik bilinen, tek yuvası.

Böyle bir tabloda, yukarıda belirttiğimiz enerji açığının tüm dünyada olduğu gibi ülkemizde de, bilinen en uygun tanımıyla “tüm düzenleme, iş ve işlemlerin toplum yararı gözetilerek yapılması” olan “kamu yararı” kavramına ve “çevre mevzuatı”na uygun bir faaliyet olarak yürütülmesi zorunluluğu kuşkusuzdur. Nitekim dünya devletleriyle birlikte sektörde faaliyet gösteren aktörleri de, alternatif ve temiz enerji kaynakları bulmak için her geçen gün artan bir enerji ile araştırmalar ve çalışmalar yapmaya sevk eden de bu durumdur.

Dünya özellikle son 20 yıldır, son 1000 yılın herhangi bir anında ısındığından çok daha hızlı ısındı. Dünyanın normal sıcaklığı 16 °C ve şu an gezegen üzerinde var olan her türlü yaşam biçimi bu sıcaklıkta yaşama yeteneğine sahip olup; canlıların yaşamını sürdürebileceği 16°C sıcaklığı sağlayan şey ise; karbondioksit, metan, su buharı gibi doğal olarak atmosferde bulunan sera gazları. Bu gazlar sayesinde güneş ışınlarının bir kısmı atmosferde tutuluyor ve hayatın devamı için gereken sıcaklık sağlanıyor. Ancak Sanayi Devrimi sonrasında kömürün ve onu takip eden süreçte petrol ve doğalgazın kullanılmasıyla atmosfere salınan karbondioksit ve diğer sera gazlarının oranının arttığı tartışmasız bir gerçek. Nitekim son dönemde, Leeds Üniversitesi’nden bir grup bilim adamının “Geophysical Research Letters” isimli bilim dergisinde yayımlanan araştırmasına göre, en belirgin erime Batı Antarktika’daki en büyük buzullardan Pine Island’da gözlemleniyor. Bu buzul, 10 yıl önce yılda 16 metre incelirken, bu rakam şimdi 90 metreye kadar yükseldi. Pine Island buzulunun 175.000 km2 genişliği ve tipik özellikleri nedeniyle uyduyla en iyi izlenen buzul olduğuna işaret eden araştırmacılar, erimenin bu hızla devam etmesi halinde devasa buzdağının 100 yıl içinde yok olacağı tahmininde bulunuyor. Oysa, bilim adamları daha önce bu süreyi 600 yıl olarak öngörüyorlardı. 1

Tablo göstermekte ki; artan enerji açığını doğayı önemsemeden ve sorumsuzca kapatmaya çalışmak, faydadan çok zarar getirmekte ve enerji kaynaklarını da bir daha dönüşü olmayacak şekilde yok etmektedir. İşte dünya devletleriyle birlikte sektörde faaliyet gösteren aktörleri de, alternatif, temiz ve çevre dostu enerji kaynakları bulmak için her geçen gün artan bir enerji ile araştırmalar ve çalışmalar yapmaya sevk eden de bu durumdur.

2. İklim Değişikliği İle Mücadelede Uluslararası Etkideki Mihenk TaşlarıSanayi Devrimi’nin ürünü AB ülkelerince adeta bir bedel ödeme belgesi niteliğindeki Birleşmiş Milletler İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi (BMİDÇS) kapsamında imzalanmış olan Kyoto Protokolü, küresel ısınma ve iklim değişikliğiyle tüm dünya çapında mücadele etmeyi hedefleyen önemli bir sözleşmedir. Şöyle ki; Protokol, Aralık 1997’de Japonya’nın Kyoto şehrinde görüşülmüş, 16 Mart 1998’de imzaya açılmış ve 15 Mart 1999’da son halini almıştır. Kyoto Protokolü’nün yürürlüğe girebilmesi için protokole imza atan ülkelerin 1990 yılında atmosfere vermiş oldukları karbon emisyonlarının, tüm dünyadaki toplam karbon emisyon miktarının % 55’ine ulaşması gerekmekteydi. Bu nedenle, 1997 yılında imzalanan Protokol, Rusya’nın 18 Kasım 2004’te katılmasıyla, 90 gün sonra 16 Şubat 2005 tarihinde yürürlüğe girmiştir. Ülkemizin

¹ www.kureseleylem.org


42

BP

bu son derece önemli Protokole katılmasının uygun bulunduğuna dair kanun tasarısı ise, 05 Şubat 2009 tarihinde TBMM Genel Kurulu`nda kabul edilerek yasalaşmış olup; Protokole taraf olunmasına ilişkin Bakanlar Kurulu kararının ise 13 Mayıs 2009 tarihli Resmî Gazete’de yayımlanarak 28 Mayıs 2009 tarihinde BM Genel Sekreterliği`ne gönderilmiştir. Protokol gereği 90 günlük resmî sürenin dolmasından sonra 26 Ağustos 2009 tarihi itibarıyla Türkiye Kyoto Protokolü’ne resmen taraf olmuştur. Buna göre, süreçteki en önemli mihenk taşları aşağıdaki gibidir:

a. Birleşmiş Milletler İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi 1988 yılında Dünya Meteoroloji Örgütü ile Birleşmiş Milletler Çevre Programı yönetici organları “Hükümetlerarası İklim Değişikliği Paneli” (IPCC) adı altında yeni bir organ oluşturmuşlardır. Görevi, iklim değişikliğine ilişkin bilimsel bilgileri araştırmak ve değerlendirmektir.

b. Kyoto Protokolü Kyoto Protokolü (‘Protokol’), Anlaşma 1992’de Rio de Janeiro’da (Brezilya’da gerçekleştirilen Dünya Zirvesi’nde kabul edilen Birleşmiş Milletler İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi (BMİDÇS)²’nin eki olarak kabul edilen uluslararası bir anlaşmadır. Protokolün ana amacı, atmosferdeki sera gazı³ yoğunluğunun, iklime tehlikeli etki yapmayacak seviyelerde dengede kalmasını sağlamaktır. Protokol, seragazı emisyonunu4 azaltma amacı doğrultusunda sanayileşmiş ülkelere bir dizi bağlayıcı hedefler öngörmüştür. BMİDÇS, emisyonun azaltılması için ‘teşvik edici uygulamalar’ getirirken, Protokol ise ‘zorlayıcı yaptırımlar’ öngörmektedir.5

3. Atıktan Enerjiye Giden YolSöz konusu bu iki önemli belgenin içeriği ve bunlara dayalı olarak çıkartılan AB Direktifleri göz önüne alındığında, evsel atıklar ve sanayi atıklarının artık ziyan edilmeyecek kadar değerli oldukları ve dünya için yeni bir enerji kaynağı oluşturmaları gerektiği açıktır. Peki bahsi geçen bu atıklar neler olabilir?

Ana başlılarıyla ekonomik değeri olan ve sisteme katılabilecek atıklar aşağıdaki şekilde sıralanabilir:� Evsel Katı Atıklar � Kanalizasyon Çamurları � Biyokütle � Endüstriyel Atıklar � Tehlikeli Atıklar � Tıbbi Atıklar � Atık Pil ve Akümülatörler � Elektronik Atıklar

Zira AB üyesi ülkelerde 1980’lerin ortalarından itibaren çöplük gazı toplanmaya başlanmış olup; bunun öncelikli sebepleri; çöplük gazının önemli kısmını oluşturan metan gazının toprak içindeki konsantrasyonunun patlama limiti olan % 5’in altına indirmek, çöplük gazının kontrolsüz yayılmasını ve çevreye olumsuz etkisini

azaltmak ile özellikle de şehirlerdeki çöplüklerden gelen pis kokuların civarda yaşayanları rahatsız etmesini önlemekti. Ancak 1990’ların başından itibaren, yine AB ülkelerinde ve ABD’de çöplük gazının elektrik üretiminde de yaygın olarak kullanılmasına başlanmıştır. Nitekim Atık Yönetimi hususunda AB müktesebatının başlıca konularından birinin “Çevre” olduğu ve bu hususta AB düzeyinde 300’ü aşkın tüzük ve direktif bulunduğu da düşünüldüğünde, konunun AB için önemi açıkça ortaya çıkacaktır. AB müktesebatı uyarınca Atık Yönetimi Hiyerarşisi aşağıdaki şekilde sıralanabilir6 : � Atık minimizasyonu ve kaynakta önleme � Atıkların yeniden kullanımı, geri dönüşü ve enerji geri kazanımı � Atıkların nihai bertarafı

Buna göre, geçmişten günümüze bu hususta ulusal ve uluslararası platformdaki en önemli köşe taşları ana başlıklarıyla aşağıdaki gibi özetlenebilir:

Avrupa Birliği Atık Mevzuatı:� Atık Çevre Direktifi (WD) 2006/12/EC � Atık Listesi (EWL) 2000/532/EC � Atık Yakma Direkfi (WID) 2000/76/EC � Tehlikeli Atık Direktifi (HWD) 91/689/EC � Bütünleşik Kirlilik Önleme ve Kontrol Direktifi (IPPC) 96/61/EC � Atık Yakma BREF Dokümanı (IPPC-BAT) 2006

Ulusal Atık Mevzuatı:� Atık Yönetimi Genel Esaslarına İlişkin Yönetmelik (05.07.2008 –

R.G. 26927)� Katı Atıkların Kontrolü Yönetmeliği (14.03.1991 – RG 20814)� Tehlikeli Atıkların Kontrolü Yönetmeliği (14.03.2005 – RG

25755)� Tıbbi Atıkların Kontrolü Yönetmeliği (22.07.2005 – RG 25883)� Ambalaj Atıklarının Kontrolü Yönetmeliği (24.06.2007 – RG

26562)� Atık Yağların Kontrolü Yönetmeliği (30.07.2008 – RG 26952) � Atık Pil ve Akümülatörlerin Kontrolü Yönetmeliği (31.08.2004 –

RG 25569)� Bitkisel Atık Yağların Kontrolü Yönetmeliği (19.04.2005 – RG

2579)� Ömrünü Tamamlamış Lastiklerin Kontrolü Yönetmeliği � Hafriyat Toprağı, İnşaat ve Yıkıntı Atıklarının Kontrolü

Yönetmeliği � Atıkların Ek Yakıt Olarak Kullanılmasında Uyulacak Genel

Kurallar Hakkında Tebliği

Küresel İklim Değişikliği meselesindeki gelişmeler ise aşağıdaki şekilde özetlenebilir:� 1997 Birleşmiş Milletler – Kyoto Protokolü � AB’ne üye devletlerin 2008-2012 yılları arasında sera gazları

emisyonu % 5,2 oranında azaltılması kararlaştırılmıştır. � Enerji kullanımının iklim değişikliği üzerindeki etkisini azaltmak

için programlar oluşturulmuştur. - Enerji verimliliği

² United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC)³ Protokole göre sera gazları (greenhouse gas); Karbondioksit (CO2), Metan (CH4), Diazot Monoksit (N2O), Hidroflorokarbonlar (HFC), Perflorokarbonlar

(PFC),Kükürt Heksaflorid (SF6)’tür.4 Emisyon (veya salım), atmosfere salınan karbon miktarını ifade eder.5 Petform, Kyoto Protokolü’nün Türkiye enerji Sektörüne Muhtemel Etkileri Hakkında Bilgi Notu, p.1, Ankara 2009.6 Prof.Dr. Okutan, H., “Atıktan Enerjiye Yakma, Piroliz ve Gazlaştırma Uygulamaları” hakkında bildiri notları, 5. Uluslararası Geri Dönüşüm, Çevre Teknolojileri ve

Atık Yönetimi Fuarı”, Haziran 2009, İstanbul7 Prof. Dr. Okutan, H., “Atıktan Enerjiye Yakma, Piroliz ve Gazlaştırma Uygulamaları” hakkında bildiri notları, 5. Uluslararası Geri Dönüşüm, Çevre Teknolojileri ve

Atık Yönetimi Fuarı”, Haziran 2009, İstanbul


43

K

- Yenilenebilir enerjiler (güneş, rüzgar, biyokütle) - Temiz enerji teknolojileri - Atıkların değerlendirilmesi (geri dönüşüm ve enerji)

Yukarıda açıklamaya çalıştığımız süreçten de görüleceği üzere; söz konusu bu sistemde, 1980’lerin başına kadar hiçbir maddi değeri olmayan atıklar artık birer “yenilenebilir” ve “temiz” enerji kaynağına dönüştüğü gibi, ekonomik olarak da değer kazanmıştır. Diğer bir avantajı ise, enerji üretirken çevrenin de temizleniyor olmasıdır.

Bu kapsamda, dünyada olduğu gibi ülkemizde de bir takım çalışmalar yapılmakla birlikte, söz konusu bu düzenlemelerin son derece yavaş ve yetersiz olduğunu üzülerek izlemekteyiz.

4. Sorunlar ve Çözüm ÖnerilerimizTüm bu gelişmeler neticesinde, bütün medeni dünya ülkelerinde olduğu gibi ülkemizde de çevre ve enerji hem uygulanan üretim teknolojileri hem de mevzuat açısından adeta birbirinin mütemmim cüz’ü (ayrılmaz parçası) halini almıştır. İşte bu anlamlı birlikteliğin en etkili neticelerinden biri de, eskiden “atık” dediklerimizin artık “temiz enerji kaynağı” olarak adlandırılmasıdır. Bu gelişmeler dünya için yeni, temiz ve etkili bir enerji kaynağı yaratmakla beraber, insanoğlunun “atık” dediğini bile ekonomiye tekrar kazandırarak hayati bir görev de üstlenmektedir. Bu sebeplerle batı ülkeleri bu husustaki temel yasal düzenlemelerini neredeyse tamamlamış olup, her geçen gün yeni direktif ve yönetmeliklerle uygulamanın önünü açmaktadır. Ülkemizde de bu yönde yasalaşma çalışmaları bulunmakta beraber, bu düzenlemelerin yeterli olduğunu söylemek şu an için ne yazık ki mümkün değildir.

Tam da bu sebeplere, hem yatırımcılar hem de ilgili idareler için yasal düzenlemelerdeki eksikliklerin belirlenmesi ve uygulamacılar açısından uygun ve adil çözüm yollarının bulunabilmesi için, ülkemizdeki mevcut uygulamaları yaşanan sorunları ve çözüm yollarını yaşanmış olan deneyimlerle de betimleyerek sunmak ve sorunlara sektörün farklı noktalarındaki aktörleriyle beraber çözüm bulmak son derece önemlidir.

Yukarıda da belirttiğimiz üzere; Batılı ülkelerin 1980’lerin başında fark ettiği ve geliştirmeye başladığı bu teknoloji, ülkemizde ne yazık ki son yıllarda gündeme gelmiş olup; şu ana kadar çöp gazından enerji üretimi için alınan lisans sayısı da sadece 5 adetttir. Bilindiği üzere; 28 Nisan 1993’de Ümraniye-Hekimbaşı çöplüğü böyle bir kayma ve patlama sonunda harekete geçmiş ve vadi ucundaki 11 ev çöplük altında kalarak 39 insanımız hayatını kaybetmişti. Söz konusu bu hazin olayın üzerinden 18 yıl geçmiştir. Oysa geçen tüm bu zaman içerisinde de mevcut mevzuatta gerekli düzenlemeler ve revizyonlar yapılmadığı gibi; yeni yasal metinlerin oluşturulmasında da gecikilmektedir. Ülkemizde, Avrupa Birliği müktesebatı ve ilgili direktiflere uygun yeni kanun ve yönetmelik çalışmalarının yapılması zorunlu olduğu gibi, Kamu İhale Kanunu, Çevre Mevzuatı ve EPDK mevzuatında da gerekli revizyonların yapılması ivedidir. Söz konusu bu süreçte yapılması gereken çalışmaların başında da Çevre ve Orman Bakanlığı, Enerji ve Tabii kaynaklar Bakanlığı, Yerel Yönetimler ile yerli ve yabancı yatırımcıların temsilcilerinden oluşacak resmi bir çalışma grubu oluşturulması ve mevzuatın bu çalışmalar baz alınarak oluşturulmasıdır.

Sonuç olarak; sürecin sağlıklı yürümesinin yolu sistematik ve koordineli bir çalışmadan geçer. Tam da bu noktada, yatırımcısıyla,

vatandaşıyla ve uygulayıcısıyla beraber halkı oluşturan bir bütünün parçaları olan bizlerin, bu süreçte yürütülecek tüm işlemler ve yapılacak mevzuat değişiklikleri noktasında üzerimize düşeni yapmamız zaruridir.

Kaynaklar[1] Çevre ve Orman Bakanlığı İklim Değişikliği Raporları, Ankara,

2009.[2] Petform, Kyoto Protokolü’nün Türkiye enerji Sektörüne

Muhtemel Etkileri Hakkında Bilgi Notu, p.1, Ankara 2009.[3] Doç. Dr. M. Türkeş, U.M. Sümer, G.Çetiner, Kyoto Protokolu

Esneklik Mekanizmaları, Devlet Meteoroloji İşleri Genel Müdürlüğü, Ankara.

[4] Yrd. Doç.Dr. E.Karakaya, Ar.Gör. M. Özçağ “Türkiye Açısından Kyoto Protokolü’nün Değerlendirilmesi” [5] Prof. Dr. Okutan, H., “Atıktan Enerjiye Yakma, Piroliz ve Gazlaştırma Uygulamaları” hakkında bildiri notları, 5. Uluslararası Geri Dönüşüm, Çevre Teknolojileri ve Atık Yönetimi Fuarı”, Haziran 2009, İstanbul

SummaryAs in the whole world, the increasing population and the welfare level in our country have increased energy consumption intensively. This intensive energy use leads to significant problems in energy supply, and the balance gap between use and production increases day by day.

However when we look at the other side of the coin, we observe that the consumer society, appearing with industrial revolution, goes through its golden age nowadays. Clothes, which are utmost used for only one season, and thrown when the horn “out of date” is blown, disposable shopping bags of stores and markets, hospital wastes, plastic bottles, and various disposable products. As a result of which a planet, which finds it difficult to breathe day by day: World is the only home of human beings, and all living creatures, which is known at least for the time being.

Within this framework, the obligation of conducting the aforementioned energy deficiency in line with the concept of “public benefit”, which according to the most appropriate definition means “performance of all arrangements, transactions by observing public benefit” and “environment legislation” in our country as in the whole world is beyond doubt. Thus, this is the situation, which leads actors, manifesting activity in the sector with the world countries, to make researches and studies for the purpose of finding alternative and clean energy sources while energy increase is observed each day.

Within this scope, Kyoto Protocol, which was executed within the scope of U.N. Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) by EU countries simply as a compensation document and a product of industrial revolution, is a crucial agreement, which aims at struggling with global warming, and climate changes in the whole world. Thus, the Protocol was negotiated on the month of December of 1997 in the city of Kyoto of Japan, it was opened for signature on the date of March 16, 1998, and was finalized on the date of March 15, 1999. Carbon emissions, released to atmosphere by the countries, appending signatures to the protocol, in the year 1990 in order for Kyoto Protocol to enter into force had to reach 55 % of the total amount of carbon emission in the whole


44

BP

world. On this account, the Protocol, which was signed in the year 1997, entered into force 90 days later on the date of February 16, 2005 with participation of Russia on the date of November 18, 2004. Whereas the draft law on ratification of participation of our country in such a crucial Protocol was accepted by the General Board of Turkish Grand National Assembly on the date of February 05, 2009, and became a law; the resolution of the Council of Ministers on becoming a party to the Protocol was published in the Official Gazette, dated May 13, 2009, and was submitted to the Secretariat General for United Nations on the date of May 28, 2009. In accordance with the protocol, upon expiration of the official term of 90 days, Turkey became a party to Kyoto Protocol officially as of the date of August 26, 2009.

As a result of the said developments, in our country as in all civilized world countries, environment and energy have become integral parts of each other in terms of implemented production technologies, and legislation. One of the most effective conclusions of this meaningful unity is the fact that “wastes” as called previously, are nowadays called “clean energy sources”. These developments create new, clean, and efficient energy source for the world; besides even “wastes” as called by human beings, are recycled for economy; thereby assume a crucial role. On the basis of the aforementioned grounds, western countries have almost completed basic legal arrangements in this regard; the way is paved for the implementation each day with new directives, and regulations. In our country enactment studies have been conducted in this regard; however unfortunately it is too early to say that these arrangements are yet sufficient.

On account of simply the said reasons, for determination of defects in legal arrangements for both investors, and relevant administrations, and finding appropriate and just solutions in terms of implementers, it is crucial to describe and present the current implementations, the encountered problems, and solutions in our country on the basis of the relevant experiences and to find solutions to problems in cooperation with actors at different positions of the sector.


45

K

KARADENİZ BÖLGESİNDEKİ MEVCUT VE İNŞAASI PLANLANAN HES PROJELERİNDE KARŞILAŞILAN SORUNLAR VE ÇÖZÜM ÖNERİLERİ

Beril Pınar TANDOĞANTandoğan Hukuk Bürosu

ÖzetDünyada gittikçe artan nüfus ve tükenen sınırlı kaynaklar for-mülünde, enerji tedariğinde önemli sorunlar yaşanmakta ve enerji kullanımı ile üretim arasındaki denge açığı gün çektikçe art-maktadır.

Böyle bir tabloda, yukarıda belirttiğimiz enerji açığının tüm dün-yada olduğu gibi ülkemizde de; bilinen en uygun tanımıyla “tüm düzenleme, iş ve işlemlerin toplum yararı gözetilerek yapılması” olan “kamu yararı” kavramına ve “çevre mevzuatı”na uygun bir faaliyet olarak yürütülmesi zorunluluğu kuşkusuzdur. Lakin diğer taraftan, ülkemizin her geçen gün artan enerji açığı ve gittikçe daha dışa bağımlı hale gelen enerji piyasamız ve ekonomimiz sebebiyle, elimizdeki tüm enerji kaynaklarını mümkün olan efektif şekilde kullanma zorunluluğumuz da tartışma götürmez bir gerçektir. Bu bildirinin amacı da, böyle bir tabloda Karadeniz Bölgesi’nde inşa edilmiş veya inşası planlanan HES’lerin mevcut hukuki durumunun çevre mevzuatı ve enerji arz güvenliği açısından irdelenmesidir.

1. Giriş“Baraj”¹; suyu toplama, sulama ve elektrik üretme amacıyla akarsular üzerine yapılan bent olarak tanımlanmaktadır . Barajlar, su gereksinimini karşılamak amacıyla kullanılmakta, selleri azaltarak veya önleyerek mevsimlere göre düzensiz dağılan su kaynaklarının verimli kullanılmasını sağlar².

Su kaynaklarının korunumu projeleri kapsamında barajlar, su temini, sulama, taşkın kontrolü, hidroelektrik enerji üretimi, ulaşım, eğlence, kirlilik azalımı, endüstri gereksinimi, balıkçılık, faunanın korunumu, tuzluluk kontrolü ve yeraltı sularının beslenmesi gibi amaçlara yönelik olarak inşa edilir³. Bu amaçlara ulaşmak için su akışının düzenli ve kontrollü olması gereği, baraj göllerinin ve baraj yapılarının yaratılmasının en önemli sebebidir.

Mevsimlere ve yıllara göre değişen yağış miktarları, dünyadaki enerji açığı ve bu tabloda enerji üretiminin önemi dikkate alındığında, Türkiye’nin akarsuları üzerinde kullanım suyu ve enerji temini için kaplamış oldukları geniş tarımsal ve ormanlık alanlara rağmen baraj ve hidroelektrik santrallerin (HES) inşası elbette vazgeçilmez bir konuma gelmektedir.

Baraj yapılarının inşa edilmesinin sebeplerinden biri de, enerji üretimidir. Dünya elektriğinin beşte biri barajlardan sağlanmaktadır4. Dünya üzerindeki barajların büyük bir çoğunluğu hidroelektrik enerji üretimi için kullanılmaktadır. Barajların hidroelektrik enerji üretimi amacıyla kullanımı 1890’lara kadar uzanmaktadır. 1900’lü yıllarda ise dünya üzerinde yüzlerce baraj mevcuttur. Günümüzde 150 ülkede kullanılan hidroelektrik santraller, dünya toplam enerji gereksiniminin % 19’unu karşılamaktadır5. Dünya hidroelektrik enerji üretiminin % 50’si ABD, Brezilya, Çin, Kanada ve Rusya tarafından üretilmektedir. Dünya elektrik enerjisinin beşte biri ve dünya ülkelerinin üçte birinin elektrik gereksinimi % 50 HES yapılarından karşılanmaktadır. Dünyada 24 ülkede toplam ulu-sal elektriğin % 90’ının ve 63 ülkede % 50’sinin hidroelektrik santral-lerden elde ediliyor olması, bu yapıların enerji sağlamada önemini göstermektedir6.

Günümüzde tablo yukarıda anlatılan şekilde olmakla beraber, dünyanın hemen hemen her noktasında yüzyıllardır yoğun bir şekilde geleneksel kaynaklar olarak adlandırdığımız petrol, kömür, doğal gaz gibi fosil kökenli enerji kaynakları kullanılmaktadır. Oysa bu kaynakların büyük oranda çevresel kirlenmeye neden olduğu artık bilinen bir gerçektir. Bilim adamları, fosil yakıtların havayı, suyu, toprağı nasıl kirlettiğini, ozon tabakasının delinmesi nedeniyle yaşanan küresel ısınmanın dünyanın sonunu nasıl getirdiğini her platforma anlatıyor ve birebir aktarımıyla “Bu teh-likelerden korunmak için kömür, petrol ve doğal gaz gibi fosil yakıtların kullanımına sınırlamalar getirmeli; enerji ihtiyacımızı hid-roelektrik, güneş, rüzgâr, jeotermal ve biyokütle enerjileri gibi yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarından karşılamaya çalışmalıyız. Bu sayede hem döviz kaybımızı azaltacak hem de sağlığımızı ve doğayı korumuş olacağız” diyorlar.

Bu kapsamda, dünyanın bilinen en eski ve yaygın temiz enerji üretim kaynaklarından biri olan hidroelektrik potansiyelinin azami seviyede kullanılması artık global bir mesele halini almıştır.

2. Türkiye’deki Hidroelektrik Enerji Potansiyeline Genel Bir Bakış“Bir ülkede, ülke sınırlarına veya denizlere kadar bütün doğal akışların % 100 verimle değerlendirilebilmesi varsayımına daya-

¹ Türk Dil Kurumu resmi web sayfası, http://tdkterim.gov.tr/bts/?kategori=veritbn&kelimesec=344² Akkaya U., Gültekin A. Burcu, Dikmen Ç. Belgin ve Durmuş G., “Baraj ve Hidroelektrik Santrallarinin (HES) Çevresel Etkilerinin Analizi: Ilısu Barajı Örneği”, 5.

Uluslararası İleri Teknolojiler Sempozyumu (IATS’09), 13-15 Mayıs 2009, Karabük.³ “Dams and Development”, World Commission on Dams, Report, November 2000.4 “Hydropower and Energy-Related Projects,” International Agency Monthly Report, March 1999.5 Corso, R. and Mead &Hunt. Inc. , United States Committee on Large Dams, International Newsletter, July 1997.6 Akkaya U., Gültekin A. Burcu, Dikmen Ç. Belgin ve Durmuş G., “Baraj ve Hidroelektrik Santrallarinin (HES) Çevresel Etkilerinin Analizi: Ilısu Barajı Örneği”, 5.

Uluslararası İleri Teknolojiler Sempozyumu (IATS’09), 13-15 Mayıs 2009, Karabük.


46

BP

nılarak hesaplanan hidroelektrik potansiyel, o ülkenin brüt teorik hidroelektrik potansiyelidir. Lakin mevcut teknolojilerle bu potansiyelin tümünün kullanılması mümkün olmadığından mevcut teknoloji ile değerlendirilebilecek maksimum potansiyele teknik yapılabilir hidroelektrik potansiyel denir”7.

Buna göre ülkemizdeki brüt hidroelektrik potansiyel 433.000 GWh/yıl, teknik potansiyel 216.000 GWh/yıl ve ekonomik potansiyel ise 127.381 GWh/yıl’dır. Türkiye’nin 433.000 GWh/yıl olan brüt potansiyeli, dünyanın toplam potansiyelinin % 1’i, Avrupa’nın toplam potansiyelinin % 16’sı civarındadır. Ülkemizdeki elektrik tüketimi ise her yıl % 8-10 arasında artış göstermektedir8.

Brüt potansiyel, mevcut düşü ve ortalama debinin oluşturduğu potansiyeli ifade etmektedir. Brüt hidroelektrik enerji potansiyeli topoğrafya ve hidrolojinin bir fonksiyonudur. Teknik potansiyel, bir akarsu havzasının hidroelektrik enerji üretiminin teknolojik üst sınırını göstermektedir. Uygulanan teknolojiye bağlı olarak düşü, akım ve dönüşümde oluşabilecek kaçınılmaz kayıplar hariç tutulmaktadır. Ekonomik potansiyel, bir akarsu havzasının hidroelektrik enerji üretiminin ekonomik optimizasyonunun sınır değerini gösteren, gerek teknik açıdan geliştirilebilmesi mümkün, gerekse ekonomik yönden tutarlı olan tüm hidroelektrik projelerin toplam üretimi olarak tanımlanabilir9.

Türkiye’de yıllık ortalama yağış yaklaşık 643 mm olup, yılda ortalama 501 milyar m suya tekabül etmektedir. Bu suyun 274 milyar m3’ü toprak ve su yüzeyleri ile bitkilerden olan buharlaşmalar yoluyla atmosfere geri dönmekte, 69 milyar m3’lük kısmı yeraltı suyunu beslemekte, 158 milyar m3’lük kısmı ise akışa geçerek çeşitli büyüklükteki akarsular vasıtasıyla denizlere ve kapalı havzalardaki göllere boşalmaktadır. Yeraltı suyunu besleyen 69 milyar m3’lük suyun 28 milyar m3’ü pınarlar vasıtasıyla yerüstü suyuna tekrar katılmaktadır. Ayrıca, komşu ülkelerden ülkemize gelen yılda ortalama 7 milyar m su bulunmaktadır. Böylece ülkemizin brüt yerüstü suyu potansiyeli toplam 193 milyar m3 olmaktadır10. 3. Hidroelektrik Santrallerin Çevresel Avantajları ve DezavantajlarıYukarıda da açıkladığımız üzere, dünyanın hemen her noktasında, elektrik üretimi için, yüzyıllar boyunca geleneksel kaynaklar olarak adlandırdığımız petrol ve kömür gibi fosil yakıtlar kullanılmış ve bunların yakılması neticesinde elektrik enerjisi elde edilmiştir. Ancak bahsi geçen yöntemleri kullanmak suretiyle elektrik üretimi hem girdinin sınırlı ve pahalı olması hem de yakma methoduyla üretim yapılmasının çevreye zarar verici nitelik taşıması gerekçeleriyle artık tercih edilmemektedir.

Bu sebeplerle dünyanın medenileşmiş ülkeleri alternatif ve yenile-nebilir enerji kaynaklarını tercih etmektedirler. Nitekim bugün iti-bariyle 185 ülkenin taraf olduğu Kyoto Protokolü’nün 1997 yılında im-zalanmasının altında yatan temel gerekçelerden biri de bu saiktir.

Bu kapsamda, yenilenebilir enerji kaynaklarının en yaygın olan-larından biri olan hidroelektrik üretimine ilişkin santrallerin

en öncelikli avantajı, bu tesislerin çevre dostu olmasıdır. Zira hidroelektrik santraller yenilenebilir enerji kaynağı olan su ile enerji ürettikleri için en önemli çevresel avantajları sera gazı etkisi yaratmamasıdır.

Ayrıca karbon emisyonları düşük olup, asit yağmuru problemleri yok denecek kadar azdır¹¹ . Dünyada ekonomik olarak yapılabilir hidroelektrik üretim potansiyelinin yarısının bile geliştirilmesi, sera gazı emisyonlarının % 13 oranında azalmasını sağlayacaktır¹². Hidroelektrik santrallerin, akarsularla oluşan erozyonun önlenme-sinde, önemli bir faydası vardır. Türkiye’deki akarsuların eğimi fazla olduğu için akarsular yoluyla erozyon ciddi tehlike arz etmektedir. Hidroelektrik santraller amacıyla yapılan barajlar ve bentler suyun hızını keserek erozyonu önemli ölçüde durdurabilmektedir.

Diğer bir önemli avantajı ise, özellikle ülkemiz gibi enerjisini dışarıdan alan ve bu sebeple öz kaynaklarını bu yolda harcamak durumunda olan ekonomilerde, ülkenin kendi öz kaynaklarının ve milli servetinin kullanılması ile ekonomik dışa bağımlılığın azaltılmasında oynadığı önemli roldür.

Öte yandan, çevre dostu olduğu tüm dünya sistemlerince kabul edilmiş bu projeler için birçok ulusal ve uluslararası fon çok uygun faiz oranlarıyla kredi vermeye hazır olduğundan, devletin kendi sınırlı kaynaklarıyla yapamadığı pek çok hidroelektrik enerji üretim tesisi özel sektör açısından fizıbldır. Tam da bu sebeple, bu projelerin hayata geçirilmesi yoluyla devletimiz de büyük bir gelir kaynağı elde etmektedir.

Bunca avantajının ve çevreye olan olumlu etkilerinin yanı sıra, hidroelektrik santrallerinin çevreye bir takım olumsuz etkileri de olabilir. Bu etkiler, izafi büyüklüklerinin yüksek olması, doğru planlaması yapılmamış projelerin doğal ortamı orta derecede olsa olumsuz etkilemeleri, su kalitesinin bozulmasına ve ormanların tahrip olmasına sebebiyet vermeleri olarak sıralanabilir. Ancak yukarıda da belirttiğimiz üzere, bu olumsuz etkiler gelişmiş inşaat tekniklerini kullanmayan ve planlaması doğru yapılmamış tesisler için söz konusu olup; dünyanın pek çok yerinde santraller doğa ile iç içe durmakta ve modern teknikler sayesinde varlıkları dahi fark edilmemektedir.

4. Karadeniz Bölgesindeki HES Projelerinde Karşılaşılan Sorunlar ve Çözüm Önerileri Yukarıda da detaylı bir şekilde anlatıldığı üzere, dünyanın enerji açığı gün geçtikçe artmakta ve geleneksel kaynaklar hızla tü-kenmektedir. Bu sebeple, dünyanın pek çok ülkesi gibi ülkemizde de alternatif, yenilenebilir ve çevre dostu enerji teknolojileri ve kaynakları üzerinde araştırma ve çalışmalar devam etmektedir.

Birçok alternatif enerji kaynağının yanı sıra ülkemizin bu kapsamdaki en önemli potansiyeli, Türkiye’nin jeolojik yapısı ve konumu da göz önüne alındığında, hala hidroelektrik enerjisi üretim kaynaklarıdır.

Tam da bu noktada, Karadeniz Bölgesi’nin önemi ortaya çık-maktadır. Arazi yapısı, eğimin yüksek ve yüzey altı tabakasının geçirimsiz olması nedeniyle yağan yağışın önemli bir miktarının

7 http://www.karakasenerji.com.tr/Files/hidroelektirik.pdf8 DS_WEB_ 2008 http://www.dsi.gov.tr/hizmet/enerji.htm#basadon9 EE_WEB_ 2008 http://www.eie.gov.tr/turkce/HESproje/turkeyhidro.doc10 DS_Web_ 2008 Toprak ve su kaynakları, http://www.dsi.gov.tr/topraksu.htm¹¹ Şenpınar, A. ve Gençoğlu M. Tunay, Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Çevresel Etkileri Acısından Karşılaştırılması, s 49,50. ¹² Kaya, D., 2006, Türkiye’de Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Potansiyeli ve Çevresel Etkilerinin Karşılaştırılması, Tübitak Marmara Araştırma Merkezi s.11,25


47

K

yüzeysel akışla denizlere ulaşması bölgenin önemini artırmaktadır. Bu bakımdan Doğu Karadeniz Bölgesi hidroelektrik enerjisi üretimi açısından oldukça verimli bir bölgedir. Topoğrafik olarak dağların denize paralel uzandığı ve yıllık ortalama yağışın 1291 mm olduğu Doğu Karadeniz Bölgesi, akım rejimi dolayısıyla HES’lere oldukça müsaittir. Özellikle son yıllarda hidroelektrik üretiminin toplam elektrik enerjisi üretimi içersindeki önemi büyük olup; 2010 yılı itibarı ile bu oran % 45’ler seviyesindedir.

Buna rağmen günümüzde önemli bir enerji potansiyeli olan hidroelektrik üretiminde Karadeniz Bölgesi gereken seviyeye hala ulaşamamıştır. Bu tablodaki başlıca sorunlar aşağıdaki gibidir:a. İlk ve en önemli mesele, ülkemizde çevre mevzuatındaki

eksik düzenlemeler, yetersiz ve hatalı uygulamalardır. Bütün medeni dünya ülkelerinde olduğu gibi ülkemizde de çevre ve enerji hem uygulanan üretim teknolojileri hem de mevzuat açısından adeta birbirinin mütemmim cüz’ü (ayrılmaz parçası) halini almıştır. Bu sebeplerle batı ülkeleri bu husustaki temel yasal düzenlemelerini neredeyse tamamlamış olup, her geçen gün yeni direktif ve yönetmeliklerle uygulamanın önünü açmaktadır. Ülkemizde de bu yönde mevzuat çalışmaları bulunmakta beraber, bu düzenlemelerin ve uygulamalarının yeterli olduğunu söylemek şu an için ne yazık ki mümkün değildir. Henüz ülkenin büyük bir kısmında gerçek verilere dayanan bir havza çalışması veya master plan yapılmadığı gibi, bu çalışmaların yapılmaması neticesinde ortaya çıkan her bir soruna, deyim yerindeyse “yama çözümler” bulmak amacıyla çevre mevzuatına ve ÇED sürecine neredeyse her gün farklı bir düzenleme ve uygulama yöntemi getirilmesi ve bunun yatırımcılara dikte edilmesinin ne hukuk devleti ne de adalet anlayışıyla bir ilgili olmadığı açıktır.

b. Bu noktada ikinci sırayı, yanlış yönlendirilen ve çevreyi koruma adı altında ülkemizi daha büyük açmazlara götüren sözde sivil örgütlenmeler yer almaktadır. Bu örgütler, sözde çevreyi koruma adı altında, hiçbir gerçekliği ve bilimselli olmayan öyle iddialarda bulunmaktadırlar ki; dünyanın en bilinen çevre örgütleri dahi bu ilginç tepkileri anlamlandırmakta güçlük çekmekte ve bu sebeple bu eylemlere destek vermemektedir. Çevreyi korumak her vatandaşın anayasadan kaynaklanan bir hakkı ve ödevi olduğu gibi, bunun da ötesinde bir insanlık görevidir. Öte yandan, ülkemizde bugüne kadar süregelmiş yanlış uygulamalar da göz önüne alındığında bahsi geçen örgütlerin iyi niyetli üyelerinin bu tepkisini anlıyor ve destekliyoruz. Ancak, kötü örnek sayılmayacağı için, bahsi geçen başarısız uygulamalara bakarak, tüm hidroelektrik santrallerine karşı olmayı “çevreci bir bakış açısı” ile bir arada düşünmek gerçekten imkansızdır. Adı üzerinde, yenilenebilir ve yeşil enerji kaynaklarının başında sayılan bu tesisler dünyanın her yerinde desteklenirken, ülkemizdeki bu körü körüne red mantığını anlamak güçtür. Zira çözüm ne doğayı ne de enerji yatırımlarını bütünüyle reddetmek değil; kamu menfaatine uygun şekilde bir orta yol bulmaktır.

c. Özellikle bölgedeki yayla turizmine yatırım yapmış olan özel sektör yatırımcıları, kişisel menfaatleri ve kazançları için bölge halkını yanlış yönlendirmekte, bölgenin bir turizm bölgesi olacağını oysa HES’lerin varlığının buna engel teşkil ettiğini bildirmektedirler. Yukarıda da belirttiğimiz üzere, planlaması düzgün yapılmış, uluslararası standartlara uygun düzeyde can suyu bırakan ve gelişmiş inşaat teknolojileri kullanan sistemlerde HES’lerin çevreye zarar vereceğinin iddia edilmesi

dahi son derece mesnetsiz olup, Avrupa ve Amerika’nın pek çok bölgesinde bu açıklamalarımızı destekler nitelikle pek çok hidroelektrik santrali bulunmaktadır.

d. Bölgede inşası düşünülen lisanslı projelerin ÇED kararlarına karşı açılmış olan idari davalar son derece yavaş yürümekte ve işin esasına dahi bakılmaksızın İdari Yargılama Usulü Kanunu’nun (İYUK) 27. Maddesi uyarınca ancak “açıkça hukuka aykırı olma” ve “ uygulanması halinde geri dönülemez zararlar yaratma ihtimalini taşıma” şartlarının her ikisini birden içeren idari işlemlere karşı verilebilecek olan “yürütmenin durdurulması” kararları bir takım yerel mahkemelerce hiçbir şarta bakılmaksızın dava açılır açılmaz verilmektedir. Bu uygulamanın anayasamıza, İYUK’a ve adalet anlayışına aykırı olduğu düşüncesindeyiz.

e. Mevcut projelerde yatırımcıların pek çoğu mevzuata uygun olarak almış oldukları lisanlarına dayanarak banka kredi sözleşmeleri ve elektromekanik teçhizat alım sözleşmeleri akdetmiş bulunmaktadır. Bu sözleşmeler şirketlerin bahsi geçen projeleri inşa ederek kısa sürede işletmeye alınacağı ve elektrik üreterek kazanç elde edeceği varsayımına dayanılarak yapılmıştır. Oysa projeler hayata geçirilemediği için şirketler bahsi geçen sözleşmeler sebebiyle ciddi zararlara uğramış olup, uğramaya da devam etmektedirler.

f. Yine bahsi geçen projelerde bir takım yerel mahkemelerce verilen “yürütmenin durdurulması” kararları sebebiyle yatırımcılar lisanlarında belirtilen sürelerde kamulaştırma ve inşaat işlemlerine geçmemekte, bu durum da yatırımcıyı yatırımdan soğuttuğu gibi lisanstan kaynaklı hak ve yükümlülüklerin de yerine getirilememesi ve ülkemizin milli kaynaklarının ekonomiye katılamaması sonuçlarını doğurmaktadır. Türkiye gibi enerjisini dışarıdan satın alan bir ülke için bu durumun ne kadar önemli bir sorun yarattığı tartışmasızdır.

Yukarıda başlıca sıralanan bu sorunların elbette bir günde çözülmesini beklemek hayalperestlik olacaktır. Ancak bir takım pratik yöntemler ve önerilerle sorunun büyük ölçüde halledilebileceği inancındayız. Şöyle ki;a. Öncelikle ilgili devlet otoriteleri ve kurumların bölgede sorun

çıktıkça anlık çözümler bulmaya çalışarak değil, soruna bir bütün olarak bakıp hem bölge halkı, hem kamu menfaati hem de yatırımcılar açısından ortak bir çözüm bulmaları gerekir. Bunun da yolu, bilimsel verilere dayanan havza planlama çalışmaları yapmak, soruna göre revize edilmeyen ve işlemin her tarafını eşit mesafede koruyan düzenlemeler getirmek ve verdiği izinlerin arkasında durabilmekten geçmektedir.

b. Bölgedeki pek çok sivil toplum örgütünün başında, yine aynı bölgede sayısız ağacı katlederek milyon dolarlara mal olmuş sözde turizm tesisleri kuran, bu tesislerine bir “arıtma sistemi” dahi koymaya gerek duymayacak kadar fütursuz davranan ve çöplerini “canlı hayatı yok olacak” feryadıyla meydanlarda haykırdıkları dere ve nehir yataklarına döken özel sektör yatırımcıları bulunmaktadır. Enerji yatırımcılarını kapitalist, çıkarcı ve kendi menfaatini düşünen çevre düşmanları ilan eden bu sözde çevrecilerin kendilerinin ne olduğunun takdirini sizlere bırakmaktayız. Gerçek çevrecilerin sonuna kadar desteklenmesi ve Voltaire’nin de dediği gibi “Fikirlerini ve söylediklerini kabul etmesem de onları söyleme hakkını sonuna kadar savunurum” ilkesi düşünüldüğünde, çevreye ve çevreci bakış açısına zarar veren bu şahıs ve kuruluşların bir an önce ayıklanması ve ifşa edilmesi gerekmektedir.


48

BP

c. Yukarıda da belirttiğimiz üzere, işin özüne inmeden ve kanunun aradığı zorunlu şartların varlığını tespit etmeden önüne gelen her dosyada “ilke kararı” diyerek yürütmenin durdurulması kararı veren ilk derece mahkemelerinin bu kararlarının neticesinde bölge halkına, kamu menfaatine ve yatırımcılara verdikleri zararı göz önüne alarak ilgili kanunu ve mevzuatı bire bir uygulamaları gerekmektedir düşüncesindeyiz.

d. Yatırımcıların da kendilerini ve projelerini bölge halkına iyi ifade edebilmeleri, kullanacakları inşaat tekniklerinin en yüksek standartlarda seçilmesi ve bunun halka kesintisiz olarak anlatılması ve her platformda bölge halkıyla bir araya gelinmesi bir zorunluluk olup; bu aynı zamanda sorunların çözümünde de çok etkili olacak bir faktördür.

e. Yatırımcıların inşaat sürecinde zorunlu olarak kestikleri ağaçların en az üç katı kadar bölge içerisinde ağaç dikme zorunluluğu olmalı ve yatırımcılar bu ve benzeri projeleri içtenlikle desteklemelidir.

f. Eski tip santraller yerine regülatör sistemli ve yer altına gömülü tesisler kurulmalı, böylece doğaya asgari seviyede müdahale edilmelidir.

g. Bu projelerin tamamından devlet de bir takım gelirler elde etmektedir. Nitekim projelerin pek çoğunda DSİ ile “katkı payı” sözleşmeleri yapılmış olup, vergilerin yanı sıra yatırımcılar devlete katkı payı adı altında bir takım ek ödemeler de yapmaktadır. Bölgenin turizme yatkın bir yapıda olduğu tartışmasız bir gerçek olup, turizm de etkileri açısından enerji kadar olmasa da, ülke ekonomisi açısından önemli kaynaklardan biridir. Bu halde, yatırımcılardan alınan bu vergiler ve katkı paylarıyla bölgedeki turizm faaliyetlerine “bölge halkınca” yapılan ve yapılacak turizm yatırımları teşvik edilmelidir.

5. SonuçSu ülkemizde kullanılan temiz enerji kaynaklarının başında gel-mektedir. Bu kaynaklardan üretilen enerjinin en büyük özelliği ise, doğada bulunması ve bu sebeple bir ek maliyetinin olmaması, çevreye zararlı sera gazı etkisinin yaratmaması ve uzun yıllar kul-lanılmasına rağmen kirlilik oluşturmamasıdır.

Türkiye’de fosil kaynaklı yakıtlarla üretilen enerjinin kullanımı çevre sorunlarını da beraberinde getirmektedir. Bu sorunlar uzun vadede tehlikeli durumlara yol açmaktadır. Bu durumda temiz enerji kullanımının önemi gün geçtikçe artmaktadır.

Ülkemizde temiz, çevresel zararlı etkilerinin çok az olduğu ve ülkemizin öz kaynakları kullanılarak kurulacak hidroelektrik sant-rallerin yaygınlaşması büyük önem arz etmektedir. Böylece ül-kemizin enerjideki dışa bağımlılığı azaltarak enerji gereksinimimiz karşılanabilecektir.

Tam da bu sebeplere, hem yatırımcılar, hem ilgili idareler hem de kamuoyu için yasal düzenlemelerdeki eksikliklerin belirlenmesi, halka yönelik kışkırtıcı ve gerçeklikten uzak yönlendirmelere son verilmesi ve uygulamacılar ve yargı organları açısından uygun ve adil çözüm yollarının bulunabilmesi bakımından; ülkemizdeki mevcut uygulamaları yaşanan sorunları ve çözüm yollarını bizzat yaşamış olduğumuz deneyimlerle de betimleyerek sunmak ve sorunlara sektörün farklı noktalarındaki aktörleriyle beraber çözüm bulmak bir zorunluluktur.

Kaynaklar[1] Çevre ve Orman Bakanlığı İklim Değişikliği Raporları, Ankara,

2009.[2] Petform, Kyoto Protokolü’nün Türkiye enerji Sektörüne Muhte-

mel Etkileri Hakkında Bilgi Notu, p.1, Ankara 2009.[3] Doç. Dr. M. Türkeş, U.M. Sümer, G.Çetiner, Kyoto Protokolu

Esneklik Mekanizmaları, Devlet Meteoroloji İşleri Genel Müdürlüğü, Ankara.

[4] Yrd. Doç.Dr. E.Karakaya, Ar.Gör. M. Özçağ “Türkiye Açısın-dan Kyoto Protokolü’nün Değerlendirilmesi”

[5] Türk Dil Kurumu resmi web sayfası, http://tdkterim.gov.tr/bts/?kategori=veritbn&kelimesec=344

[6] AKKAYA U., Gültekin A. Burcu, Dikmen Ç. Belgin ve Durmuş G., “Baraj ve Hidroelektrik Santrallarinin (HES) Çevresel Etkilerinin Analizi: Ilısu Barajı Örneği”, 5. Uluslararası İleri Teknolojiler Sempozyumu (IATS’09), 13-15 Mayıs 2009, Karabük.

[7] “Dams and Development”, World Commission on Dams, Report, November 2000.

[8] “Hydropower and Energy-Related Projects,” International Agency Monthly Report, March 1999.

[9] CORSO, R. and Mead &Hunt. Inc. , United States Committee on Large Dams, International Newsletter, July 1997.

[10] http://www.karakasenerji.com.tr/Files/hidroelektirik.pdf[11] DS_WEB_ 2008 http://www.dsi.gov.tr/hizmet/enerji.

htm#basadon[12] EE_WEB_ 2008 http://www.eie.gov.tr/turkce/HESproje/

turkeyhidro.doc[13] DS_Web_ 2008 Toprak ve su kaynakları, http://www.dsi.gov.

tr/topraksu.htm[14] ŞENPINAR, A. ve Gençoğlu M. Tunay, Yenilenebilir Enerji

Kaynaklarının Çevresel Etkileri Acısından Karşılaştırılması, s 49,50.

[15] KAYA, D., 2006, Türkiye’de Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Potansiyeli ve Çevresel Etkilerinin Karşılaştırılması, Tübitak Marmara Araştırma Merkezi s.11,25

SummaryAs it is known, increasing population and demand raised energy consumption intensely in our country as well as throughout the world. This intensive energy consumption both breeds serious problems in energy supply and the gap between consumption and production gets bigger day by day. The consumed amount of energy indicates the development level of countries in today. Oil and coal stocks are decreasing fastly, and lack of natural gas sources results in an increasing demand on renewable energy sources. The negative effects of the renewable energy sources are less than conventional energy sources on environment. The cost of the renewable energy sources are less than fossil fuels, and don’t exhausted, and in contrast to conventional fuels they do not important threat to human health and environment.

Within this framework, the obligation of conducting the afore-mentioned energy deficiency in line with the concept of “public benefit”, which according to the most appropriate definition means “performance of all arrangements, transactions by observing public benefit” and “environment legislation” in our country as in the whole world is beyond doubt. Thus, this is the situation, which leads actors, manifesting activity in the sector with the world countries, to


49

K

make researches and studies for the purpose of finding alternative and clean energy sources while energy increase is observed each day.

The most commonly used renewable energy source in Turkey is hydro-energy, which is used in many hydropower stations. As is known, dams are as old as history of civilization. Human being had constructed dams in order to answer the necessity of supplying drinking water and irrigation whenever and wherever he wants. Nowadays, in Turkey dams are being constructed not only to supply drinking water and irrigation but also for energy generation. In this context, the advantages, disadvantages and the enviromental effects of this HEPPs are also a study case.

On account of simply the said reasons, for determination of defects in legal arrangements for both investors, and relevant administrations, and finding appropriate and just solutions in terms of implementers, it is crucial to describe and present the current implementations, the encountered problems, and solutions in our country on the basis of the relevant experiences and to find solutions to problems in cooperation with actors at different positions of the sector.


50

HIGH-EFFICIENCY COMBINED CYCLE APPLICATIONS WITH NEW LM6000 AERODERIVATIVE GAS TURBINES

Bülent MEHMETLİ GE Energy

Edward WACEK GE Energy

AbstractIn this paper, specific new innovations to the aeroderivative gas turbines in the 35-65 MWe range will be discussed and how application of these products can improve both system and plant efficiency. For example, the recent introduction of the LM6000 PG offers a 25 percent simple cycle power increase compared to its predecessor, and its combined cycle power has increased into the 65 MWe range. The power increase comes from the same 4.5m X 21.5m package footprint based on existing 50 Hz LM6000 packages. As an example of utilizing the new technologies into broader applications, the new LM6000 PG has been incorporated into a 2-on-1 reference combined cycle plant that is designed to provide fast, flexible and efficient 135MWe at 52% efficient combined cycle power.

IntroductionToday’s power industry has had many challenges that have changed the way usual power generation paradigms. Examples of such challenges include grid systems that are looking to retire older less efficient and reliable generation, as well as the addition of renewables that further challenge the characteristics of the grid system. These changes are impacting the thermal generation in terms of what is needed to support the grid and the operating profile of said generation. Technology innovation is a key driver to meeting these and other key industry issues. Aeroderivative gas turbines currently play a key role in providing necessary flexible generation and are a major component to many operators’ power generating portfolios. Recent innovations from GE Energy and GE Aviation, from new materials to new designs, has produced updated products that help to improve the units power and efficiency, and better position them for a wider range of applications.

In this paper, specific new innovations to the aeroderivative gas turbines in the 35-65 MWe range will be discussed and how application of these products can improve both system and plant efficiency. For example, the recent introduction of the LM6000 PG1 offers a 25 percent simple cycle power increase compared to its predecessor, and its combined cycle power has increased into the 65 MWe range. The power increase comes from the same 4.5m X 21.5m package footprint based on existing 50 Hz LM6000 packages. As an example of utilizing the new technologies into broader applications, the new LM6000 PG has been incorporated into a 2-on-1 reference combined cycle plant that is designed to provide fast, flexible and efficient 135MWe at 52% efficient combined cycle power.

Technology OverviewSince GE began industrializing the CF6-6 aircraft engine in 1971, there has been over $2 billion invested in the aeroderivative product lines that now constitute the GE Energy Aeroderivative business. Over the course of the past 40 years, GE has advanced the technology from the original 18 MWe LM2500 products that were used on naval warships, to include 3 distinct product lines that are used on a diverse set of applications such as oil and gas platforms, to university cogeneration systems, and industrial park combined cycle installations. These 3 platforms provide customers the opportunity to leverage proven and efficient products for their specific project size and application. As investment continues in each of the platforms, they each have become more globally accepted and utilized in a diverse set of applications, with the latest technology innovations being no exception. The latest innovations for the LM6000 are the PG & PH versions of the existing product line. Denoted as the “PG” for the Standard Annular Combustor (SAC) and “PH” as the Dry Low Emissions (DLE) model, the gas turbines have 90% common parts to the proven LM6000 family of industrial Aeroderivative gas turbines, but provide more power and better efficiency in the same footprint. These improvements are being created courtesy of advanced materials, improved manufacturing process, and minor adjustments in design. Leveraging the broad experience of GE in gas turbine technology, many of these improvements have been imported from GE Aviation and the larger GE Energy aeroderivative product, the LMS100. By utilizing already proven technology, the latest updates to the LM6000 are expected to maintain comparable reliability numbers as the existing products.

As an example of one of the changes from GE Aviation, the High Pressure Turbine (HPT) rotor of the LM6000 PG has been modified based on the GE CF6-80E aircraft engine (common on many Airbus A330 fleets). The LM6000 PC, on the other hand, has a rotor based on the older GE CF6-80C2 engine. The updated HPT rotor design improvements include new higher temperature alloys and improved cooling patterns. This switch of rotor effectively raises the pounds of thrust from 60,000 to 70,000. As a result, the LP compressor can operate at higher speeds to increase the flow, and the pressure ratio has gone from 30 to 32. Additional design changes to the HPT rotor include a new bolt pattern between the rotors in the HPT that has significantly reduced material stresses. On the PC model, the HPT rotor is the cyclic life limiting part. With the updated material and design advances, the cyclic life was improved in excess of 40% for the PG model.


51

Overall the combination of better materials, manufacturing process, and improved cooling design enables the LM6000 PG to operate at a higher firing temperature. The LP inlet temperature, for example, has been increased by over 50 °C and the compressor discharge by more than 40 °C. These design changes, along with the increased flow through the engine, allow the gas turbine to run at 3930 RPM v 3600 RPM. This higher RPM is comparable to the true speed of an aircraft engine.

The net results of these changes are more power with the same or better efficiency within the same gas turbine footprint. Therefore with the recent introduction of the LM6000 PG & PH products, its unique new innovations will be highlighted in terms of its use and where the economic benefit can be seen. Specifically, the application discussion will include:

Simple Cycle EnhancementsHaving delivered more 35-65MWe gas turbines in simple cycle than any other manufacturer2, the LM6000 improvements further extends value to customers looking for more power in a compact plant area. Based on over 17 years of operating data for simple cycle operation, there is a growing need for gas-fired generation to operate efficiently over a wide spectrum of ambient temperatures and power ranges. The improvements in the LM6000 provide power providers the ability to meet this need for a wider operating profile. Additionally, many grid systems are experiencing frequency fluctuations that can adversely affect power distribution, even causing black outs. There are several drivers to this, including other generating units coming off-line, system frequency imbalance, or responding to variable wind or hydro generation; which causes a change in the interconnected system characteristics. The LM6000 gas turbine provides power producers an economical means to serve these changing load requirements.

Power generation portfolios are constantly challenged to reduce greenhouse gas emissions. The LM6000 builds upon its high simple cycle efficiency design to aid efforts by power gen operators to build greener portfolios. By conserving natural resources with advancements beyond just the gas generator, the LM6000 GTG positions itself as a cost effective greener solution in many power gen portfolios.

Proven Cyclic Combined Cycle GenerationToday’s install base of combined cycle plants are experiencing a growing need to operate at part power, withstand voltage swings, and be capable of faster dispatching. Many of these market conditions have led to the use of GE Aeroderivative gas turbines to help address system loads while still addressing efficiency needs. Installations of 2-on-1 and 3-on-1 configurations have increased over the past 15 years to meet variable loads below 200MW. These systems, when utilizing once-through waste heat recovery systems, provide operators the flexibility of simple cycle operation in 10 minutes while the steam cycle comes to pressure and temperature. Additionally, with the once-through design, the integrated system can withstand cycling to compliment the cyclic capabilities of the gas turbine. Advancements in plant modularity and system integration are now available that further provide customer benefits when installing combined cycle Aeroderivative platforms.

Having demonstrated the ability to improve upon the installation of the gas turbine generator equipment through the use of factory packaging, the same approach has been taken to the remaining equipment for a Combined Cycle (CC) installation. Several reference combined cycle plant updates have been developed to aid in the design and construction of a modular Aeroderivative combined cycle power island. Distinct advantages of the system include factory packaging of the steam turbine, fast start capability with a dry boiler design, and a rapid field installation with maximum pre-assembled plant equipment. The reference plant has been designed with these primary components to ensure maximum flexibility with the fastest start-time, part power efficiency, and cyclic capabilities.

The aforementioned advancement to the GE LM6000 gas turbine product line brings an 18% increase in the exhaust energy and 25% increase in power; which in the combined cycle configuration makes the reference 2-on-1 LM6000 capable of providing 135MWe net power at 52% efficiency. Efficiency can reach as high as 56% using GE’s Dry Low Emission (DLE) technology, but the power output will be slightly less. Additional output can be added to the plant through duct firing.

The modular approach to a 2-on-1 LM6000 CC plant centers around a power island with 2 LM6000 Gas Turbine Generator (GTG) sets, 2 Once Through Steam Generator (OTSG), and 1 skid mounted Steam Turbine Generator (STG). Recognizing that each site location will require unique considerations, the power island reference plant materials are offered as an Engineered Equipment Package (EEP), and is used for a basis to guarantee plant output and heat rate when adhered to, regardless of the role GE has in the procurement and construction phase of the project.

ConclusionsThe results of applying many decades of technology from the GE Aviation business to industrial applications has provided customers of the GE Aeroderivative products a robust, efficient, and reliable product. The innovation continues with expanded reach and development, and the innovative technologies have been applied to not only the gas turbine, but to all aspects of the power plant; from packaging design to product application. The power generation market is going through substantial changes at this time and operational flexibility is a key for power generators to maximize profitability and still provide meet customer satisfaction goals. By utilizing Aeroderivative gas turbines, many power providers are finding new ways to profit from a proven technology. The LM product lines have withstood many market cycles, and the investments being made today ensure it will provide customers many benefits for years to come.

References[1] PowerGen Europe launch, http://www.gepower.com/about/

press/en/2008_press/060408b.htm[2] McCoy Power Reports, 2009.


52

DRY LOW EMISSIONS TECHNOLOGY FOR LMS100 AERODERIVATIVE GAS TURBINE

Bülent MEHMETLİ GE Energy

Daniel LOERO GE Energy

Warren FERGUSON GE Energy

AbstractThe GE Aeroderivative Gas Turbines’ Dry Low Emissions (DLE) capability allows customers to sustain current low emissions capability while eliminating system water requirements, thereby safeguarding a valuable resource. As an example, by using DLE technology, the new LMS100 offering sustains 25 parts per million of NOx, with no water consumption. The annual water savings achieved by the LMS100 DLE is the equivalent of the amount of drinking water required for more than 165,000 people every day. GE dry low emissions technology employs lean premix combustion technology to reduce flame temperatures and limit NOx formation in the combustion process. Currently, further enhancements to GE’s dry low emissions technology is being developed.

1. IntroductionTHE LMS100 aeroderivative gas turbine was introduced in 2005 and since has been deployed into the Americas, Europe, Turkey and Asia. The varying demands of these grid systems has this 100MWe gas turbine operating on various fuels, climates and configurations. Although the high simple cycle efficiency is the hallmark of the unit, it has been placed into combined cycle operation in both Italy and Turkey where it is providing compelling performance. Additionally, the past 5 years have operating data have led to several new enhancements, the most recent being the addition of the Dry Low Emissions (DLE) combustor which will be added to the fleet in 2011.

This paper will provide information on the design, technology enhancements, and features of the LMS100 DLE product. It will provide a detailed update on the LMS100 fleet and end use applications to show how it is benefiting both simple and combined cycle customers.

2. Technology OverviewThe The LMS100 has established a new benchmark in gas turbine efficiency for simple cycle machines with its Standard Annular Combustor (SAC). There are several benefits that have made it a primary candidate for grid systems looking for flexible generation, such as:

2.1. Fuel Flexibility Although most gas turbines can operate on pipeline natural gas and distillate fuel, the Aeroderivative gas turbines with their higher pressure ratio combustors can operate on gaseous fuels with a Modified Wobbee Index from 40 – 60 and are expanding below that. The GE LMS100® gas turbine generator [1] has units operating on various natural gas fuels and liquid fuel.

2.2. Superior Grid SupportThe grid requirements are changing in response to the addition of renewables and demand side technologies such as smart meters. The architecture of the LMS100 enables the unit to provide dynamic frequency response up to 5% variation above and below the grid standard as a result of its free spinning power turbine. This capability allows the unit to help enable grids to better maintain a stable frequency and prevent load shedding. This architecture also allows the unit to achieve incredible ramp rates and both start-up and at various load levels on the range of 50MW/min and up to 100 MW/min respectively. This is approaching the capabilities of small hydro; which for some grids has been the means to serve immediate power needs. In sensitive systems such as small grids or long transmission areas, failure to adequately manage the variability can result in voltage flicker, voltage collapse, or require rapid changes in traditional generation output to maintain the balance of generation and load.

2.3. Off-Design EfficiencyThe power industry is experiencing a shift in the generation mix for both peak and baseload characteristics; which is causing more thermal generation to operate at lower load levels more frequently than at 100% capacity. The intercooled technology and control philosophy of the LMS100 enables the machine to operate at a higher efficiency than other machines, with up to a 20% advantage (Figure 1).

Enhancements to The Platform2.4. LMS100 PA ImprovementsEnhancing a gas turbine platform is a hallmark of the Aeroderivative business and the speed at which GE Energy has done this with the LMS100 is noteworthy. After its first five years of entering

Figure 1. Power reduction over ambient temperature.


53

commercial operation the LMS100 fleet of 16 operating units, with an additional 15 on order, has amassed over 33,000 hours and seen several new innovations being applied to the configuration. These improvements include:� Reduced size and placement of the intercooler water skid for

optimal plant layout.� Improved part power performance with bleed valve logic� Intercooler water reduction thru system optimization� On-package air filtration for a reduced footprint� Side engine removal capability for easier maintenance

Beyond these package improvements, the close working relationship with its customers has enabled the unit to be placed into combined cycle operation as well. These sites have selected the unit in a combined cycle configuration to harness an additional 19 MWe of thermal energy from the exhaust and gain an approximate 7% point thermal efficiency advantage. Although this efficiency isn’t a new benchmark for the industry, it does provide a solution that has an extremely flexible load following and cycling capability that other technologies have not proven capable of serving. This is significant given the current trend of generation to operate more at off-design points and in the growing amount of evidence (Figure 2) that flexibility is as important as thermal efficiency in terms of fuel savings and environmental factors.

The testing has thus far demonstrated better than expected performance of the unit and will prevent the need for over 14,000 kg/hr of water. Acoustic levels are below design requirements and system has demonstrated transitions and load acceptance, and rejection, to very aggressive levels.

3. Conclusion: Economics & Emissions LMS100 DLE technology provides an economical alternative for locations with water scarcity. While it meets 25 ppm NOx ppmvd emissions target set for most of Europe, it can enable flexible power generation in areas where injection water is either not economically viable or just inexistent. In addition to its high efficiency in simple cycle applications, the features of flexibility are transposed to its combined cycle installation.

References[1] http://ge.ecomagination.com/site/products/lms1.html

2.5. LMS100 DLE DevelopmentThe engineering design practice within the Aeroderivative business has continued to employ the practice of developing the SAC machine to validate mechanical integrity of the platform and then develop the DLE system. Shortly after the SAC machines validated the LMS100 capability the development of the DLE system began with the requirements to maintain the units flexibility and efficiency, while achieving 25ppmvd NOx on gas fuel without use of water injection (Figure 3). The component testing completed in 2008 demonstrated the capability of the enhanced DLE2 system (Figure 4); which builds upon the thousands of hours accumulated on the DLE technology. The assembly and testing of the core engine concluded in 2009 and the system has now demonstrated over 90 hours of run time.

Figure 2. Changing fleet hours.

Figure 3. Output Power over Ambient Temperature for LMS100 SAC and DLE products.

Figure 4. DLE2 Combustor.


54

BP

TSAD PROJESİ KAPSAMINDA TERMİK SANTRAL ÇEVRELERİNDE BÖLGE ISITMA POTANSİYELLERİ¹

Cengiz GÜNGÖRTÜBİTAK Marmara Araştırma Merkezi

ÖzetGünümüzde fosil yakıtların yaygın kullanım alanlarından biri de ısıtma sistemleridir. Ülkemizde mekan ısıtması çoğunlukla odun, kömür veya doğalgaz gibi yakıtları doğrudan yakan sistemler tarafından sağlanmaktadır. Bölge ısıtma sistemi (BIS), konut, işyeri vb binaların yada turizm, tarım gibi sektörlerin gerekli ısıtma ve sıcak kullanım suyu ihtiyaçlarını (sıcak su veya proses ısısı vb.) bir veya birkaç değişik kaynaktan merkezi olarak sağlayan sistemlerdir. Dünyada birçok ülkede termik santrallar ile yaygın olarak kullanılan bölge ısıtma sistemleri ülkemizde bir uygulama dışında jeotermal enerji ile beraber anılmaktadır. Ülkemizdeki birçok termik santralin yerleşim yerlerine yakın olmasına rağmen santrallerdeki atık enerjiler değerlendirilemediğinden çevreye atılmaktadır. Bu çalışmada, TSAD projesi çerçevesinde termik santral çevresindeki yerleşim yerlerinin ısı talepleri ve bunların santraller tarafından karşılanabilirliği konusunda elde edilen sonuçlar aktarılacaktır.

GirişBölge ısıtma sistemleri, merkezi bir santralde üretilen ısının, ön yalıtımlı borular vasıtasıyla birden çok sayıda konuta dağıtılarak konutların ısıtma ve sıcak kullanım suyu ihtiyaçlarının sağlandığı sistemlerdir. Bölge ısıtma sistemleri genel olarak üç ana bölümden oluşmaktadır. Bunlar;

� Üretim Merkezi (Merkezi üretim santrali)� İletim ve Dağıtım Hattı (Ön yalıtımlı borular)� Tüketim (Bina alt istasyonları)

Şekil 1’de bir bölge ısıtma sisteminin genel şeması verilmektedir.

Enerji üretim merkezinde, bölgenin ihtiyacını karşılayacak yeterli sıcaklık ve kapasitede su ya da buhar üretilmektedir. Isı enerjisi

üretim merkezi çok farklı kaynaklardan enerjiyi sağlayabilmektedir. Bunların başlıcaları linyit yakıtlı termik, jeotermal ya da biyokütle santrallarıdır. Isı enerjisi üretim merkezinde üretilen sıcak akışkandaki ısı enerjisi, bir iletim ve dağıtım hattı sayesinde mümkün olan en az kayıp ile tüketicilere iletilir. Tüketim kısmında da ihtiyaç duyulan ısı enerjisi, bölge ısıtma sisteminden gelen hattan (primer devre) bina içi ısıtma ve sıcak kullanım suyu hattına (sekonder devre) aktarılmaktadır.

Bir bölgenin ısıtma ihtiyacı karşılanırken; düşük ısınma maliyetleri, kaynak güvenirliğinin sağlanması, hava kalitesinin iyileştirilmesi, ithal enerji kaynaklarının azaltılması ve bölgesel iş sahalarının artırılması göz önünde bulundurulmalıdır. Bu hususlar dikkate alındığında bölge ısıtma sistemleri önemli avantajlara sahip olduklarından tüm dünyada yaygın olarak kullanılmaktadır.

Bölge ısıtma sistemlerinin sahip olduğu avantajların en başta gelenleri kullanıcıya konforlu, güvenli ve kesintisiz ısınma ve sıcak su sağlamasıdır. Ayrıca merkezi sistemlerde olduğu gibi, kazan dairesinde yakacak depolanması ve kazanda yakıt yakılması gibi unsurlar içermez. Konutlarda sadece sıcak su dolaştığından diğer ısıtma yöntemlerine göre çok daha güvenilir ve işletimi kolay bir sistemdir. Bölge ısıtma sisteminde, bina ve/veya daire girişlerinde bulunan ısı sayaçları sayesinde ısı enerjisi tüketimleri hesaplanarak her bağımsız birimin tükettiği kadar ödemesi de mümkün olmaktadır.

Bölge ısıtma sistemlerinin diğer önemli bir avantajıda çevreye olan olumlu katkılarıdır. Konut ısıtılmasında da fosil yakıt tüketimi ilk sırada bulunmakta ve her ne kadar yenilenebilir enerjiler için çalışmalar sürdürülse de fosil yakıtların uzun bir müddet daha birincil enerji kaynağı olarak kullanılacağı öngörülmektedir. Bu nedenle fosil kaynaklı konut ısıtılmasında çevreye duyarlı sistemlerin kullanımı öncelikli hale gelmektedir. Bölge ısıtma teknolojisi, alternatif sistemlere göre çok daha az emisyon yayan, çevreye duyarlı sistemlerdir. Çünkü bireysel konut ısıtmasında; her binanın kendi ısıtma sisteminde yakıtın yakılarak, yanma sonu gazlar binaların kendi bacalarından filtre edilmeden atmosfere bırakılmaktadır. Halbuki bölge ısıtma sistemine bağlı bir yerleşim biriminde; merkezi bir güç santralında fosil yakıt (kömür, doğalgaz, petrol ürünü vb.) kazanda verimli bir şekilde yakılarak öncelikle bölgenin ihtiyacı olan elektrik enerjisi üretilir, bunun yanında üretilen ısı enerjisi de bağlı bulunan konutlara iletilir. Böylece; zaten elektrik üretimi için santralde yakılan yakıtla, bölgenin ısıtma için ihtiyaç duyduğu enerji de karşılanmış olur. Sonuç olarak, konutlarda yakıt yakılmasına gerek kalmaz. Yerleşim birimindeki tüm konutlarda

¹ TSAD projesi, TÜBİTAK Kamu Kurumları Araştırma ve Geliştirme Projelerini Destekleme Programı (TÜBİTAK 1007) kapsamında desteklenmektedir.

Pompa İs tas yonu

Dağıtım Hattı

A lt İs tas yon

Is ı Üretim

S ekonder Devre

Primer DevreAlt İs tas yon

S ekonder Devre

Primer Devre

Dağıtım Hattı

İletim Hattı

Şekil 1. Bölge Isıtma Sisteminin Genel Yapısı.


55

K

ısınma için yakıt yakılarak on binlerce bacadan çıkan yanma gazı yerine, tek bir bacadan ve filtre edilerek hem elektrik hem de ısı üretilerek atılan gaz çevre havasını korumada oldukça etkin bir rol oynayacaktır. Ayrıca konutlardaki verimsiz bireysel yakma sistemleri (soba vb.) yerine santralde yanmanın kontrol altında olması nedeni ile yakıtların yakılmasında önemli bir avantaj elde edilmiş olur.

Tüm bu hususlar göz önüne alınarak, “Enerji Verimliliğini Arttırmak Üzere Termik Santral Atık Isılarını Faydaya Dönüştürme Yöntemlerinin Araştırılması, Geliştirilmesi ve Binalarda Isıtma Uygulaması (TSAD)” projesi TÜBİTAK Kamu Kurumlar Araştırma ve Geliştirme Projeleri Destekleme Programı (TÜBİTAK 1007) desteği ile başlatılmıştır. EÜAŞ ve EİE tarafından talep edilen proje TÜBİTAK MAM ve Yıldız Teknik Üniversitesi tarafından ortaklaşa yürütülmektedir. Projenin başlangıç tarihi 01.07.2006, bitiş tarihi ise 02.01.2011’dir.

Dünyada DurumDünyada konut ısıtma alanında bölge ısıtma sistemlerinin önemli bir yeri bulunmaktadır. Özellikle Avrupa ülkeleri başta olmak üzere bir çok gelişmiş ülkede, konutlar, uzun yıllardır bölge ısıtma sistemleri ile ısıtılmakta ve bölge ısıtma sistemlerinin payı her geçen gün artmaktadır. Buna rağmen ülkemizde BIS ile ısıtılan konut sayısı yaklaşık 42.000 adettir. Bu rakam diğer ülkelerdeki durumla karşılaştırıldığında; ülkemizdeki BIS kullanımının oldukça az olduğu görülmektedir (Şekil 2).

Yukarıdaki çalışma adımları izlenerek yapılan incelemeler aşağıda özet olarak anlatılacaktır.

Isı Taleplerinin Tahmini

Isıtma Hesaplamalarda her katta iki daire bulunan bir bina prototipi esas alınmıştır. Her bir konutun yüzey alanının 100 m² olduğu kabul edilerek TS 825 uygun olarak altta verilen formül ile bina ısı kayıp katsayısı bulunmuştur.

B ölge Is ıtma ile Is ınan K onut S ayıs ı

-

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

Almanya

F rans a

Kor

e

Danim

arka

Macaris

tan

Avus tu

rya

Türkiy

e

Şekil 2. Çeşitli Ülkelerde Bölge Isıtma ile Isınan Konut Sayıları, 2007.

Bölge Isıtma Talebinin İncelenmesinde İzlenen YöntemTermik santral çevrelerindeki bölge ısıtma potansiyellerinin belirlenmesinde aşağıdaki çalışma adımları takip edilmiştir.� Santral çevresindeki yerleşim yerlerinin saatlik ısıtma, soğutma

ve sıcak kullanım suyu ısı talepleri saatlik meteorolojik verilere dayalı olarak hesaplanmıştır.

� Bu taleplerin karşılanması için ısı kayıplarıda göz önüne alınarak santralin üretmesi gereken ısı belirlenmiştir.

� Bölge için belirlenen ısı taleplerinin santral tarafından karşılanabilirliği incelenmiştir.

� Santral çevrimi bilgisayar yardımıyla simüle edilerek ısı sağlanması durumunda elektrik üretimindeki değişim frekans kontrolü de göz önünde bulundurularak belirlenmiştir.

� Isının santralden sağlanması sonucunda bölge ısıtma sistemi (BIS) işletme maliyetleri ile alternatif yakıtlı ısıtma sistemlerinin maliyetleri karşılaştırılmıştır.

� Santralden ısının da sağlanmasının çevreye olan olumlu katkıları incelenmiştir.

Binaların ısıtma güç talebi, transmisyon ve havalandırma ısı kayıpları ve güneş ışınım kazancına bağlı olarak değişmektedir. Konut içi sıcaklığın 18°C olduğu kabul edilmiştir. Santrale yakın yerleşim birimlerinin güç talepleri “T.C. Çevre ve Orman Bakanlığı Devlet Meteoroloji İşleri Genel Müdürlüğü”nden temin edilen saatlik meteorolojik değerler kullanılarak hesaplanmıştır.

Sıcak Kullanım SuyuBir konutta ısıtmaya ihtiyaç olduğu kadar sıcak kullanım suyuna da ihtiyaç vardır. Prototip konutta, lavabo, banyo, mutfak eviyesi ve çamaşır makinesi bulunduğu öngörülerek sıcak kullanım suyu miktarları hesaplanmıştır. Toplam sıcak kullanım suyu saatlik tüketim değerleri binada ve kentte aynı anda sıcak su kullanımı olmayacağından dolayı eş kullanım göz önünde bulundurularak saatlik olarak belirlenmiştir.

Termik santral çevresindeki yerleşim birimlerinin hesaplanan yıllık ısı talepleri Tablo 1’de verilmiştir. Sonuç olarak termik santralların çevresinde bulunan 455 bin konutun ısı yükünü karşılayabileceği Tablo 2’de görülmektedir. Yatırımların gerçekleştirilmesi için

3V.IUA

6,3V.)ØI(UAL havaCp +=+= ∑∑

Tablo 1. Termik Santral Çevresindeki Yerleşim Birimlerinin Yıllık Isı Talepleri

Santral YerleşimSantrala Uzaklık

(km)

Konut Sayısı (Bin)

Konutların Isıtma Talebi (GWth)

Sıcak Kullanım Suyu Isı Talebi (GWth)

Toplam Isı

Talebi (GWth)

Afşin Elbistan B

Afşin 17 11,0 302 8 309Elbistan 20 22,9 587 15 602

Ambarlı Beylikdüzü 15 34,1 609 23 631Gürpınar 10 22,0 393 15 408Yakuplu 5 30,0 536 20 556

Bursa Osmangazi 15 230,0 4.493 150 4.643

18 Mart Çan

Çan 4 11,7 211 8 218Yenice 32 2,9 3 2 5

Çatalağzı Çatalazğı 5 3,6 68 3 71Zonguldak 15 42,0 792 28 819

Hamitabat Lüleburgaz 10 34,3 716 23 738

Kangal Kangal 10 2,5 95 2 97Sivas 37 89,6 2.689 59 2.747

Orhaneli Orhaneli 10 3,0 57 2 59

Soma B Soma 5 21,6 455 15 469Turgutalp 10 3,4 71 3 73

Tunçbilek Tunçbilek 0 1,3 35 1 36Tavşanlı 10 24,0 645 16 660

Yatağan Yatağan 5 7,6 117 5 121Muğla 30 10,5 191 7 198

Seyitömer Kütahya 30 74,7 2.039 49 2.088Yeniköy Milas 35 7,0 87 5 91Toplam 15.191 459 15.639


56

BP

ise hem işletme hemde yatırım maliyetleri göz önüne alınarak optimizasyonu da içeren yapılabilirlik analizleri gerçekleştirmek gereklidir. TSAD projesi çerçevesinden Yatağan ve Soma için bölge ısıtma sistemi yapılabilirlik analizleri tamamlanmış ve bu yatırımlar ekonomi ve çevre yönünden uygun bulunmuştur.

termik santral atık ısıları ile ısıtılması durumunda konutların birim ısı maliyetinin, ısıtma için kullanılan kömür ve doğalgaza göre %20-50 oranında daha ekonomik olacağı belirlenmiştir.

Potansiyel belirleme analizlerinin yapıldığı bu santrallar arasından seçilen Soma B, Yatağan, Afşin-Elbistan B ve Tunçbilek Termik Santralerinde detaylı teknik ve ekonomik yapılabilirlik analizleri gerçekleştirilmiştir. Pilot uygulamanın Yatağan ve Soma Termik Santrallarında yapılmasına karar verilmiştir. Proje planına uygun olarak pilot uygulamanın yapılacağı Yatağan Termik Santrali ısı satabilir hale dönüştürülmesi için gerekli bütün çalışmalar tamamlanmış olup Soma Termik Santrali için yapılan çalışmalar 2010 yılı içinde tamamlanacaktır. 4-5 bin konutun ısıtılacağı pilot ölçekteki bir bölge ısıtma sisteminin konsept tasarımı da proje kapsamında gerçekleştirilmiştir.

Kaynaklar[1] Enerji Verimliliğini Arttırmak Üzere Termik Santral Atık

Isılarını Faydaya Dönüştürme Yöntemlerinin Araştırılması, Geliştirilmesi ve Binalarda Isıtma Uygulaması (TSAD), PROJE NO: 105G099 TÜM RAPORLAR, TÜBİTAK MAM, YTÜ, 2006-2010.

[2] “District Heating and Cooling”, Euroheat&Power, Belgium, 2007.

[3] TSAD bilgi sayfası, 2010. www.tsad.org.tr [4] ERDEM H.H., Akkaya A.V., Cetin B., Dagdas A., Sevilgen

S.H., Sahin B., Teke I., Gungor C., Aktas S., “Comparative energetic and exergetic performance analyses of coal-fired power plants in Turkey”, International Journal of Thermal Sciences, Vol.48(11), pp. 2179-2186, 2009

[5] ERDEM H.H., Dagdas A., Sevilgen S.H., Cetin B, Akkaya A.V., Sahin B., Teke I., Gungor C., Atas S., Thermodynamic analysis of an existing coal fired power plant for district heating/cooling application, Applied Thermal Engineering, Vol. 30(2-3), pp.181–187, 2010

SummaryToday, one of the widespread uses of fossil fuels is the heating systems. Space heating in Turkey is mostly supplied by direct-fired systems using natural gas, coal or wood. District heating (BIS) is a system for distributing heat generated in one or more centralized location for residential and commercial heating requirements such as space heating and water heating as well as heating requirements of greenhouses. In many countries around the world, thermal power plants are widely used as heat source for the district heating systems. However in our country, except one application, district heating systems are referred together with geothermal energy. In our country, although the locations of many power plants are close to urban areas, surplus heats of them could not be evaluated and are disposed to the environment. In this study, the heat demands of urban areas around the thermal power plants and comparison with surplus heats of these power plants will be reviewed in the framework of TSAD (Utilization of Thermal Power Plant Surplus Heats) project.

14 thermal power plants under control of governmental bodies (EÜAŞ) were examined in the TSAD project. The waste heat potentials and recovery methods were determined. Utilization of power plant waste heats in the buildings, greenhouses, hot water

Tablo 2. Termik Santralların Isı Taleplerini Karşılayabilecekleri Konut Sayıları

Santral Adı İncelenen Yerleşim Birimleri

Talebi Karşılanabilecek

Konut Sayısı (bin)

Afşin Elbistan B Afşin ve Elbistan 34

Ambarlı Beylikdüzü, Gürpınar ve Yakuplu 86

Bursa Osmangazi 99

18 Mart Çan Çan ve Yenice 15

Çatalağzı Çatalağzı ve Zonguldak 41

Hamitabat Lüleburgaz 27

Kangal Kangal ve Sivas 23

Orhaneli Orhaneli 3

Seyitömer Kütahya 65

Soma B Soma ve Turgutlu 25

Tunçbilek Tunçbilek ve Tavşanlı 13

Yatağan Yatağan ve Muğla 18

Yeniköy Milas 7

Toplam 455

SonuçÖzetle TSAD projesi kapsamında; termik santral atık ısılarını ekonomik olarak faydaya dönüştürecek yöntemlerin araştırılması, geliştirilmesi, atık ısının geri kazanılabilir bir enerji kaynağı olduğu bilincinin yerleştirilmesi ve ısı enerjisini verimli kullanma yöntemlerinin ülke çapına yayılması hedeflenmektedir. Projenin en önemli hedefi ise santrallerden atılan ısıların geri kazanılarak yararlı bir şekilde kullanılmasına “uygulanabilir örnek” teşkil etmek amacıyla pilot uygulama yapılması ve bu konuda teknolojik altyapı oluşturulmasıdır.

Proje kapsamında, EÜAŞ’a bağlı 14 termik santral tek tek incelenerek atık ısı potansiyelleri ve geri kazanım yöntemleri belirlenmiştir. Santrallerin atık ısılarının binaların ısıtılması, seracılık, sanayi için sıcak su temini ve benzeri uygulamalarda kullanılmasının ülkeye sağlayacağı birçok kazanç vardır. Proje kapsamında yapılan incelemeler sonucunda elde edilen sonuçlar aşağıda verilmiştir:� Termik santrallerin atık ısılarının çevrelerindeki yerleşim

yerlerinde kullanılması ile yılda 35 milyon MWht’lik ısı tasarrufu sağlayacak potansiyeldedir. Bunun ülke ekonomisine yıllık katkısı 1,1 milyar TL kadardır.

� Bir termik santralin atık ısıları ile çevresinde ısıtabileceği konut sayısı 15000–140000 arasında değişmektedir.

� Atık ısıların konutların ısıtılmasında kullanılmasının çok büyük çevresel katkıları da vardır. Atık ısıların değerlendirilmesi ile CO2 emisyonlarındaki azalma potansiyeli 5 milyon ton iken bu durum SO2 emisyonlarında 100 bin ton mertebesindedir. Ayrıca, suyun önem kazandığı son yıllarda atık ısının bölge ısıtmada kullanılmasıyla yılda 22 milyon ton suyun tasarruf edilmesi imkan dahilindedir.

Yukarıda sayılan genel faydalar yanında, bir yerleşim yerinin


57

K

supply for industrial and similar applications has many wins. Some of the project results are given below:

• Utilization of thermal power plants waste heat in the surrounding settlements have the potential to save 35 million MWth per year. The yearly contribution to the national economy of this is 1.1 billion TL.

• With surplus heat of a power plant, 15000-140000 dwellings in the vicinity of plant can be heated.

• There are large environmental contributions of using waste heats in the dwellings. Utilization of waste heat has CO2 emission reduction potential of 5 million tons and 100 thousand tons of SO2. Moreover, using waste heat in the district heating has 22 million tons per year of water savings opportunity.

Besides the general benefits mentioned above, the heat cost of residential heating in the case of using thermal power plant waste heats instead of heating by coal and natural gas to be more economical at a rate of 20-50%. The detailed technical and economic feasibility analysis was conducted to determine the district heating potential of Soma B, Yatagan, Tunçbilek Afsin-Elbistan B Thermal Power Plants. It has been decided to make the pilot applications at Yatagan and Soma Thermal Power Plants.

The conceptual design of a pilot-scale district heating system was carried out under the project to heat 4-5 thousand dwellings. All the studies have been completed to convert the Yatağan Thermal Power Plant and for the Soma Thermal Power Plant studies will be completed in 2010.


58

BP

EVOLUTION IN GAS TURBINE REQUIREMENTS A CUSTOMER FOCUSSED APPROACH

Christian ENGELBERTSiemens Industrial Turbomachinery Ltd.

Batu GÖKERSiemens San. ve Tic. A.Ş. - Energy Sector

AbstractDriven not only by economics but also by growing environmental awareness, increased performance and reduced emissions have been the driving forces in gas turbine development in the past decade. To add to the green credential, more and more applications in the industrial gas turbine market are being sought to operate on “green” fuels such as landfill gas or coke-oven gas, thus reducing the carbon footprint of an installation.

This presentation discusses gas turbine application in simple cycle as well as combined heat and power application (CHP). It also focusses on achieving a world-beating emissions standard while using non-conventional fuel.

Siemens industrial gas turbines in the 5-15MW power range are ideally suited to deliver reliable power whilst the exhaust conditions are ideal for optimized steam-raising capability, leading to 80% CHP-efficiency.

IntroductionFollowing the discussion on the future of power generation in the light of anticipated fossil fuel scarcity, expressed by the rise of crude oil and gas prices in 2008/2009 and the effect of global warming as discussed controversially at the Copenhagen Climate Conference 2009, countries are adapting various strategies to prepare themselves for the future.

While long-term strategies in many instances are not tangible yet, the mid-term approach (20-40 years) often adopted includes a scenario consisting of expansion of renewables, re-focussing on nuclear power and further strengthening efficient use of fossil fuels. Fossil fuels will therefore remain the backbone of power generation in many countries and for many years to come.

More efficient use of fossil power will in future not only be measured in the conversion rate of heat input in high quality energy such as electric power, but also in reducing CO2 emissions. At first glance these are interdependent if refered to a certain installation. Taking a broader look, from a national or even global installed capacity viewpoint, there are other routes for CO2 reduction to consider as well:1. Replacing fuels consisting of long hydrocarbon (distillate –

typically octane C8H18 based) with short hydrocarbons (gas – natural gas predominantly consisting of methane CH4 the smallest hydrocarbon)

2. Optimizing the mix of gaseous fuels with the addition of “renewable” gases such as landfill gases or biogases

3. Investing in more efficient generating equipment capable of burning this wide range of fuel gases while maintaining stringent emissions requirements

These are in addition to the well-known approach of:4. Maximizing the efficiency of the generating equipment and

using the exergy in the exhaust gas to provide heat or cooling alongside electrical power

How does this relate to Turkey?With natural gas and hydro power each contributing about a third to the installed capacity in Turkey, the focus in this country is rather on points 2 to 4 while, from an OEM perspective, points 3 and 4 are important.

With a 65% rise in gas demand projected till 2030, Turkey is underway to expand its natural gas pipeline network, therefore strengthening the efficient use of natural gas.

The most effective way of converting the energy contained in natural gas is in the application of gas turbines. With electrical efficiency reaching 60% in the most advanced combined-cycle power plant based on Siemens SGT5-8000H, the parallel development of industrial gas turbines has made great progress over the past couple of years, achieving over 80% efficiency in combined heat and power (CHP), as this paper will show.

Industrial Gas TurbinesWhile the focus for large-frame gas turbines is on efficiency and reliable operation within legislative emission limits to ensure lowest

Figure 1. Natural Gas demand projection, Turkey


59

K

operational cost, Siemens’ small industrial gas turbines (5-15MW) have the additional focus on burning a wide range of fuels whilst remaining compliant with emissions requirements. This addresses points 3 and 4 in the list above and represents the evolutionary requirements which industrial gas turbines are facing nowadays:

“Highly efficient and reliable conversion of heat energy bound in a wide range of fuel gases into perpetual motion while meeting the most stringent emissions requirements” Siemens industrial gas turbines have earned their reputation through uncompromised focus on quality throughout the product lifecycle, from development to project implementation and aftermarket care. The units have a high power density and are designed for ease of installation and operation supported by the well-known Siemens PCS7 control system.

The driven units comprise electrical generators, pumps and gas compressors, while the exhaust heat of a power-generation gas turbine is well suited to further utilization in a downstream waste-heat recovery unit, pushing the CHP efficiency of Siemens small gas turbines well above 80%. This is an advantage that addresses sustainable resource management in the context as discussed in the previous chapter.

Gas Turbine EvolutionFor many years the focus of gas turbine development was on improving efficiency by introducing high-temperature-resistant materials and cooling technology. In the early 1990’s the effect of combustion system emissions came into the public focus, prominently highlighted by smog in major cities. This has led to legislation changes forcing the introduction of technical means to reduce the emission of the major smog contributors, namely nitrogen oxides (NOx) and carbon monoxide (CO) on all combustion engines.

While, over a period of time and as a quick solution, water injection was the favored technical way forward, the industry and the turbine operators began to understand the shortcomings of those systems, chiefly the high operational cost of using demineralized water. While water injection helped to cure the formation of NOx to some degree by quenching the flame temperature, it also affected the integrity of the hot gas path parts, increasing the cost operation due to reduced service cycles.

Siemens responded to this challenge with the introduction of a state-of-the-art DLE (dry-low-emissions) combustion system to its industrial gas turbines. The Siemens DLE combustion system works on the basis of pre-mixing fuel and air, leading to a more homogenous temperature distribution which in turn allows better control of the formation of emission constituents. Each of the Siemens small gas turbines described further below consists of six such “DLE reverse-flow can-combustors”:

Adding to this advantage, the Siemens DLE combustion system also has the inherent ability to allow for further emissions reduction than achievable with a water injection system. The simple and robust combustor has the capability to deliver <15ppmvd NOx <10ppmvd CO Load range: 50-100%.

In markets where more stringent requirements prevail, such as the United States <10ppmvd NOx will be guaranteed as well.

The DLE system has for many years now been the standard combustion system on Siemens small gas turbines with accumulated fired hours in excess of 10,000,000 and more than 350 units in operation worldwide.

While the challenge in the early days of the introduction of pre-mix combustion was to meet emissions legislation on standard fuels such as natural pipeline gas or diesel, customers nowadays demand more flexibility in the type of fuels to be burnt without being forced to compromise on emissions and performance.

Due to their simple and robust design, Siemens combustors for the 5-15MW product line can be optimized for various fuels, thus offering the potential for tailor-made fuel flexibility. In the early stage of a project, Siemens engineers work with the customer to understand the needs and to advise on the configuration most suitable for a particular application..

The optimization is a combination of sophisticated CFD (computational fluid dynamics), to derive the ideal flow and mixing area, combined with fine tuning of the hardware on the company’s own high-pressure combustor rig.

Optimizing the combustion hardware, however, is only the first step to allow combustion of a wider fuel range. A speciality of the physics of pre-mix combustion, as every OEM experienced in the early days of operation, is the system’s tendency to exhibit pressure fluctuation (dynamics) within the combustion chamber. The standard approach of dealing with this effect is to derive a fuel schedule - a curve defining the pilot-to-main split depending on load - which sets the amount of pilot fuel which is not pre-mixed and the pre-mixed main-burner fuel for given load points.

The advantage of this approach is that it allows engine operation within pre-defined pressure fluctuation limits and thus ensures reliable engine operation. The disadvantage, however, is that this sets the limit for NOx and CO-emissions. It also limits the Wobbe range for fuels to be burnt as each fuel needs its individual split map depending on the Wobbe Index. (Figure 3 - left).

Figure 2. Dry-Low-Emissions Combustor.


60

BP

Siemens has overcome this limitation by introducing a sopisticated controls system, called Active Pilot, that allows operation of the engine not only on the pre-defined fuel schedule but in a wider field (Figure 3 - right).

The system has proven its capability for the first time on the SGT-300, the Siemens 7.9MW gas turbine optimized for CHP in operation at the University of New Hampshire (UNH) – a tri-generation plant providing electrical energy, heat and cooling.

The SGT-300 gas turbine at UNH operates on processed landfill gas with a Wobbe Index varying between 29MJ/m³ and 49MJ/m³ - the latter represents natural gas which is not blended in with landfill gas.

This gas turbine also cycles between 75% and 100% load regularly during the day while maintaining its emissions of <15ppm NOx. For comparison, natural gas has a Wobbe range of 42MJ/m³ to typically 49MJ/m³.

To bring this achievement in prospective: This gas turbine operates on varying fuels which means varying heat input and load cycles, produces electrical power, heat and cooling and still is compliant with the most stringent emissions legislations in the world.

Siemens Small Gas Turbine Portfolio - Rising To Those ChallengesThe Siemens gas turbine portfolio ranges from 5 MW to 375MW with the 5-15MW portfolio being the subject of this paper.

and mechanical drive (13.4MWm). The first unit entered commercial service in 1999 and has since then steadily improved its reliability track record. The SGT-400 in its latest form represents state-of-the-art in terms of quality and performance, acknowledged by customers worldwide through orders grown to 160. Since its introduction, the fleet has accumulated in excess of 1,000,000 fired hours. The lead package is approaching 80,000 hours with the majority of duty on full load.

Figure 3. Fuel schedules – standard (left) for various Wobbe Indeces (WI) / operational field (right).

Figure 5. SGT-400 – 13.4MW

Figure 4. Siemens Gas Turbine Portfolio.

The SGT-400 features an 11-stage transonic compressor , 6 reverse-flow DLE-can combustors and a 2-stage internally cooled compressor turbine and a 2-stage power turbine which drives either the electrical generator or a mechanical unit such as a pump or a compressor. This gas turbine builds on the extensive experience in the Siemens gas turbine engineering network and features a single-crystal high-pressure blade for creep strength in the first turbine stage.

Besides its impressive cycle performance, the SGT-400 offers fuel flexibility down to Wobbe Index of 25MJ/m³ in comparison to the standard natural gas range of 37-49MJ/m³.

Power Efficiency(*)Steam

Raising

Power Generation

SGT-400 12.9 MWe 34.8% 27t/h@12bar

Mechanical Drive

SGT-400 13.4 MWm 36.2% n/a

(*) Zero intake and exhaust loss

SGT-400 Gas turbine – 15MW-classThe SGT-400 is a highly efficient hot-end drive gas turbine in twin-shaft configuration ideally suited for power generation (12.9MWe)


61

K

Cutting Package Build Time by Half:Working with customers and taking the best of Siemens experience from around the globe, Siemens created a package design for the SGT-400 that allows cutting build-time by half compared to traditional designs. The customer will see the advantage of earlier dispatchability and consequently revenue generation.

Main driver was not only the need to reduce the total time from initial order to final installation but also to provide a simplified package with greater standardization, leading to increased quality.

The first unit of this package design has been installed on the Greek island of Psyttalia off the coast of Athens. The unit has recently successfully passed its first annual service. In the meantime more customers have appreciated the new design by placing orders.

Figure 6. SGT-400 Package, Psytallia Island, Greece

Figure 7. SGT-300 – 7.9MWe

Figure 8. SGT-300 – Package in build

This unit was the first to be equipped with the Active Pilot control system capable of operating down to Wobbe Index 32MJ/m³ at sub 15ppm NOx.

Due to the long residence time in the combustor, the SGT-300 is also well suited to co-burning VOC’s (volatile organic compounds) that are byproducts of many industrial process, e.g. painting.

As most of the systems can be assembled and factory-tested individually in parallel with the main turbine assembly, the total build-time of the complete package was cut by half, the pre-tested systems also reducing on-site installation time very significantly. In this way, the project timescale was reduced to a remarkable 18 months. Just one week after completion of the new ‘plug and play’ cogeneration plant, surplus electrical power was fed into the grid network.

This package design has subsequently been adopted for the SGT-300. This gas turbine will be discussed in the next chapter. SGT-300 Gas Turbine – 8MW-classThe SGT-300 is a 7.9MWe cold-end-driven gas turbine ideally suited for CHP application due to its high exhaust exergy, capable of delivering 19t/h of satured steam at 10bar. This engine has a proven track record of operating on processed landfill gas while still meeting the most stringent emissions requirements – see previous chapter.

Since the SGT-300 entered operation in 1995 the fleet has accumulated more than 2,700,000 hours. The 10-stage compressor is of a transonic design, scaled from the SGT-100 but further aerodynamically optimized with state-of-the-art 3D aerofoils on all stages. The combustion system consists of 6 reverse-flow can combustors and the 2-stage turbine, where the first stage is internally cooled.

The SGT-300 features the same package design as described for the SGT-400. The first units are currently in build, ready to be string-tested in June this year.

As most of the systems can be assembled and factory-tested individually in parallel with the main turbine assembly, the total build-time of the complete package was cut by half, the pre-tested systems will also reduce on-site installation time very significantly.

PowerEfficiency

(*)Steam

Raising

Power Generation

SGT-300 7.9MWe 30.6% 19t/h @ 10bar


SGT-100 Gas Turbine - 5MW-class The SGT-100 gas turbine is available as cold-end-drive single-shaft machine for power generation (5.4MWe) and a hot-end drive twin-shaft for mechanical drive application (5.7MWm).


62

BP

This gas turbine features a ten-stage transonic compressor, six reverse-flow DLE can combustors and first turbine-stage internally cooled.. Since its introduction this engine has sold 388 units worldwide with accumulated fleet operating hours approaching 20,000,000 . It has an excellent reputation for ease of maintenance and low operational cost due to its service intervals. The high-pressure turbine blade which is made of single-crystal material for creep strength features trailing edge ejection and triple-fin shrouds for better tip sealing.

Siemens has service experience with single-crystal blades on the SGT-100 in excess of 34,000 equivalent operating hours between major overhauls:

Figure 9. SGT-100 single-shaft (5.4MWe)

Figure 10. SGT-100 twin-shaft (5.7MWm)

The SGT-100 gas turbine is available with the following power ratings:

Power Efficiency (*) Steam Raising

Power Generation

SGT-100 5.4MWe 31% 11t/h@10bar

Mechanical Drive

SGT-100 5.7MWm 32.9% n/a



63

GÜNEŞ ELEKTRİĞİ SİSTEMLERİNDE TÜRKİYE İÇİN ÖNCELİKLER

Deniz Selkan POLATKANMotif Proje / Fotoelektron

Özet Sınırsız enerji ve hayat kaynağımız güneş, geleceğimizi kurtarmak için yine işbaşında. Temiz, sessiz, sürdürülebilir, çağcıl ve tekno-lojik özelliği ile artık güneş ışığını elektrik enerjisine çevirmek ve kullanmak mümkün. Bu büyük potansiyel Türkiyemiz için bambaşka fırsatlar ve tehditler oluşturmakta. Ülkemizde henüz başlamamış olan bu sektörü, doğru tanımlamak ve doğru biçimde, doğru yerden başlatmak temel hedefimiz ve önceliğimizdir.

Güneş enerjisi dışındaki tüm enerji kaynakları coğrafyaya ve fiziksel mekana bağımlıdır. Hayatın ve varoluşun temel kaynağı niteliğindeki güneş ışığı ise, stratejik ve jeopolitik olarak bağımsız, temiz ve sürdürülebilir olan tek tür enerji kaynağıdır. Bu açıdan ülkemizin enerji bağımlı mevcut yapısı düşünüldüğünde, üzerinde hassasiyetle durulması gereken, umut kaynaklarının başında gelmektedir.

Yurt dışında bu doğrultuda özellikle fotovoltaik sistemlere verilmekte olan destekler, ülkemiz hükümetinin öncelikleri arasında değildir ne yazık ki ve bu tür bir beklenti yerine sektörün kendi çözümlerini üretmeye başlaması gerekmektedir artık.

En temel öncelik ise, halen yürürlükte olan Yenilenebilir Enerji Kanunu’nun devamı olarak, lisanssız şebeke bağlantı yö-netmeliğinin hazırlanması ve vatandaşların kendi elektriklerini üreterek tüketebilme imkanlarına kavuşturulmalarıdır.

Fotovoltaik sistemlerin en temel özellikleri, elektriğin tüketildikleri yerde üretilmelerinin sağlanmasıdır. Bu durum, gerek ekonomi ve dışa bağımlılık, gerekse de arz güvenliği açısından çok önemlidir.

1. İçinde Bulunduğumuz Düzen ve Değişimin SinyalleriGünümüzde ihtiyaç duyulan enerjinin büyük bir çoğunluğu fosil ve nükleer yakıtlardan elde edilmektedir. Bu yakıtların gerek çevreye verdikleri zararlar ve gerekse birikimlerinin sınırlı oluşu, alternatif enerji kaynakları arayışına sebep olmuştur. Çevrenin korunması, gelecekte insan yaşamı ve çevre dengeleri üzerinde oluşabilecek tehditlerin önlenmesi, ulusal kaynaklardan en üst düzeyde yararlanılarak ülkelerin enerji kaynakları arz güvenliğinin sağlanması, alternatif enerji kaynaklarının geliştirilmesini ve kullanılmasını gerekli hale getirmektedir. Böylece, enerjinin karşılanma ihtiyacına bağlı olarak güneş, rüzgâr, jeotermal, biokütle, hidrojen gibi alternatif enerji kaynakları üzerine araştırma geliştirme çalışmaları yoğunlaşmıştır.

Bu gerçeğin paralelinde günümüzde ortaya ‘yeni enerji düzeni’ adı altında bir söylem atılmıştır. Yeni enerji düzeni nedir? Türkiye

enerjide bir transit yol olarak mı kalacaktır, böyle bir konum hangi bedel ve kazanımlara sebep olacaktır? Bu bağlamda, yeni enerji düzeninde fosil yakıtların, yenilenebilir kaynakların ve nükleer enerjinin rolünü, küresel enerji siyasetinde Türkiye’nin nasıl bir konjonktürde yer aldığını, hangi aktörlerin bölgesel ve küresel düzeylerde yükselerek alternatif güçler haline geleceğini ele almak gerekecektir.

Alternatif enerji kaynaklarından güneş enerjisi, sonsuz ve yaygın bir kaynak olması, doğrudan elektrik enerjisine dönüştürülebilmesi gibi avantajları sebebiyle hızla yaygınlaşmaktadır. Bu sebeple güneş elektriğinin, Türkiye’nin enerji çeşitliliği, tedariği ve bağımsızlığı yolundaki önemi, yeri üzerinde önemle durulmalıdır.

Güneş enerji kaynağı, yerel yönetimlere, yerelleşme girişimlerine ve enerji bağımsızlığı çabalarına fırsatlar sunmaktadır; bu fırsatların arka planında ise, sürdürülebilirlik, çevre koruma, enerjide arz güvenliği ve enerji bağımsızlığı gibi çok daha sağlam temeller üzerine oturmuştur.

Güneş enerjisinden elektrik elde edilmesinde en yaygın teknoloji olan fotovoltaik teknolojisi, dünya ölçeğinde büyük bir hızla büyüyen bir pazar hacmine sahiptir.

Farklı teknolojileri içeren fotovoltaikler, piyasada hakim fosil enerji teknolojileri ile rekabet edebilmeleri için devletler tarafından desteklenmektedirler. Bu destekler, gelişmiş ülkelerde önce teknoloji geliştirme ve Ar-Ge destekleri şeklinde başlamış (1970’ler), küçük ölçekli sistemlere talebin uyarılması için çatı programları ile devam etmiş, 1990’ların ortalarından itibaren Almanya’dan başlayarak talep esaslı şebeke beslemeye teşvik düzenlemeleri gelmiştir. Türkiye’de öncelikli olarak atılması gereken iki adım atılmadan 2009’lara gelinmiş ve AB adaylığının da baskısı ile yenilenebilir enerji kaynakları ile ilgili çeşitli destek düzenlemeleri gündeme gelmeye başlamıştır.

2. Başlangıç NoktamızModernizmin beraberinde getirdiği sanayi devrimi, insanoğluna bağımsızlık, özgürleşme ve refah yolunda önemli vaatler içeriyordu. David Harvey’in postmodernliğin durumu eserinde değindiği gibi bu vaatler, ancak ve ancak çevrenin fethedilmesi ile gerçekleşecekti. Buhar makinesi ve fosil yakıtlara dayalı sanayileşme ve enerji tedariği süreci, 1. ve 2. Dünya Savaş-larına sebep olmuş, 1970’lerdeki ilk petrol krizine kadar da etkinliğini ve vazgeçilmezliğini sürdürmüştü. 1970’lerde bu sürecin sağlıklı olmadığı ve sürdürülemeyeceği gerçeği anla-şılmaya başlandı.


64

Aslında ilk sinyaller, Sanayi Devrimi paralelinde, Rachel Carson gibi ekologlar, Roma kulübü gibi sivil toplum örgütleri, Ciam hareketi benzeri meslek birlikleri tepkileri eşliğinde 1970’ler öncesinde tartışılmaya başlanmıştı; ancak Stockholm gibi uluslararası toplantılar ve Ortak Geleceğimiz gibi raporlar paralelinde 1970’lerin başında çok ciddi silkelenmeler başladı. Enerji kaynaklarına bağımlılık tartışmaları ve sorunsuz, sınırsız ve güvenilir enerji kaynakları da işte tam bu dönemde sorgulanmaya başlandı ve bu doğrultuda ele alınan “Güneş Enerjisi” en büyük umut kaynağı olarak tanımlanıyordu.

Günümüze gelindiğinde ise, enerji, çevre, ekonomi ve politika, iç içe girmiş önemli konulardan bazılarıdır. Bu yüzden her biri diğeri ile adeta özdeşleşmiştir.

Sürdürülebilir kalkınma kavramının yapı taşlarını oluşturan bu konular, günbegün fosil yakıt bağımlısı haline dönüşen bir Türkiye için, enerji arz güvenliği bağlamında çok önemli hale gelmektedir.Türkiye’nin enerjide, gitgide artan dışa bağımlılığından dolayı, uzun vadede, özellikle gelecek nesiller için, ciddi enerji, çevre ve ekonomi krizlerine gebe bir ülke haline dönüşme potansiyeli hızla yükselmektedir. Bu durum beraberinde ekonomik krizleri, enerji darboğazlarını ve çevresel yıkımları getirebilecektir.

Güvenlik kavramı, ister geleneksel, ister çevresel, isterse enerji güvenliğini tanımlasın, genelde bir ülkenin varlığını sağlıklı bir şekilde devam ettirebilmesi için gerekli olan ve ulusal güç öğelerinin, ulusal politika ve stratejiler çerçevesinde kullanılmasını öngören bir kavramdır.

Ulusal güç öğesi önceleri yalnız savunma ve askeri anlamda algılansa da, günümüzde ekonomik güç, sosyal güç, gelişme gücü, enerji gücü ve sahip olunan çevresel kaynaklar da ulusal güç öğeleri arasında anılmaya başlanmış ve birbirleri arasındaki etkileşim nedeniyle güvenlik kavramı, bütün bu öğeleri kapsayacak şekilde genişletilmiştir. Ne var ki, güvenliğin yalnız ulusal sınırlar içinde sağlanamayacağı, alınacak önlemlerin ve yapılacak eylemlerin, o ülkenin jeopolitik konumu ve ekonomik gücü ile orantılı olarak bölgesel, kimi zaman da küresel ölçekte ele alınması gerektiği de bilinen bir gerçektir.

3. ÖnceliklerimizEnerjinin günlük yaşantımız içindeki yeri, üretim süreçlerine katkısı, tartışma götürmez bir gerekliliktir. Bu gereklilikten dolayı, enerji güvenliği kavramı beraberinde bir dizi kriteri gerekli kılar. • Enerji elde edilecek kaynakların ulaşılabilirliğinin kolay olması ve

sürekliliğinin sağlanması,• Yenilenemeyen kaynaklardan çok yenilenebilir kaynaklara

yönelinmesi,• Tek tür kaynağa bağımlı kalınmaması ve kaynakların

çeşitlendirilmesi,• Dışa bağımlı kaynaklar yerine yerli kaynaklara ağırlık verilmesi,• Yalnız kaynaklarda değil, yapılacak enerji yatırımlarında da dışa

bağımlı olunmaması,• Herhangi bir nedenden doğabilecek üretim ve iletim aksamasına

karşı ivedi önlemlerin alınması ve yönetim stratejilerinin belirlenmesi,

• Enerji üretiminde ve iletiminde verimliliğin esas alınması,• Enerji tüketiminde tasarruf modellerinin ve teknolojilerinin adapte

edilmesi,

• Enerji üretiminde çevresel kaynaklar kullanılırken bu kaynakların kendilerini yenileme hızlarının da değerlendirmelere katılması,

• Gerek kaynak çeşidinin, gerek enerji üretim modelinin çevreye zarar vermeyecek biçimde seçilmesi,

• Enerjinin üretilmesi sırasında, sonrasında, depolanmasında ve iletiminde çevresel etkilerin dikkate alınması,

• Enerji elde edilmesini artırırken, belli bir bölgede yaşayan canlıların yaşamsal niteliklerini kalitelerini değiştirmemeye, bu bağlamda çevresel güvenliği tehdit etmemeye önem verilmesi,

• Sürdürülebilirlik kavramının gerekleri doğrultusunda politikalar oluşturulması,

• Küresel çevre sorunlarının ve politikalarının önemsenmesi.

Yenilenebilir enerji kaynakları bu kriterlerin çoğunun içini doldurabilmektedir.

Uluslararası Enerji Ajansı tanımına göre, yenilenebilir enerji, sürekli olarak tekrarlanan doğal süreçlerin ürünüdür. Bu enerji kaynakları, çok farklı şekillerde bulunabilir; doğrudan veya dolaylı bir şekilde, güneşten veya yer kabuğunun derinliklerinden çıkarılan ısıdan elde edilir. Güneş, rüzgar, biyokütle, biyoyakıtlar, jeotermal, hidrolik güç, okyanus kaynakları ve hidrojen enerjisi olarak tanımlanabilir.

Çok eski çağlardan beri bu kaynaklardan su pompalanmasında, tahılların öğütülmesinde, kurutmada, ısıtmada ve yelkenli gemilerde faydalanılmaktadır.

Buharlı makinelerin keşfi ile başlayan sanayileşme, yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımını azaltmıştır. Petrol ve kömür egemenliğine dayanan enerji çağı son iki yüzyıl boyunca devam etmiş ve 1973’teki petrol krizi, ilk kez enerji kaynakları konusunda bir güvensizlik endişesini ortaya çıkarmıştır. Bu güvensizlik bütün dünyada yenilenebilir enerji kaynaklarına karşı ilginin yeniden uyanmasına neden yeniden azalmış, ancak enerji güvenliği kavramı kalıcılığını korumuştur. 2000’li yılların ardından ise kaçınılmaz olan problemli senaryo yeniden belirmiş ve bu sefer yenilenebilir enerjiler kalıcı şekilde gündeme gelmiştir.

Öte yandan, 1990’lı yıllarda daha da güçlenen çevre bilinci, fosil kaynaklara dayalı enerji üretim ve tüketiminin yerel, bölgesel ve küresel seviyede çevreyi tahrip ettiğinin ve doğal kaynakları olumsuz etkilediğinin daha da açık bir şekilde anlaşılmasını sağlamıştır.

1970’li yılların ve Stockholm konferansının ardından, 1980’li yılların sonlarından başlayarak insanın iklim sistemi üzerindeki olumsuz etki ve baskısını azaltabilmek amacıyla Birleşmiş Milletler’in öncülüğünde hazırlanan “İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi” 1992 yılında Rio’da düzenlenen Çevre ve Kalkınma


65

Konferansı’nda ülkelerin imzasına açılmış, bu sözleşme ile gelişmiş ülkelere, 2000’li yıllarda sera gazı emisyonlarını 1990 yılı düzeylerine indirme yükümlülüğü getirilmişti. 1997’de Kyoto’da yapılan taraflar konferansında hazırlanan Kyoto Protokolü ile de, imza sahibi ülkelere 2008-2012 yılları arasında dönem içi sera gazı salınımlarını 1990 yılı seviyelerine göre en az % 5 azaltma yükümlülüğü getirilmiştir.

Bütün bu gelişmeler, hemen hemen her ülkede olduğu gibi, Türkiye’de de, yenilenebilir enerji kaynaklarının önemini artırmıştır. [16]

4. Sonuç

• Enerji tedariğinde ve enerji kaynaklarında kullanılagelen sonlu ve çevresel olarak tehditkar yöntemler, başta fosil yakıtlar tüketiminde ve nükleer enerji örneğinde olduğu üzere, sonsuz ve sınırsız olmadıkları, üstüne üstlük çevre, ekoloji ve insan yaşamı üzerinde, geri dönülmez değişimlere yol açtıkları anlaşılınca, alternatif olarak gündeme gelen yenilenebilir enerjiler içinde güneş enerjisinin sınırsız gücü, ekonomik, sosyal, toplumsal ve siyasi dengeleri değiştirebilecek güçtedir.

• Enerji politikaları oluşturulurken bu politikaların sürdürülebilir olması, gelecek kuşakların enerji gereksinimlerini karşılamaları adına önem taşımaktadır. Enerji politikalarının sürdürülebilirliği için enerji arzının sürdürülebilirliği esastır. Fosil yakıtlar gibi yenilenemeyen ya da yenilenmesi uzun süreler gerektiren kaynaklara öncelik veren bir enerji politikası sürdürülebilir olmaktan uzaktır. Buna karşın yenilenebilir, alternatif enerji kaynakları ve bu kaynaklara yapılan yatırımlar, son dönemde küresel enerji arzına cevap verebilecek projeler hale gelmektedir.

• Varolan haliyle yalnız “arz güvenliği” biçiminde algılanan enerji güvenliği kavramı, çevresel güvenliği içerecek şekilde genişletilmediği sürece sürdürülebilirliği sağlamaktan uzak olacaktır. Türkiye enerji güvenliğini güvence altına alacak politikalar üretip uygulamadıkça, ulusal kalkınma politikalarında başarısız olacak, uluslararası ilişkilerinde de bağımlı ve güdümlü konumda kalacaktır.

Birleşmiş Milletler (BM) İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi (İDÇS)’ne 2004’te taraf olan Türkiye’nin, Avrupa Birliği (AB)’ne uyum sürecinde Kyoto Protokolü’ne de taraf olmuştur. Emisyonlarına ilişkin kesin verileri olmayan, enerji, sanayi, ulaşım, tarım ve atık yönetiminde belirsiz politikaları ile Türkiye’nin nasıl bir taahhütte bulunacağı önem taşımaktadır.

Yönetimde bulunan hükümetin yapacağı her yanlış hamle yalnız kendini ve kendinden sonra gelecek hükümeti değil, ülkenin yazgısını bağlayacaktır. Enerji politikasını kömür ve doğal gaz başta olmak üzere fosil kaynaklı enerji çevrimlerine yönelten Türkiye, sera gazı salımlarını azaltmak bir yana hızla artıracaktır. Nitekim 2008 yılında sera gazı emisyon artışı hızında Türkiye üst sıralarda yer almıştır. Türkiye’nin Kyoto Protokolü’ne taraf olmasıyla, sattığı bedelin daha fazlasını karbon kotası uygulaması nedeniyle bu ülkelere geri ödeyecektir.

Türkiye’nin bütünleşik uzun dönemli hedeflerini içeren enerji politikalarının olmadığı bilinmektedir. Var olan politikalar ise hem

ekonomik, hem enerji güvenliği hem de çevresel sürdürülebilirlik açısından tehdit oluşturmaktadır.

Ülke ekonomilerinin ve gelişmelerinin sürükleyici öğesi olan enerji, günümüzde giderek politika ile özdeşleşmektedir. Enerji politikaları oluşturulurken, enerji gereksinmesini karşılayabilmek için ortaya konulan çabaların, her şeyden önce bilinçli ve yöntemli olması gerekmektedir. Dolayısıyla, bugüne kadar izlenen ve izlenmekte olan yolların, bu kriterlere uyup uymadığı ve Türkiye’nin ulusal çıkarlarına ne ölçüde hizmet ettiği mutlaka değerlendirilmelidir.

Öte yandan, enerji politikaları, güvenliği ve sürdürülebilirliği arasında karşılıklı bir etkileşim söz konusudur. Enerji politikalarının oluşturulması ve uygulanması sırasında sürdürülebilir olmaları kadar enerji güvenliğini sağlamaları da önemlidir.

Benzer şekilde enerjinin güvenliği sağlanırken de seçilen ve uygulanan yöntemlerin sürdürülebilir olması gerekmektedir. Ancak, enerji güvenliği kavramı, çevresel güvenliği içerecek şekilde genişletilmediği sürece enerji politikaları sürdürülebilirliği sağlamaktan uzak olacaklardır. Bu sorunsalın giderimi, kavramların tek tek değil, bütünleşik olarak ele alınmalarıyla sağlanabilir.

Çevre hakkı, küreselleşme, sürdürülebilir çevre ve sürdürülebilir kalkınma, gibi kavramlar enerji alanında Türkiye üzerinde her geçen gün daha fazla tehdit ve fırsat oluşturmaktadır. Bu gerçekten yola çıkılarak varolan ve hedeflenen enerji politikalarında çevresel güvenlik ve enerji güvenliğini çerçevesinde Türkiye için sürdürülebilir enerji politikalarının neler olabileceği ortaya konmalıdır.

Güneş enerji kaynağı, enerji kartellerine, mevcut ekonomik düzene, tehdit oluştururken, yerel yönetimlere, yerelleşme girişimlerine ve enerji bağımsızlığı çabalarına fırsatlar sunmaktadır. Bu fırsatların arka planında ise, sürdürülebilirlik, çevre koruma, enerjide arz güvenliği ve enerji bağımsızlığı gibi çok daha sağlam temeller üzerine oturmuştur.

Türkiye’nin güneş elektriği yolunda atması gereken temel adımları ve özetle bu adımlardan birkaçı aşağıda sıralanmıştır;

• Türkiye, yetkisel düzenlemeleri tamamlandığı takdirde, teknik olarak çatı programlarına hazırdır ve pv sektörünün doğru yerden başlaması için buna acil ihtiyaç duymaktadır.

• Lisanslı olarak pv’den, enerji üretim süreci için, aşırı başvurulara ve spekülasyonlara karşı değerli tarım, orman vb. sahalarının işgaline engel olabilmek için bir dizi önemli düzenleme gerek-mektedir. Aksi bir durum kamuoyu ve çevre örgütleri tarafından tepkilere sebep olacaktır.

• Lisans başvuruları ve kuralları - kriterleri belli olmadan kabul edilmemeli, simsar ve gerçek yatırımcı birbirinden ayrılmalıdır.


66

• Pv sektörünün Türkiye’de ilk adımları için lisanslı ve lisanssız süreç birbirlerinden kesin çizgilerle ayrılmalıdır.

• Türkiye’de gerçekleşmiş olan doğal gaz yatırımları ve yatırımcıları, pv sektörünü kendileri için rakip görmemelidirler.

• Pv sektörü temsilcileri kendilerini en kötü senaryoya hazır tutabilmelidir. Bu durum teşviğin çıkmaması durumudur. Bu noktada hedef şebeke tarifesini yakalamaktır.

• Teşvik çıkmasa dahi, çift sayaç sistemi mutlaka uygulanmalıdır. Güneş elektriği sistemlerinin şebeke dahili kullanımının yegane çözümü budur.

Kaynakça[1] BRAWN, Lester, PLAN B 3.0, Safa Matbaacılık, İstanbul,

2008.[2] BRİSK, Marion, Çevre Dostu 1001 Proje, Beyaz yayınları,

İstanbul, 2000. [3] CARSON, Rachel, Sessiz Bahar, Palme Yayıncılık, Ankara,

2004.[4] DEMİRTAŞ, Mehmet, Güneş ve Rüzgar Enerjisi Kullanılarak

Şebeke ile Paralel Çalışabilen Hibrit Enerji Santrali Tasarımı ve Uygulaması, Doktora Tez çalışması, Gazi Üniversitesi, Fen Bilimleri Enstitüsü. Ankara, 2008.

[5] DEUDNEY, Daniel, Renewable Energy, New York, 1993. [6] Dünyanın Durumu 2005 “Küresel Güvenliği Yeniden

Tanımlamak”, Worldwatch Enstitüsü, TEMA Vakfı Yayınları No:45, İstanbul, 2005.

[7] GÜRSOY, Umur, Enerjide Toplumsal Maliyet ve Temiz ve Yenilenebilir Enerji Kaynakları, Türk Tabipler Birliği Yayınları, Ankara, 2004.

[8] HARVEY, David, Postmodernliğin durumu, Metis yayınları, üçüncü baskı, İstanbul, 2003.

[9] KABOĞLU, İbrahim, Çevre Hakkı, İmge Kitabevi, 3. Baskı, Ankara, 1996.

[10] KAPLAN, Ayşegül, Küresel Çevre Sorunları ve Politikaları, Mülkiyeliler Birliği Yayınları Tezler Dizisi: 3, Ankara, 1999.

[11] KELEŞ, Ruşen, ERTAN, Birol; Çevre Hukukuna Giriş, İmge Kitabevi, Ankara, 2002.

[12] KELEŞ, Ruşen, HAMAMCI, Can, Çevre Politikası, İmge Kitabevi Yayınları, 5.Baskı, Ankara, 2005.

[13] İklim Değişikliği ve Sürdürülebilir Kalkınma Ulusal Değerlendirme Raporu, Türkiye Dünya Sürdürülebilir Kalkınma Zirvesi Ulusal Hazırlıkları, Raportör Doç. Dr. Murat Türkeş, Türkiye Teknoloji Geliştirme Vakfı Yayınları, Ankara, 2002.

[14] MITCHELL, Bruce, Resource and Environmental Management, Prentice Hall, Pearson Education, Second Edition, London 2002.

[15] Ortak Geleceğimiz Dünya Çevre ve Kalkınma Komisyonu Raporu, Türkiye Çevre Sorunları Vakfı Yayını, 3. Baskı, Ankara, 1987.

[16] UĞURLU, Örgen, Türkiye’de Çevresel Güvenlik Bağlamında Sürdürülebilir Enerji Politikaları, Doktora tezi, ANKARA

ÜNİVERSİTESİ, Sosyal Bilimler Enstitüsü, Ankara, 2006 [17] Uluslararası İlişkiler Akademik dergisi, Cilt 6, Sayı 21, 2009. [18] ROGER, A. Messenger, VENTRE, jerry, Photovoltaic

Systems, CRC Press, Washington, 2004[19] Sürdürülebilir Kalkınma Türkiye Ulusal Raporu 2002, T.C.

Çevre Bakanlığı ve UNDP, Ankara, 2002.[20] The German Energy Society, Photovoltaic Systems,

Earthscan, London, 2008.

[21] TURNER, Kerry, PEARCE, David, BATEMAN, Ian, Environmental Economics, London, 1994.

[21] UNDP Energy for Sustainable Development, A policy Agenda, Edited Thomas B. Johansson and Jose Golderberg, New York, 2002.

[23] World Wildelife Fund (WWF), Living Planet Report, İsviçre, 1998.

SummaryToday, energy as an engrossing element of development has increasingly become identical with politics. It is crucial for energy policies not only to be sustainable during the development and implementation processes, but also to ensure energy security asan element of sustainability. On the other hand, the concept of energy security can not be able to secure sustainability if it is not expanded to include environmental security. Photovoltaic solar electricity is a real option to realize that target. However, the existing perception is that sustainability of energy policies and energy security is identical with the sustainability of energy supply and supply security. Turkey’s energy supply system mainly depends on un-renewable sources or sources with extended regeneration times. With this approach, immense energy crises together with economic crises and environmental disasters should be expected in the upcoming decades.

The social and environmental impacts of the existing investments and ongoing projects on non-renewable energy sources, such as forced emigration, demolished historical and cultural structures, the effects of altered ecosystems on public health, flora and fauna, are environmental security problems, and certainly are violation ofenvironmental right as a fundamental human right.

It is a right time to open and create a Turkish pv market to solve these problems and our pv market has to find solutions itself.

This is the way we have to work to catch the gird parity on the consumer side in Turkey and to start grid connected pv systems.

This is the future to show Turkish potential and reality.


67

K

KISA SÜRELİ RÜZGAR ENERJİSİ TAHMİNLERİ ve ÜLKEMİZ İÇİN ÖNEMİ

Dolunay GÜÇLÜERENERMET Enerji Meteoroloji Müşavirlik ve Mümessillik Ltd. Şti.

Özet Rüzgar elektrik santrallarından (RES) kısa süreli rüzgar enerjisi tahmini yapabilmek için istatistiki yöntemlerin denenerek ülkemize özgü en uygun yöntemin bulunması veya ülkemiz koşullarına uyan en iyi istatistiki modelin geliştirilmesi olacaktır. Daha sonra da RES’lerin devreye alınabilmesi için enerji üretim planlaması yapmaktır. Temel neden ise, ülkemizin de enerji piyasasını liberalleştirme yönünde gitmesi yatmaktadır. Liberalleşen enerji piyasalarında en önemli özellik olarak elektrik enerji üretim ve elektrik enerjisi dağıtım planlamasının yapılması yatmaktadır. AB Ülkelerinde elektrik dağıtımı yapan şirketler ülkelerindeki mevzuat gereği enerjinin belli bir kısmını yenilenebilir enerji kaynaklarından (YEK) karşılamak zorundadırlar. Günümüzde YEK kullanımı en fazla rüzgar enerjisi yolu ile olmaktadır. Şirketler bu amaçla planlama yaparken rüzgar elektrik santralarına ağırlık vererek YEK kullanım portföyünü doldurabilmek için en azından 0-48 saate kadar olan enerji planlamalarını yapabilmek istemektedirler. Konvansiyonel enerji kaynakları ile çalışan elektrik santrallarında böyle bir sorun bulunmaz iken; RES’lerde bu durum önemli bir sorun teşkil etmektedir. Bu yüzden Avrupa’daki birçok şirket, rüzgar enerjisi tahmin modelleri ile çalışmaktadır. RES’lerden üretimin tahmininin diğer önemli yanı da; planlama yaparken RES’lere ağırlık vererek konvansiyonel kaynakların mümkün mertebe az kullanılarak çevre duyarlılığına önem verilmesidir. Kısa süreli tahmin modelinin kullşanılmasının en önemli yanlarından birisi de; liberalleşen enerji piyasası ile ortaya çıkan spot piyasa kavramıdır. Spot piyasalarda enerji planlamasının yapılması ve anlık veya kısa süreler için yapılan ikili anlaşmalar yolu ile ortaya çıkan piyasa yapısı, tahmin konusunun önemini arttırmaktadır. Bu modeller üniversiteler ve enstitüler tarafından geliştirilmiştir.

1. GirişÜlkemizde hızla büyüyen sanayi sektörüne paralel olarak gelişen sosyo-ekonomik kalkınmanın beraberinde getirdiği hayat standardının yükselmesi, elektrik enerjisine olan talebin giderek artmasına neden olmaktadır. Bu talebin sürekli gelişen teknolojiye bağlı olarak hızla artması, elektrik enerjisini sosyal hayatın kaçınılmaz bir unsuru haline getirmiştir. Ayrıca, ülke geneline yayılan enterkonnekte sistemin sağladığı güvenilirlik ve süreklilik yanında, en küçük yerleşim birimine kadar uzanan dağıtım şebekesinin tüketiciye sağladığı kullanım kolaylığı, elektrik enerjisi tüketiminin toplam enerji tüketimi içindeki payının hızlı bir şekilde artmasına neden olmuştur.

Ülkemizde 2001 yılı Mart ayına kadar enerji sektörü ile ilgili hedef ve politikaların saptanması ve uygulanması, enerji üretim, iletim ve dağıtım tesislerinin politikalara uygun şekilde kurulmaları ve

işletilmeleri için gerekli tedbirlerin alınması, enerji fiyatlandırma esaslarının tespit edilmesi, enerji kaynak ve tesislerinin işletilmesine ilişkin hakların verilmesi, bu konuda çeşitli nitelikte sözleşmeler yapılması ve gerekli denetimlerin gerçekleştirilmesi Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı’nın (ETKB) yetki ve sorumluluğunda bulunmakta idi. Liberal enerji piyasasına geçiş sürecinin gerçekleştirilmesi için kurulan Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK), Bakanlığın yerini almıştır. 4628 sayılı kanunun yürürlüğe girmesiyle; elektriğin yeterli, kaliteli, sürekli ve düşük maliyetli ve çevreyle uyumlu bir şekilde tüketicilerin kullanımına sunulması için rekabet ortamında özel hukuk hükümlerine göre faaliyet gösterebilecek, mali açıdan güçlü ve istikrarlı ve şeffaf bir elektrik enerjisi piyasası oluşturulması ve bu piyasada bağımsız bir düzenleme ve denetimin sağlanması amaçlanmıştır. Bu kanunun yürürlüğe girmesine müteakip geçiş dönemi sonunda, Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu, Türkiye’de enerji sektörü ilgili hedef ve politikaların saptanması, uygulanması, enerji üretim, iletim ve dağıtım tesislerinin politikalarına uygun şekilde kurulmaları ve işletimleri için gerekli tedbirlerin alınması, enerji fiyatlarının tespit edilmesi, enerji kaynak ve tesislerinin işletilmesine ilişkin hakların serbest rekabet ortamında yürütülmesini sağlayacaktır.

1970’li yıllardaki petrol krizini takiben enerji kaynaklarının çeşitlendirilmesine başlanmıştır ve akla yenilenebilir enerji kaynakları gelmişse de; ekonomik olmayışı sebebi ile büyük bir gelişme kaydedememiştir. 1990’lı yılların başından itibaren yenilenebilir enerji kaynakları ile ilgili bütün dünyada ciddi bir hareketlenme başlamıştır. Özellikle Avrupa Birliği ülkeleri bu konuda başı çekmektedirler. Avrupa Birliği ülkeleri, 2001\77\EC nolu direktifine göre, 2010 yılında tükettikleri enerjinin ortalama % 22’sini yenilenebilir enerji kaynaklarından sağlayacaklarını taahhüt etmişlerdir (Yönerge, 2001).

2. Kısa Süreli Rüzgar Enerjisi Tahmini Genel olarak kısa süreli rüzgar enerjisi tahmin modeli denince, 0-48 saat aralığındaki süre anlaşılmaktadır (Giebel ve ark., 1999). Bununla beraber, çok kısa süreli tahmin modeli olarak 0-10 saat arası ve en fazla 0-72 saat arası rüzgar enerjisi tahmin modelleri bulunmaktadır (Nielsen ve ark., 1999). Rüzgar enerjisi ile ilgili son yıllarda en fazla araştırma yapılan konulardan birisi de, kısa süreli enerji tahmini konularındaki modellerdir. Rüzgar enerjisi kurulu gücü arttıkça, elektrik dağıtım şirketleri daha güvenilir ve önceden tahmin edilebilen rüzgar elektrik santrallerine ihtiyaç duymaktadırlar (Joensen, 2002). Elektrik piyasasının liberalleştirilmesi sürecinde yeni bir piyasa yapısı ortaya çıkmaktadır. Spot piyasaya geçiş süreci de başlayacaktır. Bunun anlamı da, elektrik santrallerinden üretim planlaması yapılırken zaman diliminin çok küçülmesidir.


68

BP

Rüzgar elektrik santrallerinde genellikle 1 yıllık veya 1 aylık üretim tahminleri yapılırken, yeni liberal piyasa yapısında artık 0-72 saat arası tahmin de gerekecektir. Diğer konvansiyonel kaynaklar ile çalışan elektrik santrallerine bu durum sorun yaratmamaktayken; rüzgar elektrik santrallerinde bu ciddi bir sorundur. Örneğin Nord Pool isimli Danimarka, Finlandiya ve İsveç’in kurmuş olduğu enerji havuzunda 12-36 saat arasında rüzgar enerjisi tahminleri yapılarak elektrik havuzuna verilmektedir (Nielsen ve ark., 2002).

2.1. Kısa Süreli Rüzgar Enerji Tahmini ile İlgili ÇalışmalarKısa süreli rüzgar enerjisi tahmini yapan modellerin geliştirilmesi kolay değildir. Böyle bir model, atmosferik akış, lokal topoğrafya ve atmosferik koşullar gibi birçok non-lineer ve non-stasyoner parametreleri içerir. Kısa süreli tahmin modelleri ile ilgili olarak özellikle Avrupa ülkelerinde birçok çalışma yapılmıştır. Dünya literatürü incelendiğinde konu ile ilgili 6 sınıflandırma yapılabilir. Bunlar; sayısal hava tahmini ve MOS, sayısal hava tahmini ve istatistiksel model ve MOS kombinasyonu, sayısal hava tahmini ve mezo ölçek model kombinasyonu, sinir ağları (neural network) yöntemi ile yapılan çalışmalar ve istatistiksel çalışmalar ile araştırma amaçlı kullanılan modeller olarak 6 sınıfta toplamak mümkündür.

2.1.1. Sayısal Hava Tahmini ve MOS HIRLAM (High Resolution Limited Area Model) modelinde olduğu gibi, tahmini yapılmak istenen rüzgar, yüzeyde jeostrofik sürtünme kanunu, hub yüksekliğine de logaritmik rüzgar profil kanununu kullanarak çalışmaktadır ve atmosfer nötr olarak kabul edilmektedir (Landberg ve Watson, 1994). WASP programı, engel, yüzey pürüzlülüğü gibi lokal etkileri dikkate almaktadır (Şekil 1).

2.1.3. Sayısal Hava Tahmini ve İstatistiksel Model ve MOS HIRLAM verileri de eklenerek 40 saate çıkarılabilmiştir ve bu versiyon Elsam ve diğer Danimarka’lı Elektrik Şirketleri tarafından kullanılmaktadır (Nielsen ve ark., 2002). Basit anlamda MOS modeli (Joensen ve ark., 1999):

Şekil 1. Sayısal hava tahmini ve MOS.

Şekil 2. Sayısal hava tahmini ve istatistik.

ωt+k = akωt+k + ωt+k (2.1)

(2.2)

(2.3)

)w(VARMSE)w(VAR

kt

kkt

+

+ −=ρ

formülde kullanılan ωt+k : beyaz gürültük : tahmini yapılan zaman

olarak verilmiştir. Yapılan tahminin doğruluğu ise,

eşitliği ile test edilir. Eşitlikte kullanılan parametreler ise,

VAR : Gözlemlerin tahmini varyansıMSEk : k saat sonraki hataların karesinin ortalaması

olarak verilmektedir. ρ=1 ise, tahmin mükemmeldir, ρ=0 ise tahmin çok kötüdür. 2.1.4. İstatistiksel ModelBu tip modeller, ısrarlılık, ortalama hareketli tahmin, otoregresif model mimarisi (ARMA) ve fuzzy modellerini içermektedir.

P-inci mertebe Markov modelinde [AR(p) modeli] i-inci zamanın yi değeri için şöyle bir ifade kabul edilir:

∑

=− +=

p

1jijiji yy εφ

= φ1 yi-1 + φ2 yi−2 + .... + φp yi−p + εi

HIRLAM

WASP

MOS

ÜretimTahmini

PARK ve MOS

2.1.2. Sayısal Hava Tahmini ve İstatistiksel Model WPPT (Wind Power Prediction Tool) Danimarka Teknik Üniversitesi’nde Institute for Informatics Mathematical Modelling (IMM) tarafından geliştirilen ve 0.5 - 30 saate kadar tahmin yapabilen model istatistiksel yöntemleri kullanarak geniş bir alan üzerinde bulunan rüzgar türbinlerinden üretim tahmini yapabilmektedir. HIRLAM her 6 saatte bir tahmin yapabilmektedir.

On-line olarak yapılan ölçümler ARX (Auto Regressive with EXogenous input) istatistiksel yöntemine dayanmaktadır (Şekil 2).

HIRLAM

MODEL

ÜretimTahmini

Upscaling

ÖLÇÜMLER

Veri Kontrol

Burada i-inci zamandaki değerin bundan önceki p zamanındaki değerlerle doğrudan doğruya bağımlı olduğu görülmektedir. φi

modelin regresyon katsayıları, εi bağımsız değişkendir (Bayazıt, 1996). Milligan ve ark. (2004) yaptıkları tahmin çalışmada Amerika’daki rüzgar santrallarından üretim tahmini yapmışlardır.

Çalışmalarında ARMA modelini kullanmışlardır (Box ve Jenkins, 1976). ARMA modelinin üç bileşeni vardır: otoregresif, entegre


69

K

terim (integrated) ve hareketli ortalama. Entegre terim önemli bir açıklama getiremiyor ise, genelde ihmal edilir. Yapılan çalışmada entegre terim ihmal edilir bulunmuştur. Bulunan ARMA modeli;

2. Test aşaması: Eğitim aşamasında bulunan ω ve b değerleri kullanılarak elde edilen matematiksel model yardımı ile giriş verilerine karşılık düşen çıkış değerleri bulunur.

(2.4)∑ ∑= =

−− +=p

1j

q

0kktkjtjt ebXaX

Şekil 3. Yapay sinir hücresi.

Şekil 4. Çok katmanlı yapay sinir ağı.

olarak ifade edilmiştir. Eşitlikte verilen t anında X zaman serisi, X’in geçmiş gözlemlerinin lineer kombinasyonu ve e serisinin hareketli ortalaması ve sabit varyans ile karakterize edilir. X’in zaman serisi ARMA (p,q) prosesi olarak bilinir ve p, X otoregresif serinin derecesi ve q hareketli ortalama hata terimidir.

Doğruluğu ise RMSE (root mean square error) ile test edilmektedir. Düşük RMSE daha doğru tahmin demektir, yüksek değerler ise, hata oranının arttığını göstermektedir.

2.1.5. Yapay Sinir Ağları Hücre olarak adlandırılan ve yapay sinir ağlarını oluşturan işlem birimleri kullanılarak tahmin yapılmaktadır (Kişi ve Partal, 2002). Biyolojik sinir hücresinin girdi, işlem ve çıktı karakteristiğini gerçekleşmek üzere oluşturulmuş bir yapay sinir hücresi Şekil 3 ile verilmiştir. Bunlar: girişler (xi), ağırlıklar (ωi), toplam fonksiyonları (Σ), aktivasyon fonksiyonu (f) ve çıkış değeri (y)’dir.

(2.5)

(2.6)

(2.7)

y = f² [ε² f¹ (ω¹ x + b¹) + b²]

ω(k+1) = ω(k) + Δω(k)

Δω(k) = α r [ω(k), x(k), tj(k)

Bu hücrelerin paralel bağlanması ile katmanlar, katmanların da seri bağlanması ile çok katmanlı yapay sinir ağları oluşur (Şekil 4). Genelde bir giriş katmanı, bir gizli katman ve bir de çıkış katmanından oluşan ağlar kullanılmaktadır. Şekil 4 ile gösterilen ağın matematiksel bağıntısı aşağıdaki gibi ifade edilir (Rumelhart, 1986):

Yapay sinir ağları iki aşamalı olarak çalışmaktadır:

1. Öğrenme aşaması: Bu aşamada ağın giriş-çıkış ilişkisini veren matematiksel bağıntıdaki ağırlık katsayıları (ω) ve eşik katsayıları (b) ayarlanır. Ağırlık vektörü ω, ω(0) başlangıç değerinden başlanarak ardışıl olarak değiştirilir. (k+1) adım için ω ağırlık vektörü şu şekilde hesaplanır:

Δω, ağırlık değişimi, x giriş vektörü ile öğrenme işareti r’nin çarpımı ile orantılıdır. Öğrenme işareti r, genel olarak ω, x ve hedeflenen çıkış t’nin bir fonksiyonudur. Buna göre k. adım için Δω (k) şu şekilde yazılabilir:

2.2. Dünyada Konu İle İlgili Çalışmalar Özellikle Avrupa’daki üniversite ve enstitülerde konu ile ilgili birçok model çalışması yapılmaktadır. Amerika’da ise son yıllarda konu güncel olmuştur. Bu konudaki çalışmalar genellikle Danimarka’da yapılmıştır. Madsen (1995) ve Nielsen ve Madsen (1996) tarafından 2-aşamalı modeller geliştirilmiştir. Güç korelasyonunu hesaba katarak çalışma yapmışlardır. Bu modeller de MOS sistemi gibi, genellikle istatistiksel post-processing yönteminden yararlanmıştır.

Girit adası için Kariniotakis ve ark. (1997; 1999a) Girit adasındaki rüzgar enerji santralleri için çalışmalar yapmışlardır.

Vihriala ve ark. (1999) Kalman filtresini kullanarak değişken hızlı rüzgar türbinleri için güç tahmini yapmıştır.

Dambrosio ve Fortunato (1999), recursive least squares algorithm uygulayarak bir adımlı kontrol yöntemi yoluyla tahmin yöntemi üzerinde çalışmışlardır.

Dutton ve ark (1999) linear autoregressive model ve adaptive fuzzy logic yöntemlerini kullanarak Girit ve Shetland adaları için çalışmalarda bulunmuşlardır. 2 saatlik tahmin için ısrarlılık modelinin iyi sonuçlar verdiğini fakat 8 saatlik tahminlerde % 20 hata payı olduğunu gözlemlemişlerdir.

Rüzgar enerjisi tahmininde yapay sinir ağları yöntemi de kullanılmaktadır. Beyer ve ark (94), RMS (root mean square) hata payının ısrarlılık modeli tahmin yöntemine göre 1 veya 10 dk. aralıklarla ölçülen ortalama rüzgar hızlarında % 10 civarında olduğunu bulmuşlardır.

Tande ve Landberg (1993), sinir ağları yönteminin, ısrarlılık modelinden çok küçük bir oranda doğruluk payına sahip olduğunu göstermişlerdir. Alexiadis ve ark (1998), hareketli ortalamalar (moving average) yöntemini rüzgar hızlarının farkları üzerinde kullanmışlardır ve bu yöntemin rüzgar şiddetinin sadece giriş verisi olarak kullanıldığı zaman verimli olduğunu bulmuşlardır. Israrlılık modelinde % 13’lük bir iyileşme, aynı zaman serisinin sinir ağları yöntemine uygulanması ile de tahminlerde sadece % 9.5’lik bir iyileşme sağlayabilmişlerdir.

Burada α, öğrenme oranı olarak adlandırılan ve öğrenmenin hızını belirleyen pozitif bir sayıdır.


70

BP

Bechrakis ve Sparis (1998), sinir ağlarını kullanarak sadece hakim yöndeki rüzgar hız tahminlerinde bulunmuşlardır.

Sfetsos (2001), ARIMA ve sinir ağları yöntemlerini kullanarak İngiltere ve Yunanistan’da bulunan rüzgar enerjisi santralleri için 10 dakikalık veri yardımı ile 1 saatlik tahmin yapmıştır. Her iki yöntemde de bulduğu sonuçlar, ısrarlılık modeline alternatif olacak sonuçlar doğurmamıştır.

Oldenburg Üniversitesi tarafından geliştirilmiş olan Previento modeli (Beyer ve ark., 1999; Focken ve ark., 2001) Alman Meteoroloji Servisi tarafından tedarik edilen Deutschlandmodell ve Lokalmodell (LM) verilerini NWP giriş verisi olarak kullanmışlardır. En önemli parametre olarak atmosferin stabilite durumu olduğu görülmüştür.

LocalPred ve RegioPred modelleri de NWP’yi giriş verisi olarak alır (Perez, 2002).

Jorgensen ve ark (2002a), yeni bir yöntem kullanarak güç üretim modülünün NWP içinde entegrasyonuna dayalı HIRPOM isimli modeli geliştirmişlerdir.

Jorgensen ve ark (2002b), NWP modeli ile rüzgar enerjisi tahmini yaptıkları diğer bir çalışmada, 15 aylık periyottaki farklı tarihlerde en kötü tahminin yapıldığı 25 günü seçerek, başarısızlığın nedenini araştırmışlardır. Danimarka’daki Eltra Elektrik Şirketi’nden aldıkları verilerin kullanıldığı çalışmalarında, bunun nedeninin WPPT modelinden değil de; NWP’den kaynaklandığını ortaya çıkarmışlardır.

Enomoto ve ark (2001) LOCALS modelini (Local Circulation Assessment and Prediction System) kullanarak Japonya’da bulunan Tappi santralinden 500 m gird aralıklı yöntemleri kullanarak enerji üretim tahminleri yapmışlardır.

1990 yılında Landberg kısa süreli tahmin modelini geliştirmiştir. Metodoloji olarak European Wind Atlas kullanmıştır (Landberg, 1994). Temel olarak NWP’den aldığı yön verilerini kullanarak proje sahasındaki rüzgar enerji tahminini hesaplamaya çalışmıştır.

Landberg ve Watson (1994) ideal HIRLAM (High Resolution Limited Area Model) model seviyesinin 270 olduğunu göstererek en iyi sonuçları bulmuşlardır. Danimarka Meteoroloji Enstitüsü 1999 yılında HIRLAM modelinde değişiklik yapmıştır.

Joensen ve ark. (1999) 10 m’deki rüzgar tahmininin daha yüksek seviyelerden daha kolay olduğunu göstermiştir.

WPPT (Wind Power Prediction Tool) Danimarka Teknik Üniversitesi’nde Institute for Informatics Mathematical Modelling (IMM) tarafından geliştirilmiştir. 0.5 saat ile 30 saate kadar tahmin yapabilmektedir. HIRLAM verileri de eklenerek 40 saate çıkarılabilmiştir ve bu versiyon Elsam ve diğer Danimarka’lı Elektrik Şirketleri tarafından kullanılmaktadır (Nielsen ve ark., 2002).

İlk model sınıfında rüzgar enerji santrallerinden olan üretim on-line ölçümler ve NWP tahminleri giriş verisi olarak kullanılıp enerji üretim tahmini yapılmaya çalışılmıştır. İkinci model sınıfında ise, off-line ölçümler yoluyla tahminler yapılmaya çalışılmaktadır. Her iki model

sınıfında da, bölge için hesaplanan tahmini enerji üretim değerleri, alt bölge tahminlerinin toplamından oluşmaktadır (Şekil 5).

Şekil 5. Alt bölge tahminleri ve bölgenin toplam enerji tahmini.

Danimarka Teknik Üniversitesi IMM Ensitüsündeki WPPT ve Prediktor modelleri birleştirilerek Zephyr adını almıştır (Giebel ve ark., 2002). Bu model Danimarka’nın batı bölgelerinde 2003 yılından bu yana kullanılmaktadır.

Girit Adası için CARE isimli ARMINES projesi kapsamına enerji üretim tahmin modeli geliştirilmiştir (WE, 2002). Bu modelde 48-72 saate kadar on-line SCADA ve NWP tahmini yardımı ile enerji üretim tahminleri yapılabilmektedir.

İrlanda için HIRLAM tarafından verilen rüzgar ve güç eğrileri de tahminlerde kullanılmıştır (Costello ve ark., 2002).

Almanya Kassel’de bulunan ISET Enstitüsü de konu ile ilgili çalışma-lar yapmaktadır (Institüt für Solare Energieversorgungstechnik). 2000 yılından bu yana DWD modelini kullanarak kısa süreli rüzgar enerjisi tahmini yapılmamaktadır (Durstewitz ve ark., 2001). Alman Federal Monitoring Program (WWEP-Wissenschafltliches Mess und Evaluierungs Program) çerçevesinde geliştirilen bu modelde, Almanya’da bulunan rüzgar enerji santralları detaylı bir şekilde gözlemlenmektedir. İlk müşterisi EOn olmuştur ve nowcasting amacı için kullanmaktadır (Ernst ve ark., 2001).

Amerikan TrueWind firması, Ewind isimli bir rüzgar enerji tahmin modeli geliştirmiştir (Bailey ve ark., 1999). Mezo ölçekteki NWP’yi kullanarak sınır koşullarının da eklenip bölgesel hava modeli kurulması prensibine göre çalışmaktadır. Ewind ve Prediktor modelleri California’da kullanılmaktadır.

İngiliz Garrad Hassan firması da, İngiltere Meteoroloji Ofisinin NWP verilerini kullanarak “multi-input linear regression techniques” yöntemiyle model geliştirmişlerdir (Gow, 2002).


71

K

3Tier Environmental Forecast Group, Pacific Northwestern US için istatistiksel yöntemleri kullanarak bir model geliştirmiştir (Westrick, 2002).

Tammelin (2002) Finlandiya Meteoroloji Enstitüsü ile birlikte çalışarak rüzgar enerjisi tahmini yöntemi geliştirmiştir. Finlandiya HIRLAM versiyonunu kullanarak küçük ölçekli modellerle birleştirip tahmin modelini ortaya çıkarmışlardır.

Schwartz ve Milligan (2002) farklı ARMA (Auto Regressive Moving Average) modellerini kullanarak Minnesota ve Iowa’da bulunan iki rüzgar enerji santrali için tahmin modeli geliştirmiştir.

Modeller geliştirilirken üniversiteler arası bazı ortak çalışmalar da bulunmaktadır. Danimarka Teknik Üniversitesi Enformatik ve Matematik Modelleme Bölümü ile Risoe Ulusal Laboratuvarı Meteoroloji Bölümü; Almanya’da bulunan Oldenburg Üniversitesi Enerji Meteorolojisi Bölümü ve Fransa’da bulunan Ecole des Mines de Paris Centre d’Energetique Bölümü konu ile ilgili ortak modeller geliştirmişlerdir.

Bazı araştırmacılar, rüzgar enerjisi tahmin modellerini NWP (Numerical Weather Prediction) içeren veya içermeyen olarak sınıflandırmanın da mümkün olduğunu belirmiştir (Giebel ve ark., 2002). Bununla beraber, literatürde iki çeşit tahmin modeli olduğu geniş bir kabul görmektedir (Giebel, 2000). Bunlar, istatistiksel ve fiziksel modeller olarak ikiye ayrılır. Fiziksel modeller, fiziksel değişkenleri dikkate alarak MOS (Model Output Statistics) verilerini kullanır ve tahmin yaparlar. İstatistiksel modellerde NWP sonuçları ve on-line olarak ölçülen rüzgar ve enerji verisi de dahil olmak üzere recursive tekniklerin tatbiki ile tahmin yapılır.

İstatistiki modeller de (Joensen, 1997; Nielsen ve Madsen, 1996; Madsen, 1996; Joensen ve ark., 1997) genellikle zaman serisi analizi, regresyon analizi ve sinir ağları yöntemleri kullanılmaktadır. İstatistiksel modellerde NWP sonuçları ve on-line olarak ölçülen rüzgar ve enerji verisi de dahil olmak üzere recursive tekniklerin tatbiki ile tahmin yapılır. Bu konudaki en basit modellerden biri ısrarlılık modelidir (persistence model). Bu modelde, tahmin en yakın değere göre hesaplanır. Yani (hemen tahmin) now cast yöntemi uygulanır. Bununla ilgili olarak Bossanyi (1985) Kalman filtresi kullanılarak son 6 değerden 7. değeri tahmin eden bir yöntem geliştirmiştir. Dutton ve ark. (1999) otoregresif model ve fuzzy logic yöntemlerini kullanarak Girit ve Shetland adaları için tahmin yöntemleri geliştirmişlerdir. Yöntemleri 2 saatlik tahmine dayalı olarak çalışmaktadır. Enformatik ve Matematik Modelleme Bölümü tarafından (Madsen, 1996) geliştirilen bir diğer model de, 6-12 saat arası tahminler için kullanılmıştır. Lokal ölçümlere dayanan bir diğer tahmin modelinde de sinir ağları yöntemi kullanılarak 10 dakika aralıklarla elde edilen veriden yola çıkılarak tahmin modeli geliştirilmiştir (Beyer ve ark., 1994). Tahmin modelleri ile ilgili ilginç bir çalışma da Bechkrakis ve Sparis (1998) yılında yapılmıştır. Çalışmalarında rüzgar hızı ile ilgili bir tahmin değil de, rüzgarın esme yönünü tahmin etmeye çalışmışlardır.

Fiziksel modeller (Landberg, 1994 ve 1999; Landberg ve Watson, 1994; Landberg ve Joensen, 1998) de ise, lokal ölçümler ile sayısal hava tahmini verileri girilir. Bu modeller, fiziksel değişkenleri dikkate alarak MOS (Model Output Statistics) verilerini kullanır ve tahmin yaparlar. Avrupa Rüzgar Atlası’na (Troen ve Petersen, 1989)

dayanarak Risoe Ulusal Laboratuvarı Meteoroloji Bölümü’nde kısa süreli tahmin modelleri geliştirilmiştir (Landberg, 1999; Landberg ve Watson, 1994). Bu modeller, sayısal hava tahmini değerlerinin giriş verisi olarak kulanımına dayanmaktadır.

2.3. Kısa Süreli Rüzgar Enerjisi Tahmininde Kullanılan İstatistiksel Eşitlikler Şimdiye kadar bu modellerde ve diğer meteorolojik tahmin modellerinde süreklilik modeli kullanılmıştır (Nielsen ve ark., 1999):

(2.8)

(2.9)

(2.10)

(2.11)

(2.12)

Pt+k = Pt + εt+k

Burada kullanılan;t : zaman endeksi, k : istenilen ilerdeki zamanP : rüzgar enerjisi ε : kalan (residual) olarak verilmektedir. Tahmin,P ise, aşağıdaki eşitlikle bulunmaktadır:

Bu da zaten k adım sonraki beklenen değerin en son değere eşit olduğunu söylemektedir. İstatistikte buna ısrarlılık veya naive tahmin denir. Yani şu anki durum ne ise tahmin değeri de aynıdır anlamına gelmektedir.

2.9 formülü basit bir ifade olmasına rağmen yüksek doğruluğa sahiptir. Bunun nedeni de, atmosferin quasi-stationary olarak düşünülmesidir. Atmosferin karakteristik ölçeği f-1 ie verilir (f: Coriolis parametresidir, 10-4s-1 değerine sahiptir ve genellikle 3 saatlik bir zaman dilimine eşittir). Tahminlerde gözlemlerin kıyaslanması için ise, root mean square error (RMS) veya mean quare error (MSE) genellikle kullanılır. Israrlılık tahmin yöntemi için MSE;

tkt PP =+

∑−

=+ −

−=

kN

1t

2tkt )pp(

kN1

∑−

=++ −

−=

kN

1t

2ktktp )pp(

kN1MSE

Yukarıdaki eşitlikte kullanılan N, gözlem sayısıdır ve RMS ise,

pMSERMS =

olarak elde edilir. Atmosferin quasi-stationary olması sebebi ile, zaman adımı k birkaç saatten küçük olduğu durumlarda yukarıdaki eşitlikler kullanılır, k değeri büyüdükçe k >> f-1, örneğin 36 saat, atmosfer artık sabit değildir ve pt+k ile pt arasındaki korelasyon sıfıra yakındır. Dolayısı ile, şu anki akıştan ile gelecekteki akış arasında herhangi bir korelasyon kurulamaz ve (2.9) ile verilen eşitlik artık geçerliliğini yitirir.

Recursive en küçük kareler tahmin yönteminde ekspoansiyel unutma (exponential forgetting) denir (Ljung, 1987). Bu model lineerdir ve,

eşitliği ile verilir. Burada verilen;

θ : parametre değeri,Φt : regressör vektörü,et : belirli bağımsız dağılımlı gürültü ardılı (independent identically

distributed noise sequence)

tTtt ey += θΦ


72

BP

En küçük kareler yöntemi aşağıdaki formülle verilir: � Pseudo tahmin hataları, tahminlerin güncellenmesi için kullanılabilir. t zaman sonra pseudo tahmin hataları

(2.13)

(2.14)

(2.17)

(2.18)

(2.19)

(2.15)

(2.16)

21tt

N

1tt)( ))(yy(

N1V θθ −

=∑ −=

2

1tt

N

1t))(y~(

N1

θ−=

∑=

eşitlikte kullanılan;

N : Gözlem sayısı,yt : t.nci zamandaki gözlem,

)(y~ 1tt θ− : (t-1) zamanından sonra gelen t zaman tahmini. Recursive en küçük kareler yöntemi ile eksponansiyel unutma (2.13) ile beraber

∑=

− −=t

1s

2ts

stt ))(yy(

N1)(V θλθ

∑=

−=t

1s

2ts

st ))(y~(N1

θλ

ile verilir. Yukarıdaki formülde,

λ: unutma faktörü (forgetting factor) olarak kullanılır ve 0 < λ ≤ 1 arasında değişir. Forgetting faktörünün belirlenmesi çalışılan tahminin duyarlılığına göre değişir. Tipik olarak 0.95 ≤ λ ≤ 0.999 arasında değişir (Nielsen ve Madsen, 1997). Efektif gözlemlerin sayısı,

λ−=

11N eff

olarak verilmektedir. λ=1 ve t=N için (2.6) eşitliği ile verilen en küçük kareler elde edilir.

2.3.1. 1. Adım Sonraki TahminAdaptive recursive en küçük kareler yöntemi aşağıdaki formülle verilmektedir:

1. (t-1) anındaki θ tahminini kullanarak 1-adım sonraki tahmin hatasının bulunması:

1tT

t,1t1ttˆyy~ −− −= θϕ

2. Parametre tahmini için kovaryans matrisinin güncellenmesi:

)

PPP

P(1Pt,11t

Tt,1

1tT

t,1t,11t1tt ϕϕλ

ϕϕ

λ −

−−− +

=

P(t) matrisi,

3. Parametre tahmininin de güncellenmesiyle

1ttt,1t1tt y~Pˆˆ−− += ϕθθ

formülleri elde edilir. İlk değer rastgele seçilebilir ve genellikle sıfır alınır. t zamandan 1 adım sonraki yt+1 zamandaki tahmin de,

k

Tkt,kkktˆy θϕ ++ =

olarak ifade edilmektedir.

2.3.2. k-Adım Sonraki TahminEğer tahminler sonraki adımlar için olacaksa, iki alternatif yol bulunmaktadır:� kt

ˆ−θ tahminleri ve t,kϕ regressörleri, 1t

ˆ−θ ve ϕt,1 yerine kullanılabilir.

(2.20)

(2.21)

(2.22)

1tT

t,1tpseudo

kttˆyy~ −− −= θϕ

t

Tkt,ktktˆy θϕ ++ =

olarak verilir. Her 2 halde de, k-adım sonraki tahmin,

ktktt2t1t1kt embbPaP +++ ++++= ϖϖ

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡+⎥⎦

⎤⎢⎣⎡+=

48t2cosc

48t2sincmm 21t

ππ

2.4. Rüzgar Enerjisi Tahmininde Kullanılan Modellerin FormülasyonuRüzgar enerji santralarından üretim tahmini için kullanılan modeller arasında Madsen ve ark (1996), yaptığı çalışmalar literatürde önemli bir yer tutar. ARX modeli kullanılarak aşağıdaki eşitlik geliştirilmiştir:

(2.23) tkkt pp =+

yukarıdaki eşitliklerde kullanılan;

Pt : t zamanında ölçülen güç üretimi,ωt : t zamanında ölçülen rüzgar hızı,et+k : belirli bağımsız dağılımlı gürültü ardılı (independent

identically distributed noise sequence)mt : 2.15 eşitliği ile verilen güç üretimi seviye ve günlük değişime bağlı fonksiyon

göstermektedir. 2.15 eşitliği, WPPT (Wind Power Prediction Tool) modelindeki en son gözlem değerine eşit olduğu hatırlanırsa,

(2.24)

(2.25)

ktkt

HIRkkt4

HIRkkt3t2t1t1kt embbbbpap +++++ ++++++= ϖϖϖϖ

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡+⎥⎦

⎤⎢⎣⎡+=

48t2cosc

48t2sincmm 21t

ππ

2.16 eşitliği, daha önce de belirtilen ısrarlılık eşitliğidir, yani şu anda gözlenen ne ise, gelecekteki değer de değişmeyecektir.

2.4.1. Polinomal Açılım Modeli2.22 eşitliğinde verilen modele polinomal açılım (polynomial extension) uygulanırsa,

[ ][ ]

[ [ ] [ ] ]t2i

N

1it1i0t

wttt

icoskisinkk)(k

)(kexpbexp),(Gtric

φφφ

ϖφφϖ

++=

−−=

∑=

yukarıdaki eşitlikte kullanılan HIRkkt+ϖ ; t zamanından k zaman sonraki

t+k zamanki rüzgar hız tahminidir.

2.4.2. Güç Eğrisi Açılımı ModeliYukarıda rüzgar hızı ile üretim arasındaki polinomal ilişkiden yararlanılarak bir model verilmişti. Diğer bir yaklaşım da, 2.22 eşitliğine meteorolojik tahminlerinde dahil edilmesidir (Joensen ve ark., 1997).

Burada Gompertz parametrizasyonu (rüzgar yönüne bağlı olarak) güç eğrisi modeli kullanılmıştır.

Gözlenmiş rüzgar hız ve yön verileri 2.25 eşiliğinde yerine konulursa,


73

K

yukarıdaki eşitlikte verilen HIRkkt+φ ; t zamanından k zaman sonraki t+k

zamanki tahmindir.

2.4.3. Dinamik Tahmin ModeliRüzgar enerji santrallerinden enerji üretim tahmininde kullanılan dinamik model aşağıdaki gibi verilmektedir:

3.2. Zephyr/PrediktorZephyr/Prediktor modeli, Danimarka’da bulunan Risoe Ulusal Laboratuvarı Meteoroloji Bölümü tarafından WASP ailesi içerisinde geliştirilmiştir (Giebel ve ark, 1999). Genellikle kısa süreli 0-48 saat arasındaki tahmin aralığını kapsar. Bu model, interneti de aktif bir şekilde kullanarak tahminlerini yapmaktadır. Şekil 7, Zephyr/Prediktor modelinin çalışma prensibini basitleştirilmiş olarak vermektedir. Önceleri Prediktor modeli geliştirilmiş, Zephyr modeli daha sonra geliştirilerek Prediktor ile birleştirilmiştir.

ktktHIR

kktHIR

kkt3t2t1t1kt em),(Gbbbpap +++++ +++++= φϖϖϖ

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡+⎥⎦

⎤⎢⎣⎡+=

48t2cosc

48t2sincmm 21t

ππ (2.26)

(2.27)

(2.28)

kt

3

1i

24kts

i

24ktc

ipc

kkt1t2t1tkt em24hi2

sinc24hi2

coscpbpapap +=

+++−+ ++⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡++++= ∑ ππ

Yukarıdaki eşitlikte kullanılan,

pt : gözlemlenen güç üretimini,k : tahmin aralığı (1-39 saat arasında),

pckktp + : güç eğrisi tahmini,

24kth + : gün içindeki zamanı,

2.27 ile verilen dinamik tahmin modelinde, günlük tahmin ile gözlemlerin arasındaki sapmalar, Fourier expansion yöntemi ile hesaplanmaktadır. Çok adımlı bir modeldir ve non-linearity ile modellenmemiş etkileri de göz önüne alır. Modeldeki terimlerin sayısı, tahmin zamanına göre değişir. 2.4.4. Upscaling Tahmin ModeliHerhangi bir bölgedeki dinamik upscaling tahmin modeli:

lockkt

arkkt

arkkt

reg p)k,,(fp tkt ++−+=+ θϖ

Yukarıdaki eşitlikte kullanılan,

tktregp + : bölgedeki local (dinamik) güç tahmini,

arkkt

−+ϖ : tahmini bölgesel rüzgar şiddeti,

: tahmini bölgesel rüzgar yönü,

olarak verilmektedir. NWP (Numerical Weather Prediction) ve parametrelerinin karakteristik özellikleri tahmin aralığına göre değişir.

Yukarıda özellikle Avrupa’da rüzgar enerji santrallerinden üretim tahmin amaçlı kullanılan bazı tahmin modelleri verilmiştir.

3. Kısa Süreli Rüzgar Enerjisi Tahmin ModelleriKısa süreli tahmin modeller ile ilgili olarak özellikle Avrupa ülkelerinde çalışmalar yapıldığı daha önce de belirtilmişti. Geliştirilen modellerin çoğu aktif olarak kullanımdadır. İzleyen sayfalarda özellikle Avrupa ülkelerinde kullanılan modeller ile ilgili olarak kısa bilgi verilmiştir.

3.1. PrevientoPreviento modeli Oldenburg Üniversitesi tarafından geliştirilen bir modeldir (Focken ve ark., 2002). Rüzgar türbini yüksekliğindeki rüzgar hızını dikkate alan bir modeldir. Aşağıda verilen Şekil 6, Previento modelinin çalışma şeklini ve giriş verilerini göstermektedir.

Şekil 6’dan da görüldüğü gibi, Previento modeli, sayısal hava tahmin verilerine ek olarak, orografi, pürüzlülük ve stabilite verilerini alıp çalıştırılarak kısa süreli rüzgar elektrik santralinden elektrik enerji üretim tahmini yapmaktadır.

rakkt+θ

Orografi

Pürüzlülük

Stabilite

Mikrokonuşlandırma

Türbin güç eğrisi

Sayısal hava tahmini

Hub yüksekliği

rüzgar hızı

Santral gücü

Şekil 6. Peviento modeli.

Meteoroloji Enstitüsü

Sayısal hava

tahmin modeli

HTML sayfaları

MODEL Rüzgar

ölçümleri

nternet

Elektrik dağıtım

şirketi

Şekil 7. Zephyr/Prediktor modelinin basitleştirilmiş çalışma modeli.

3.3. Anemos Aneomos projesi, büyük güçlü kara ve deniz (onshore ve offshore) rüzgar elektrik santrallarından yapılan üretimin tahmini için geliştirilen ve aşağıdaki Şekil 8 ile verilen birçok farklı ülkeye mensup üniversite, enstitü, kamu kuruluşu ve özel şirket gibi kuruluşların bir araya gelerek oluşturdukları bir konsorsiyumdur (Giebel ve ark., 2003). 3.4. AWPPS ModeliFransa’da geliştirilen bu modeli 0-72 saat arasında tahmin yapabilmektedir. Fuzzy sinir ağları yöntemini kullanarak tahmin yapmaktadır (Şekil 9). Özellikle 6-10 saat arası gibi çok kısa süreli tahminler için kullanılmaktadır (Kariniotakis ve ark., 1996).


74

BP

Aşağıda verilen Tablo 1, Avrupa ülkelerinde kullanılan tahmin modelleri ile ilgili bilgi vermektedir (Giebel ve ark., 2003).

[2] BAILEY, B, Brower, M.C., ve Zack, J., 1999. Short-term wind power forecasting. Proceedings of the European Wind Energy Conference, 1-5 March, Nice, France.

[3] BAYAZIT, M, 1996. İnşaat mühendisliğinde olasılık yöntemleri. İTÜ Yayınları.

[4] BECHRAKIS, H.G., ve Sparis, P. D., 1998. Wind speed prediction using artificial neural networks. Wind Engineering 22, 287-295.

[5] BEYER H.G., Degner, T., Hausmann, J., Hoffmann, M. ve Rujan, P. 1994. Short term prediction of wind speed and power output of a wind turbine with neural networks, Proceedings of the EWEC 94 in Thessaloniki. pp 349-352. Thessaloniki, Greece.

[6] BEYER H.G., Heinemann, D., Mellinghoff, H., Mönnich, K. ve Waldl, H. P. 1999. Forecast of regional power output of wind turbines, Proceedings of the European Wind Energy Conference, Nice, France.

[7] BOSSANYI, E.A., 1985. Short-term wind power prediction using Kalman Filters. Wind Engineering, 9, 1-8.

[8] BOX, G.E.P. ve Jenkins, G.M., 1976. Time series analysis: Forecasting and control. Holden-Day, San Francisco.

[9] BRAND, A.J. ve Kok, K., 2002. Wind power by a quarter of the hour. Proceedings of the First IEA Joint Action Symposium on Wind Forecasting Techniques, December, Norrköping, Sweden.

[10] COSTELLO, R., McCoy, D., O’Donnell, P., Dutton, A.G. ve Kariniotakis, G.N, 2002. Potential benefits of wind forecasting and the application more-care in Ireland. Paper presented on the 3rd MED POWER Conference. November 4-6, Athens, Greece.

[11] DAMBROSIO, L. ve Fortunato, D., 1999. One-step-ahead control of wind-driven, synchronous generator system. Energy 24, pp. 9-20.

[12] DURSTEWITZ, M., Ensslin, C., Hahn, B., ve Hoppe, M.K., 2001. Annual evaluation of scientific measurement and evaluation programme (WMEP), Institüt für Solare Energieversorgungstechnik, Kassel, Germany.

[13] DUTTON, A.G., Kariniotakis, G., Halliday, J.A. ve Nogaret, E. 1999. Load and wind power forecasting methods for the optimal management of isolated power systems with high winds penetration. Wind Engineering 23 (2) pp. 69-87.

[14] ENOMOTO, S., Inomata, N., Yamada, T., Chiba, H., Tanikawa, R., Oota, T., ve Fukuda, H., 2001. Prediction of power output from wind farm using local meteorological analysis. Proceedings of the European Wind Energy Conference, 2-6 June, Copenhagen, Denmark.

[15] ERNST, B., Rohrig, K, Regber, H., ve Schorn, P., 2001. Managing 3000 MW wind power in transmission system operation center. Proceedings of the European Wind Energy Conference, 2-6 June, Copenhagen, Denmark.

[16] ETSU, 2000. Maximising the Commercial Value of Wind Forecasting. Report W/11/00555/REP.

[17] FOCKEN, U., Lange, M., Waldl, H.P., 2001. Previento: A wind power prediction system with an innovative upscaling algorithm. Proceedings of the European Wind Energy Conference, 2-6 June, Copenhagen, Denmark.

[18] FOCKEN, U., Lange, M. ve Heinemann D., 2002. Regional Wind Power Prediction with Risk Control, Oldenburg University, Germany.

[19] GIEBEL, G., 2000. On the benefits of distributed generation of wind energy in Europe. Doktora Tezi, Carl von Ossietzky University, Oldenburg, Germany.

Şekil 8. Anemos projesine müdahil olan ülkeler ve kuruluşlar.

Şekil 9. AWPPS modelinin genel akış şeması.

Tablo 1. Kısa Süreli Rüzgar Enerji Tahmin Modelleri (Giebel ve Ark., 2003).

Tahmin Modeli

Geliştirildiği Yer

YöntemKullanıldığı

ÜlkelerTarih

PrediktorRisoe Ulusal Laboratuvarı (Danimarka)

Fiziksel

Danimarka, İspanya, İrlanda ve Almanya

1993

WPPTCopenhagen Universitesi (IMM)

İstatistiksel Danimarka 1994

Zephyr/Prediktor

Risoe ve IMM (Danimarka)

Fiziksel ve İstatistiksel

Danimarka 2003

AWPPSEcole des Mines de Paris (Fransa)

İstatistiksel ve fuzzy

İrlanda, Girit 1998

RAL RAL İstatistiksel İrlanda 1993

PrevientoOldenburg Üniversitesi (Almanya)

Fiziksel Almanya -

SIPREOLICO

Carlos III Üniversitesi Madrid (İspanya)

Fiziksel İspanya 2002

LocalPred CENER Fiziksel İspanya 2001

AWPT ISET İstatistiksel Almanya -

Kaynaklar[1] ALEXIADIS, M.C., Dokopoulos, P.S., Sahsamanoglou, H.S. ve

Manousaridis, I.M., 1998. Short term forecasting of wind speed and related electrical power. Solar Energy 63, pp. 61-68.


75

K

[20] GIEBEL, G., Landberg, L., Nielsen T. S. ve Madsen H., 1999. The Zephyr Project-The Next Generation Prediction System. Global Wind Power Conference, 2-5 April, Paris, France.

[21] GIEBEL, G., Landberg, L., Nielsen, T.S., ve Madsen, H., 2002. The Zephyr project-Next generation prediction system. Poster on the Global Wind Power Conference and Exhibition, 2-5 April, Paris, France.

[22] GIEBEL, G., Landberg, L., Kariniotakis, G. and Brownsword, R. 2003. State-of-the-Art on Methods and Software Tools for Short-Term Prediction of Wind Energy Production. Proc. Of the European Wind Energy Association Conference, EWEC 2003, Madrid, Spain 16-19 July.

[23] GLAHN, H.R., ve Lowry D.A., 1972. The use of Model Output Statistics (MOS) in objective weather forecasting. J. Appl. Meteor., 11, 1203-1211.

[24] GOW, G., 2002. Short term wind forecasting in the UK. Proceedings of the First IEA Joint Action Symposium on Wind Forecasting Techniques, December, Norrköping, Sweden.

[25] JOENSEN, A., 1997. Models and methods for predicting wind power (in Danish). Department of Mathematical Modelling. Technical University of Denmark.

[26] JOENSEN, A., Nielsen, T.S. ve Madsen, H., 1997. Statistical methods for predicting wind power. European Wind Energy Conference, p. 784-788. Dublin, Ireland.

[27] JOENSEN, A., Giebel, G., Landberg, L., Madsen, H., ve Nielsen, H.A., 1999. Model output statistics applied to wind power prediction. Proceedings of the European Wind Energy Conference, 1-5 March, Nice, France.

[28] JOENSEN, A., 2002. Short-term wind power prediction. Doktora Tezi, Department of Mathematical Modelling, Technical University of Denmark.

[29] JORGENSEN, J., Moehrlen, C., Gallaghoir, B.O., Sattler, K. ve McKeogh, E. 2002a. HIRPOM: Description of an operational numerical wind power prediction model for large scale integration of on-and offshorewind power in Denmark. Poster on the Global Wind Power Conference and Exhibition, 2-5 April, Paris, France.

[30] JORGENSEN, J., Moehrlen, C., ve McKeogh, E. 2002b. A new generation operational on-and offshore numerical prediction system. Wind Wind Energy Conference, June, Berlin, Germany.

[31] KARINIOTAKIS, G., Stavrakakis, G.S., Nogaret, E.F., 1996. Wind power forecasting using advanced neural network models. IEEE Transaction on Energy Conversion, Vol. 11, No. 4.

[32] KARINIOTAKIS, G., Nogaret, E. ve Stavrakis, G. 1997. Advanced short-term forecasting of wind power production. Proceedings of the European Wind Energy Conference, October, Dublin, Ireland.

[33] KARINIOTAKIS, G ., Nogaret, E. ve Dutton, A.G. Halliday, J.A. ve Androutsos, A., 1999a. Evaluation of advanced wind power and load forecasting methods for the optimal management of isolated power systems. Proceedings of the European Wind Energy Conference, 1-5 March, Nice, France.

[34] KEMFERT, C., Barbu, D., ve Kalashnikov, V., 2003. Economic effects of the liberalization of the European electricity market –simulation results of a game theoretic modelling concept, Reseach Group Scientific Pool of Environmental Economic Disciplines, University of Oldenburg, Almanya.

[35] KIŞI, Ö., ve Partal, T., 2002. Yapay sinir ağları ve otoregresif modellerle rüzgar hızı tahmini, Ulusal Temiz Enerji Sempozyumu, İstanbul.

[36] LANDBERG, L., 1994. Short term prediction of local wind conditions, PhD Thesis, Riso-R-702 (EN), Riso National Laboratory, Denmark.

[37] LANDBERG, L., 1994. Short-term prediction of local wid conditions, Technical Report Risoe-R-702 (EN), Department of Wind Power Meteorology, Risoe National Laboratory, Roskilde, Denmark.

[38] LANDBERG, L. ve Watson, S. 1994. Short-term prediction of local wind conditions, Boundary Layer Meteorology, 70, 171-195.

[39] LANDBERG, L. ve Joensen, A.K., 1998. A model to predict the power output from wind farms- an update, In proccedings from BEWEA 20, British Wind Energy Conference, pages 127-132, Cardiff, UK.

[40] LANDBERG, L., 1999. Short-term prediction of power production from wind farms, Journal of Wind Engineering and Industrial Aerodynamics, 80, 207-220.

[41] LJUNG, L., 1987. System Identification, Theory for the user, Prentice-Hall, Ebglewood Cliffs, NJ, US.

[42] MADSEN, H., 1995. Wind power prediction tool in control dispatch centers. ELSAM, Skaerbaek, Denmark.

[43] MADSEN, H., Sejling, K., Nielsen, H.A. ve Nielsen, T.S., 1996. Models and methods for predicting wind power, ELSAM, Frederica, Denmark.

[44] MADSEN, H., 1996. Models and methods for predicting wind power, Technical Report, Department of Mathematical Modelling, Technical University of Denmark, Lyngby, Denmark.

[45] MARKARD, J., Truffer, B., Rothenberger, D. ve Imboden, D., 2001. Market liberalization: Changes in the selection environment of the electricity sector and its consequences on product innovation, Swiss Federal Institute for Environmental Science and Technology, İsviçre.

[46] MILLIGAN, M., Schwartz, M.N., ve Wan, Y., 2004. Statistical wind power forecasting for U.S. Wind Farms, 17th Conference on Probability and Statistics in the Atmospheric Sciences/2004, American Meteorological Society Annual Meeting, Seattle, Washington, U.S.A.

[47] MOEHRLEN, C., 2000. On the Benefits of and Approaches to Wind Energy Forecasting. University College Cork, Ireland.

[48] NEWBERRY, B., 2002. Problems of liberalizing the energy utilities, European Economic Review, Vol 4.

[49] NIELSEN, T.S. ve Madsen, H., 1996. Using meteorological forecasts in on-line predictions of wind power, Technical report. Department of Mathematical Modelling, Technical University of Denmark.

[50] NIELSEN, T.S. ve Madsen, H., 1996. Using meteorological forecasts in on-line predictions of wind power. ELSAM, Skaerbaek, Denmark.

[51] NIELSEN T.S., Madsen, H., 1997. Statistical methods for predicting wind power, Proceedings of the European Wind Energy Conference, Irish Wind Energy Association, Dublin, Ireland.

[52] NIELSEN T.S., Joensen, A.K., Madsen, H., Landberg, L., ve Giebel G. 1999. A new reference for wind power forecasting. Wind Energy, Vol 1, pages29-34.

[53] NIELSEN T.S., Landberg, L. ve Giebel G. 2002. Prediction of Regional Wind Power. Global Wind Power Conference, 2-5 April, Paris, France.

[54] PEREZ, M., 2002. Wind Forecasting Activities. Proceedings of the First IEA Joint Action Symposium on Wind Forecasting Techniques, December, Norrköping, Sweden.


76

BP

[55] RUMELHART D.E., Hinton, G.E., ve Williams, R.J. 1986. Learning internal representation by error propagation. Parallel distributed processing, Vol. 1: Foundations, MIT Press, Cambridge, Mass.

[56] SCHWARTZ, M. ve Milligan, M., 2002. Statistical wind forecasting at the US National Renewable Energy Laboratory. Proceedings of the First IEA Joint Action Symposium on Wind Forecasting Techniques, December, Norrköping, Sweden.

[57] SFETSOS, A., 2001. A novel approcah for the forecasting of mean hourly wind speed time series. Reneweable Energy, 27, pp. 163-174.

[58] TAMMELİN, B., 2002. Wind power forecasting. Proceedings of the First IEA Joint Action Symposium on Wind Forecasting Techniques, December, Norrköping, Sweden.

[59] TANDE, J.O. ve Landberg, L, 1993. A 10 sec. forecast of wind turbine output with nueral networks. Proceedings of the European Wind Energy Conference, 8-12 March, Travemünde.

[60] TROEN, I. and Petersen, L.E., 1989. European Wind Atlas, Commission of the European Communities, Riso National Laboratory, Denmark.s

[61] VIHRIALA, H., Ridanpaa, P., Perala, R. ve Söderlung, L. 1999. Control of a variable speed wind turbine with feedforward of aerodynamic torque. Proceedings of the European Wind Energy Conference, 1-5 March, Nice, France.

[62] WATSON, S.J., Giebel, G. ve Joensen, A.K. 1999. The economic value of accurate wind power forecasting to utilities, British Wind Energy Conference, pages 1177-1180, Nice, France.

[63] WE, 2002. CARE Special Issue, Wind Engineering,23 (2). [64] WESTRICK, K., 2002. Wind energy forecasting in the Pacific

Nortwestern US. Proceedings of the First IEA Joint Action Symposium on Wind Forecasting Techniques, December, Norrköping, Sweden.

[65] Yönerge, 2001. European Parliament and of the Council Directive 2001\77\EC On the Promotion of Electricity Produced from Renewable Energy Sources in the Internal Electricity Market`, Official Journal of the European Communities, s. 33-40. Brussels, Belgium.

SummaryWind electric power plants (RES) short-term statistical methods to estimate wind power by trying to find the most appropriate method for our country or country-specific conditions that meet our development will be the best statistical model. Then put into the RES is to make planning for energy production. Main reason is that our country energy market liberalization lies in the direction to go. Becoming the most important features of liberal energy market and the electric energy production of electric energy distribution planning, no lies. Electricity distribution companies in EU countries which have legislation in the country a certain portion of energy from renewable energy sources (RESS) are required to meet. RESS today through the use of wind energy is highest. While these companies plan aims at emphasizing the RESS using wind power plant to fill a portfolio with at least 0-48 hours of energy are planning to do. Conventional energy sources will not have that problem with the electrical power plants, while the RESS is an important problem of this case. This is why many companies in Europe, is working with wind energy forecasting models. The other important aspect of production is estimated that the RES, the RES emphasis

on planning, while using less conventional resources as possible to give priority to environmental awareness. The most important aspect of the use of short-term forecasting models, one of the liberal energy market and become the spot market is the concept emerged. Energy planning in the spot market or soon to be made, and instantaneous means of bilateral agreements with emerging market structure, increasing the importance of Forecasting. These models were developed by universities and institutes.


77

CHALLENGES AND OPPORTUNITIES FOR WIND PLANT INTERCONNECTIONS WORLDWIDE

Narend REDDYAmerican Superconductor Corporation (AMSC)

Donna OIKARINENAmerican Superconductor Corporation (AMSC)

Werner ZOSKEAmerican Superconductor Europe GmbH

AbstractGrid codes world-wide have evolved to address technical and regulatory issues encountered with the increased penetration of wind generation. This paper discusses the various grid codes that have been developed throughout the world, how they have evolved to address their changing local requirements, and the current grid interconnection rules applicable in Turkey. This paper will also discuss the development of various technologies including the advancements in wind generators, dynamic reactive compensation systems and innovative approaches utilized worldwide to allow utility scale wind generation plants meet strict local grid interconnection requirements in a cost effective manner. This paper will also show an example of how similar rules have been met in other places around the world using American Superconductor Corporation’s (AMSC™) dynamic reactive compensation device, D-VAR®

STATCOM.

Keywords: Grid Interconnection, Power Factor, Low Voltage Ride Through, STATCOM.

IntroductionWind generation has been seen as the best choice for development in many countries as a result of the global push for more renewable generation. As the penetration of wind generation in a utility grid increases, a standardized grid interconnection requirement also becomes necessary. Grid interconnection requirements have been developed not only to create a fair, uniform and transparent integration process, but they also inherently address wider system issues such as reliability, availability and quality of power supply to the customers.

Integration ChallengesThe challenges to integrating this form of generation into an electric grid have been enormous, however not insurmountable. One of the biggest challenges is the variability of the energy source and the speed with which this change can occur. Lack of sufficient energy storage capability in existing power systems requires a constant balancing between generation and electric usage. The spinning inertia of conventional power plants (e.g. synchronous generators) serves to reduce the effect of the differences between customer demand and generation. In comparison, wind turbine generators do not have this type of “inertial function”. With more advanced and accurate meteorological forecasting approaches, available wind generation can be merged in the system with a greater degree of predictability [1]. However, it still cannot be dispatched as a synchronous generator is dispatched, and depending on the size of the wind generation aggregated on the system, can still require

system operators to maintain large amounts of spinning reserves.

Wind resources are often located in remote sites where the transmission system could be a limiting factor in how much wind power can be integrated, requiring costly system improvements to connect the new generation source. System upgrades may be required because of thermal issues (Overheating of specific power lines, cables, & transformers) and/or because of stability issues. Stability issues may include loss of a large part of the electric system due to slow or fast voltage collapse or angular instability [2]. Power quality, with respect to flicker and harmonic distortion, is often of significant concern as well. Flicker issues are associated with turbine start-up and the result of variable wind conditions. Harmonics distortion levels are of particular concern if high levels of harmonic currents are emitted by the wind generation plant or occur because of voltage distortion that exists in the system. Harmonic resonance conditions continue to be a cause of concern, particularly at sites where capacitors and/or converter systems are added to provide reactive compensation. Turbine manufacturers have employed different strategies to mitigate harmonic resonance such as detuning on-board power factor capacitors to shift the harmonic resonance away from critical harmonic points. Early turbine manufacturers that employed AC/DC/AC circuits for variable speed control utilized 6 or 12 pulse bridges of SCRs converters. Losses were low but the approach resulted in high 5th and 7th harmonic current emissions, requiring filtering. Today, most modern turbines utilize Pulse Width Modulation (PWM) at relatively high switching frequencies, on order of a few kHz, that result in much cleaner outputs and therefore minimize filtering requirements [3].

The Grid CodeIn the past, the same entity planned, owned and operated the grid and the generators (vertically integrated). In order to open up the energy markets to competition and maintain fair and level playing field, these entities began to legally separate into generation, network (transmission) and distribution entities. In the United States for example, two landmark rulings by the Federal Energy Regulatory Commission [FERC Order 888 (1996) and FERC 889] mandated unbundling of electric services, the separation of the marketing function, and open access to its transmission system through a real time bulletin board system to ensure a fair and equitable access to the grid [4]. The UK Electric Industry restructured in 1990, subsequently was privatized, and the National Grid was formed [5]. With open access, clearly defined requirements for interconnection and use of the grid were necessary. Many early interconnection requirements for generators were based on


78

physical and technical characteristics of traditional power plants, namely large synchronous generators. These early grid codes were often impediments to renewable generation because of the different characteristics of the generators [1].

Various grid codes have been developed to maintain their system’s unique conditions and requirements; however they contain some of the same basic requirements for power factor capability, voltage and frequency ride through and ability to ramp power up and down in a manner conducive to acceptable grid operations. The requirements for wind generation plant performance can be generally characterized as an expectation for the wind plant to perform similar to an equivalent rated synchronous generator. Most grid codes around the world have a few common requirements in respect to integrating wind generation. Figure 1 below shows a sample of different grid codes’ wind plant power factor capability requirements, as measured at an agreed point on the system (either transmission or distribution bus) at various generation levels up to its rated capacity.

power to the grid during and after the fault event as mandated in the Spanish Grid Code P.O.12.3 [8]. Figure 2 summarizes examples of LVRT in various grid codes.

NGET

UK

AESO

Canada

EirGrid

Ireland

Figure 1. Example reactive power requirements [5, 6, 7]

Power Factor CapabilityThe level of power factor capability required by the wind generation plant varies in different systems and can also vary at different generation levels. A requirement for the wind generation plant to have a power factor capability of 95% leading and lagging based on the total rated capacity is quite typical. Sometimes this fixed amount of reactive capability is required to be supplied at lower generation levels while sometimes this capability can be prorated for the lower generation levels.

Voltage Ride ThroughIn early years, wind generation plants were typically of smaller sizes, located on lower voltage systems, and loss of the wind generation wasn’t considered a threat to the overall security to the electrical system by grid operators. However, as the size of the wind generation plants increased with more advanced, efficient and higher rated turbines, contributing to increased percentage of wind generation in the total power production of the system, the loss of this generation source could have far reaching effects on the stability and operation of the system. Like most synchronous generators, wind plants are expected to remain on-line through all credible system disturbances. In some cases it has also been necessary for the wind generation plant to even supply reactive

Control Objectives and Compliance ValidationVoltage control or power factor control functions can be provided by the wind generation plant at the Point of Interconnection (POI) as needed. Depending on the technologies employed, this often cannot be accomplished by the use of a Wind Farm Management System (WFMS) or a grid operated Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA) system and therefore requires ancillary equipment and control. To ensure the predictive behavior of the wind generation plant is known, it is important for the control and performance of the wind generation plant, as a system, to be studied with reasonably accurate dynamic and transient models. Models for various components of the wind generation plant, in particular the turbines and any reactive compensation and control systems, are commonly available through the manufacturer’s analysis software vendors. Often both detailed as well as generic representative models are available. Model validation work is accomplished in a number of ways including power systems studies using other validated equipment models, product testing and certification, on site testing, or a combination of all of these.

The Grid Code in TurkeyIn view of the increasing amounts of wind generation, the Energy Market Regulatory Board in Turkey amended the Electricity Market Network Regulation to include Appendix 18: NETWORK INTERFACE CRITERIA OF WIND POWER PRODUCTION PLANTS in 2008 to provide a framework for interconnection of wind generation plants to the Turkish transmission grid [9]. The newly stated requirements for wind power plants, applicable only for those plants approved for construction after 31/12/2008, primarily consists of the following: � Contribution Of The Wind Power Production Plants To The

Power System Following A Contingency� Active Power Control� Frequency Reaction� Reactive Power Capacity

Contribution of the Wind Power Production Plant to Power System Following a Contingency (Voltage Ride Through) This requirement pertains to the performance of the wind generation plants during and following a system fault (contingency). Figure 3 below outlines the Low Voltage Ride-Through (LVRT) criteria,

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0.0 0.1 1.0 10.0 100.0 1000.0

Vo

ltag

e (

pu)

Time (s)

LVRT - Summary

Germany/Ireland Spain AESO HQ Australia US UK

Trip Region

Ride Through Region

Figure 2. Examples of LVRT Criteria


79

which shows that as long as the network phase to phase voltage remains above the bold black line (curve), the wind plant must stay connected to the grid during and after a system fault. If the system fault is within zone 1, the wind plant must return to maximum active power possible by increasing nominal power per second by 20% immediately post fault. If the system fault is within zone 2, the wind plant must return to maximum active power possible by increasing nominal power per second by 5% immediately post fault.

interconnection (POI). The reactive capability is to be measured at HV side of the transformer which is required to include an on-load tap changer (OLTC) to ensure that the wind generation plant collector bus voltage is regulated to within required levels.

Future Direction of Grid CodesWhile there are common themes to grid codes around the world, there is still significant variation from country to country and region to region. The European Wind Energy Association (EWEA) established a Working Group to set forth a template for grid code “harmonization” across the EU in 2007 [10]. The recommendation of the working group published in 2008 contained two sections; the first is a “structural harmonization” of the document to provide common definitions, parameters, units and figures in a fixed format [11].

The second section is a “technical harmonization” which provides a collaborative process to adapt existing grid codes into a template for new EU grid code. A draft version of this grid code was published in 2009 [12]. Another trend that is gaining more prominence is the move towards a more market base for control services rather than mandatory requirements. For example, Spain has supplemental incentives laid out in Royal Decree 661/2007 to those wind generation plants that meet Grid Code P.O. 12.3 (mandatory after January 2008) for voltage control based on reactive power contribution and reactive current contribution during system disturbances [8].

The wind turbines shall not be disconnected from the network when they are above this curve.

U, N

etw

ork

Pha

se to

Pha

se

Vol

tage

(p.

u)

Figure 3. Turkey Grid Code LVRT

Figure 4. Reactive current to be delivered during system faults.

The code also requires reactive power support for network voltages down to 50% nominal remaining voltage. The wind plant is not required to provide reactive power support for network voltages less than 50% nominal voltage (Figure 4). The code further states that full reactive support must be provided within 20ms of the demand.

Active Power Control and Response to Frequency DeviationsBesides requiring the wind plant to operate within a normal operating voltage range of ±5% nominal voltage, the turbines are also required to be able to provide 100% active power in the system frequency range of 47.5 to 50.3 Hz. The turbine output is allowed to be reduced to 40% of rated capacity at 51.5Hz (refer to Figure 5). The following diagram shows the required frequency operating range of the wind plant. There is a provision for the system operator to take over the active power control in the event of a transmission emergency.

Reactive Power CapabilityAs depicted in Figure 6, the grid code specifies a reactive power requirement of 95% power factor of the rated capacity of the wind plant in both leading and lagging capacity. The diagram below shows the reactive capability of the wind plant at the point of

Figure 5. Wind turbine power-frequency curve

Figure 6. Wind plant reactive power capacity curve

Ava

ilabl

e A

ctiv

e P

ower

of t

he W

ind

Tur

bine

Frequency, Hertz


80

Advances in Wind Turbine TechnologyAs the renewable energy landscape continues to evolve, the challenges of meeting grid code interconnections have led to significant advancements in turbine technology. These advancements include improved control systems, expanded low and high voltage ride through capability, and enhanced reliability through improved risk mitigation techniques. Improved turbine electrical controls and monitoring have increased some wind turbine generators tolerance to frequency deviations (±5%) and steady state voltages (±10%). Most modern turbines allow for variable speed operation resulting in improved power quality, much reduced flicker levels, and improved efficiencies.

Most turbine manufacturers make available wind plant management systems which can include system monitoring diagnostics and protection of turbines. Such systems can provide monitoring of the wind plant and the grid interconnections with a real time or high speed communication interface to system operations systems for active power control and power ramp rate control. Wind turbine generators are also able to provide reactive power and control if necessary for the grid operations. Recent developments show that wind generation plants can be configured to provide a controlled inertial response that can mimic that of a conventional power plant [13].

Reactive Compensation Systems While most modern wind turbines have the ability to provide and control reactive power output, the ability to leverage this feature to meet the wind generation plant’s overall grid objectives has been challenging. This is due to various reasons such as the limitations on the amount of capacity available at different generation levels, speed of response, and local turbine operating constraints such as voltage violations. For these reasons, it is typical for additional reactive compensation systems to be installed at the collector bus to meet the overall grid objectives. There are several advantages to adding reactive compensation systems; they can be modular and expandable, allow for more flexible collector grid design (has less constraints) and have been seen as cost effective. A reactive compensation system installed at the collector bus can also allow for a wider voltage control and, more significantly, can provide voltage regulation capability even when the wind turbines are not generating.

Switched Shunt Reactive CompensationShunt devices such as switched capacitors and reactors are a common and less costly method to provide reactive power requirements, however there are certain drawbacks to shunt-only solutions. Switching of these devices causes a sudden voltage change which in turn can cause sudden change in the gearbox torque. With frequent switching of these shunt devices wear and tear on the turbines can be accelerated, resulting in high maintenance costs. Shunt devices alone cannot provide the desired continuous voltage regulation similar to a conventional generator, which is a common performance expectation [14].

Dynamic Reactive Compensation STATCOMs (STATic COMpensators) are power electronic devices that use IGBT, IGCT, or GTO-based converters to generate reactive current as needed for compensation. These devices utilize advanced controllers to regulate their output on a continuously

variable basis in order to maintain steady state voltages and provide dynamic voltage support during transient events. Modular STATCOM devices have been found to have fast response times, small footprints, and robust performance at reduced voltages. The D-VAR® (Dynamic VAr) power electronic device manufactured by American Superconductor is a type of STATCOM that has properties that are especially effective in addressing wind generation plant interconnection issues. The D-VAR STATCOM has a continuous dynamic reactive output capability that is used to address steady state voltage regulation issues. The D-VAR STATCOM output can be supplemented with switched shunt devices and turbine reactive power to expand the compensation range while mitigating the sudden voltage change effects of switching through patented approaches.

The D-VAR STATCOM also has the capability to provide up to 2.67 times its normal current for up to 2 seconds as needed for system contingencies or low voltage ride through support. This overload is quite useful for addressing transient voltage problems and for providing LVRT support in a cost-effective manner. As an example, an 8 MVAr D-VAR STATCOM has a steady state rating of ±8 MVAr but with an overload capability of ± 21.36 MVAr for short term utilization.

Using AMSC D-VAR STATCOM to Meet Wind Plant Compensation RequirementsThe following section outlines an example of using the D-VAR STATCOM to meet grid interconnection requirements. The Lake Bonney wind generation plant in South Australia is one example of a fully integrated reactive compensation system utilizing AMSC’s D-VAR system. There weren’t any specific interconnection requirements in place for the first construction phase of the wind generation plant, but by the time the second phase of the wind generation plant was being developed, the South Australian grid code had evolved to include the following six requirements.1. Provide ±93% PF at the high side of the power transformer at

full generation.2. 50% of its power factor (PF) correction capability being dynamic

(very fast response).3. Reactive output is proportional to its generation level.4. Regulate the transmission system voltage.5. Avoid tripping the wind generation plant for nearby transmission

grid faults and high voltages (LVRT and HVRT).6. Restore the transmission system’s post fault voltage to a

minimum of 90%

Power TransformerWith OLTC

132 kV

33 kV 33 kVN.O.

Control ControlControl Control

CT

2x 14 MVARCap Banks

2x 14 MVARCap Banks

12 MVAr STATCOM

12 MVAr STATCOM2x 14 MVAR

Cap Banks2x 14 MVARCap Banks

12 MVAr STATCOM

12 MVAr STATCOMSTATCOM STATCOM

Turbine Reactive Power

Control


Control


Control


Control

Power TransformerWith OLTC

Reactive Power Control System

PT

Monitoring

CT CT

Reactive Power Control SystemRReeaaccttiivvee PPoowweerr CCoonnttrrooll SSyysstteemmReactive Power Control System

PT

Monitoring

CT CT

PT

Monitoring

CT CT

Figure 7. One-line diagram of the Lake Bonney wind generation plant with D-VAR® System.


81

The D-VAR system developed for this application consists of a D-VAR STATCOM with a transient rated capacity for VRT, shunt capacitor banks located on the collector bus, and integration of the wind turbine operation to meet the overall grid requirements, as summarized below.

The Lake Bonney wind generation plant reactive compensation system installed allowed the wind generation plant to easily meet all of the grid interconnection requirements as shown in Figure 8 below [15].

org/fileadmin/ewea_documents/documents/publications/grid/051215_Grid_report.pdf

[11] EWEA (2008) EWEA Working Group on Grid Code Requirements – Position Paper. http://www.ewea.org/fi leadmin/ewea_documents/documents/publications/position_papers/080307_WGGCR_final.pdf

[12] EWEA (2009) Generic Grid Code Format for Wind Power Plants. http://www.ewea.org/fileadmin/ewea_documents/documents/publications/091127_GGCF_Final_Draft.pdf

[13] CLARK, K., Interconnection Issues: Controlled Inertial Response from GE Wind Turbine Generators. (March 2010) AWEA Wind & Transmission Workshop.

[14] ROSS, M. (2006, February) Wind Generation Presents Interconnection Challenges. North American Wind Power

[15] JOHN A. Diaz de Leon II, Bud Kehrli, and Andy Zalay How the Lake Bonney Wind Farm Met ESCOSA’s, NEMMCO’s, and ElectraNet’s Rigorous Interconnecting Requirements, IEEE PES Transmission and Distribution Conference & Exposition, Chicago 2007

Figure 8. Lake Bonney reactive requirements and capability as a function of generation level.

Turbines = 46 MVAR Turbines = 32 MVAR

-100 -80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 100

150

125

100

75

50

25

Leading(Capacitive)

Lagging(Inductive)

Reactive Requirements

LBII G

eneration in MW

DVAR ControlledReactive

Resources

As shown in the above example, a properly engineered solution consisting of a STATCOM device, shunt elements, and control over the reactive capability of the wind turbine generators, can be an effectively system designed to meet grid code requirements. The overall reactive compensation system operates in an integrated fashion to provide a dynamic response over the full installed capacity range.

References[1] Wind Energy, The Facts (2010) http://www.wind-energy-the-

facts.org[2] AMSC Seminar; Integrating Renewable Energy 2009[3] CARLIN, P.W., Laxson, A.S., Muljadi, E.B., (2001) The

History and State of the Art of Variable-Speed Wind Turbine Technology. National Renewable Energy Laboratory. http://www.nrel.gov/docs/fy01osti/28607.pdf

[4] Federal Energy Regulatory Commission (2010) http://www.ferc.gov/legal/maj-ord-reg.asp

[5] National Grid (2010) http://www.nationalgrid.com/uk/Electricity/Codes/gridcode/gridcodedocs/

[6] EirGrid plc (2010) http://www.eirgrid.com/operations/gridcode/

[7] Alberta Electric System Operator (2010) http://www.aeso.ca/rulesprocedures/9139.html

[8] RED Eléctica De España (2010) http://www.ree.es/operacion/procedimientos_operacion.asp, http://www.ree.es/seie/baleares/regimen_especial.asp

[9] Prime Minister’s Office General Directorate of Regulatory Development and Publication (Turkey) Regulation on the Amendment of the Electricity Market Network Regulation Appendix 18, (2008).

[10] European Wind Energy Association (2005) Large Scale Integration of Wind Energy in the European Power Supply: analysis, issues, and recommendations. http://www.ewea.


82

EVSEL KAYNAKLI ARITMA ÇAMURLARININ BİYOGAZ ÜRETİMİNDE KULLANIMININDEĞERLENDİRİLMESİ

Volkan ÇOBAN TUBITAK MAM, Enerji Enstitüsü

Selman ÇAĞMANTUBITAK MAM, Enerji Enstitüsü

Mustafa TIRISTUBITAK MAM, Enerji Enstitüsü

Durmuş KAYATUBITAK MAM, Enerji Enstitüsü

Alptekin YAĞMURTUBITAK MAM, Enerji Enstitüsü

Fehmi AKGÜNTUBITAK MAM, Enerji Enstitüsü

ÖzetTürkiye’de gerek evsel gerekse endüstriyel atık su arıtma tesislerinden açığa çıkan arıtma çamurları depolama ve uzaklaştırma problemlerine sebep olmaktadır. Bu atıklar mevcut durumda genelde depo alanlarında stoklanmaktadır. Ancak, deponi alanları da dolmaya başlamış olup, yeni, kalıcı ve sürdürülebilir çözümlere ihtiyaç duyulmaktadır. Ayrıca, atıksu arıtma tesislerinde yenilenebilir bir enerji kaynağı olan biyogaza yönelik araştırmalar ile işletmenin teknolojik olarak zenginleştirilip hem çevresel hem de enerji konularında işlevselliğinin artırılması amaçlanmaktadır.

Bu çalışmada; bir atıksu arıtma tesisine ait arıtma çamurundan biyogaz üretimi deneysel olarak incelenmiştir. Atıksu arıtma tesisine ait son çökeltme çamurunun kuru madde, uçucu kuru madde, KOİ, amonyum azotu ve çeşitli ağır metal analizleri yapılmış ve deneysel çalışma sürecinde elde edilen tüm bulgular sunulmuştur.

Anahtar Kelimeler: Atıksu arıtma çamuru, biyogaz, yenilenebilir enerji, çamur bertarafı

1. GirişKırsal nüfusun giderek azalması ve kentleşme ile birlikte ortaya çıkan evsel atıksu problemi, özellikle son yüzyıl içerisinde geliştirilen arıtma tesisleri ile giderilmeye çalışılmıştır [1,2]. Evlerden çıkan atıksuların gelişi güzel doğaya salınması doğadaki akarsu, göl ve yer altı sularının kirlenmesine sebebiyet vermektedir. Çevre sularının kirlenmesine atıksular içerisinde çökebilen, çözünmüş veya askıda bulunan kimyasal ve biyolojik maddeler sebep olmaktadır. Atıksu içindeki bu kimyasal ve biyolojik maddeler doğada çürüyerek oluşturdukları koku probleminin yanında çevre sularında çözünmüş oksijen miktarının düşmesine, yabancı otların ve yosunların gelişmesine neden olmaktadır. Arıtılmadan çevreye verilen atıksular ayrıca dolaylı olarak bitki, hayvan ve insan sağlığını da olumsuz olarak etkilemektedir.

Özellikle son 30 yıldır çoğu Avrupa ülkesi atıksularını atıksu bertaraf tesisleri ile birlikte kontrol altına almaya çalışmıştır. Kurulan tesisler sayesinde atıksuların içerisinde bulunan kirleticiler kimyasal, aerobik veya anaerobik metodlar yardımıyla giderilmekte ve sonuçta istenilen deşarj karakterinde su oluşturulmaktadır. Ancak, atıksu içerisindeki kirleticiler atıksudan arındırılmasına rağmen yok edilememekte ve son ürün olan atıksu çamuru içerisinde hapsedilmektedir. Bu durum atıksu problemini atıksu çamuru problemine dönüştürmektedir. Tüm dünyada atıksu arıtma tesislerinden ortaya çıkan arıtma çamuru büyük bir sorun olmaktadır. Tüm dünyada olduğu gibi ülkemizde de arıtma tesislerinden çıkan arıtma çamuru depolama ve uzaklaştırma problemlerine sebep

olmaktadır. Ülkemizde genelde belediyeler tarafından kurulan ve çalıştırılan, nüfusun yaklaşık % 13’üne tekabül eden 69 adet evsel atıksu arıtma tesisiyle yıllık olarak 500 bin tona yakın arıtma çamuru ortaya çıkmaktadır [3]. Tüm belediyelerin evsel atıksu tesisi kurmasıyla ortaya çıkabilecek potansiyel arıtma çamuru miktarı ise yaklaşık olarak 4 milyon ton/yıl’dır.

Atıksuların arıtımında üç yöntem kullanılmaktadır. Bunlar fiziksel, kimyasal ve biyolojik arıtma yöntemleridir. Evsel atıksuların arıtımında genelde kimyasal arıtmaya ihtiyaç duyulmamaktadır. Kullanılan fiziksel arıtma yöntemleri; ızgaralar, kum tutucular, filtrasyon havuzları ve çökeltme tanklarıdır. Biyolojik arıtma yöntemleri ise iki ana başlıkta incelenebilmektedir. Bunlar oksijenli ve oksijensiz arıtma yöntemleridir. Evsel atıksuların arıtımında oksijenli arıtma olmazsa olmaz iken oksijensiz artıma sistemleri oksijenli arıtma sistemlerine yardımcı arıtma sistemi olarak kullanımı karşımıza çıkmaktadır.

Oksijenli arıtma sistemlerinde, faaliyet gösteren mikroorganizmalar atıksu içerisindeki kirleticileri bünyesine alıp suyun KOİ değerini düşürerek arıtma yapmaktadır. Oksijensiz arıtma da ise yine mikroorganizmalar tarafından atıksu içerisinde bulunan karbonhidrat, yağ ve protein yapıdaki karbon kaynakları metan ve karbondioksite dönüştürülmektedir. Burada tamamen oksijensiz ortam yaratılmak zorundadır[4].

2. Oksijenli ve Oksijensiz Arıtmanın KarşılaştırılmasıTablo 1’den de anlaşılabileceği üzere, oksijensiz arıtmanın oksijenli arıtmaya göre bazı üstünlükleri mevcuttur. Oksijensiz arıtmada nerdeyse hiç enerji tüketimi olmadan atık bertarafı yapılabilmekte, hatta son ürün olarak ortaya çıkan biyogaz içeriğindeki metan itibariyle enerji üretebilmektedir. Oksijenli arıtmada atık içerisindeki enerji potansiyelinin yarısından fazlası biyokütlede kalırken oksijensiz arıtmada % 90’lık kısım biyogazda saklanmaktadır. Oksijensiz arıtmanın besin ihtiyacı oksijenliye göre daha düşüktür. Oksijensiz arıtmada hammadenin büyük bir bölümü biyogaz dönüştüğünden dolayı çamur miktarında da azalma olmaktadır. Oksijensiz ortam bakterileri + 15 °C sıcaklıklarda kendini askıya alarak uzun süre faaliyetsiz kalabilmektedir ve uygun ortam sıcaklıklarında tekrar faaliyetlerine devam edebilmektedirler.

Oksijenli arıtma için glikoz bazlı substrat parçalanma modeli:

Oksijensiz arıtma için glikoz bazlı substrat parçalanma modeli:

C6H12O6 + 6O2→ 6 CO2 + 6 H2O G0 = -2840 kJ

C6H12O6 → 3 CO2 + 3 CH4 G0 = -393 kJ


83

K

Oksijenli arıtma ile 1 mol glikoz 6 mol oksijen ile 6 mol karbondioksit ve su oluşturmaktadır. Görüldüğü üzere oksijen 1 mole karşılık 6 mol kadar oranda sisteme verilmek zorundadır. Bu durum sistemin enerji gereksinimi oldukça arttırmaktadır. Oksijensiz arıtmada ise 1 mol glikoz bakteri faaliyetleri ile direkt hücresel işlemlerle 3 mol karbondioksit ve metana parçalanabilmektedir.

Oksijensiz arıtmanın bu avantajlarını yanında bazı dezavantajları da mevcuttur. Bu dezavantajların başında oksijenli arıtmaya göre arıtmanın çok yavaş seyretmesidir. Bu durum ihtiyaç duyulan çürütücü boyutlarını büyütmekte ve ilk yatırım maliyetini arttırmaktadır. Oksijenli arıtma ile çok daha hızlı ve fazla miktarlarda atıksu arıtmak mümkün olmaktadır. Ayrıca, oksijensiz arıtmanın uygulanabilmesi için atıksuyun KOİ değerinin 5 g/l’den fazla olması gerekliliği ortaya konmaktadır [6]. Ancak, son yıllarda yapılan çalışmalar ile bu değerlerin altındaki KOİ değerlerindeki atık sulara da oksijensiz arıtmanın uygulanabileceği gösterilmiştir. İkinci bir dezavantaj ise oksijensiz arıtmanın genelde yaklaşık 38 0C’de yürütülmesinden dolayı dışarıdan ısıya ihtiyaç duyulmasıdır. Ancak, çıkan biyogazın değerlendirildiği sistemler eklenerek tesisin kendi ısısını karşılayabildiği de bir gerçektir. Bunlara ek olarak oksijensiz arıtmada çıkan biyogaz içerisindeki hidrojen sülfür (H2S) koku problemine neden olmaktadır. Son yıllarda geliştirilen hidrojen sülfür arıtıcı sistemlerle bu problem de ortadan kaldırılabilmektedir.

3. Deney DüzeneğiBu çalışmada 15 lt kapasiteli anaerobik (oksijensiz) reaktörler kullanılmıştır. Kullanılan reaktörün şekli Şekil1’de verilmiştir. Anaerobik reaktör hem kesikli hemde sürekli besleme sistemine uygun tasarlanmıştır. Reaktör içerisindeki sıcaklık bir sıcaklık ölçer ile ölçülmekte ve otomasyon sistemi ile sürekli kontrol edilerek istenilen sıcaklıklarda çalışma imkanı bulunmaktadır. Reaktör içerisinde karıştırıcı mevcuttur. Bu karıştırıcının hızı frekans konvertörü ile ayarlanabilmektedir. Anaerobik reaktör içerisinde üretilen gaz miktarı bir gaz ölçer ile sürekli ölçülebilmektedir. Gaz ölçerden geçen gaz bir gaz toplayıcı sisteme bağlanarak depolanmaktadır. Deney oksijensiz ortamda, kesikli besleme yöntemi

ile gerçekleştirilmiştir. Bir arıtma tesisinin son çökeltme çamurundan alınan numune denenerek arıtma çamurunun biyogaz potansiyeli ölçülmeye çalışılmıştır. Aşı materyali olarak büyükbaş hayvan gübresinin çürütüldüğü çürütücüden alınan aşı kullanılmıştır. Kütlesel olarak % 10 aşı materyali sisteme eklenmiştir. Deney boyunca günlük olarak çıkan gaz miktarı ve niteliği kayıt edilmiştir. Deneye başlangıç numunesi ile sonuç numunesinde Kuru Madde (KM), Uçucu Kuru Madde (UKM), pH ve Toplam Kjedhal Azotu (TKN) analizleri sürdürülmüştür.

4. Deneysel Toplanan VerilerArıtma tesisinin belt pres öncesi elde edilen son çökeltme çamurundan 11 kg anaerobik reaktöre beslenerek deneme yapılmıştır. Denemeler sabit 38 °C sıcaklıkta mezofilik bölge şartlarında yürütülmüştür. Kullanılan arıtma çamurunun fiziksel özellikleri Tablo 2’de verilmiştir.

Tablo 1. Oksijenli ve Oksijensiz Arıtmanın Karşılaştırılması [2,5]

Karşılaştırma Oksijenli Arıtma Oksijensiz arıtma

Karbon dengesi% 50-60 karbondioksite dönüşür%40-50 biyokütleye dönüşür

% 95 biyogaza dönüşür%5 biyokütleye dönüşür

Enerji dengesi % 60 biyokütlede saklanır% 40 ısı (ortama salınır)

% 90 metan ile biyogazda saklanır% 3-5 ısı (ortama salınır)% 5-7 biyokütlede saklanır

Enerji gereksi-nimi

Havalandırma için enerji gereksinimi yüksektir

Karıştırma gibi işlemler için küçük enerji gereksinimi

Besin ihtiyacı Bazen Düşük

Devreye alma Kısa Nispeten uzun

Teknolojik durum Oturmuş teknolojiSon yıllarda giderek oturmuş olsa da gelişme gereksinimi var

Nutrient giderimi Eklenebilir Arkasına eklenebilir

Patojen giderimi Düşük Düşük

Şekil 1. Anaerobik Reaktör: 1. Boşaltma vanası, 2. Reaktör, 3. Termokuple, 4. Karıştırıcı motoru, 5. Gaz çıkış vanası, 6. Karıştırıcı, 7. Gaz debi ölçer, 8. Kontrol panosu, 9. Gaz toplama balonu

Tablo 2. Artıma Çamurunun Fiziksel Özellikleri

NumuneKuru Madde

(%)Uçucu Kuru Madde

(%)

Giriş Hammadde 7,19 34,62

Çıkış Ürün 7,08 32,61

Deney günlük üretilen biyogazın miktarının toplam üretilen biyogazın % 90’nın altına indiği zaman bitirilmiştir. Kesikli çalıştırılan sistemlerde toplam üretilen biyogazın % 70’nin gerçekleştiği süre bekletme süresi olarak alınabilmektedir [7]. Deney sonucunda bekletme süresi olarak 10 gün seçilebileceği hesaplanmıştır.

Yapılan ağır metal analizleri sonucunda oksijensiz arıtmayı inhibe edecek değerlerde bir ağır metale rastlanmamıştır. Deney süresince ortalama pH 6,9 olarak ölçülmüştür. Elde edilen günlük ve toplam üretilen biyogaz miktarları grafikleri Şekil 2 ve Şekil 3’te verilmiştir. Maksimum günlük biyogaz üretimi 5. gün gerçekleşmiştir. Yeni gaz çıkışı olmadığından toplam üretilen biyogaz miktarı 16. günden itibaren sabitlenmiştir.

Deney süresince beslenen 11 kg atıksu çamuruna karşılık toplamda 56,15 lt. biyogaz elde edilmiştir. Elde edilen biyogazın içeriğinde % 65 oranında metan bulunmaktadır. Atıksu çamurunda organik madde başına elde edilen biyogaz miktarı 206,40 lt/kg. UKM olarak hesaplanmıştır. Atıksu çamurunun biyogaz üretme kapasitesi 5,10 lt/kg.çamur’dur.


84

5. SonuçArıtma çamurlarının biyogazda değerlendirilebilmesi için öncelikle kaynağının türü belirlenmelidir. Evsel kaynaklı arıtma çamurlarına sanayi atıklarının karışıp karışmadığı çıkacak çamurun karakteristiği için önemlidir. Evsel kaynaklı arıtma sistemlerinde uygulanan arıtma sistemi oluşacak çamurun bileşimi için diğer önemli bir unsurdur. Sistemin ön çökeltmesinin bulunup bulunmamasına göre oksijensiz arıtmada elde edilecek biyogaz potansiyeli değişebilmektedir.

Çalışma boyunca sabit sıcaklık 38 °C’de pH yaklaşık 7 civarında gözlenmiştir. Deneyde kullanılan artıma çamurunun ağır metal limitleri biyogaz üretimini durduracak nitelikte değildir.

Evsel kaynaklı arıtma çamurlarında biyogaz üretimi için kuru madde ve uçucu kuru madde belirleyici özellik taşımaktadır. Bu çalışmada kullanılan arıtma çamurunun kuru madde oranı % 7,19 ve uçucu kuru madde oranı % 34,62’dir. Deneysel çalışmalar sonucunda bu artıma çamurundan elde edilen biyogaz verimi 5,10 lt/kg.çamur olarak bulunmuştur. Bu değere bakıldığında biyogaz veriminin düşük olduğu gözlenmektedir. Bunun en büyük sebebi arıtma çamuru içindeki uçucu kuru madde miktarının düşük olmasıdır.

Bu sebeple arıtma çamurunun biyogaz verimi incelenmek istendiğinde uçucu kuru madde başına üretilen biyogaza bakılması daha doğru sonuç verecektir. Bu çalışmada uçucu kuru madde başına elde edilen biyogaz verimi 206,40 lt/kg.UKM olarak gerçekleşmiştir.

Kaynaklar[1] MCCARTHY, PL., One hundred years of anaerobic digestion,

Anaerobic Digestion 1981, 1982[2] Türker, M., Anaerobik biyoteknoloji ve biyoenerji üreimi,

Çevkor, İzmir, 2008[3] TOPAL, H., Toraman, O.Y., Dolaşımlı akışkan yatakta kömür

ile arıtma çamurunun birlikte yakılması ve çevresel etkileri, Mühendis makine, 2003

[4] GUJER, W., Zehnder, AJB., Conversion process in anaerobic wastewater treatment, Water Science & Technology., 15, 127-167, 1983

[5] GIJZEN, H.J., Anaerobes, aerobes, and phototrophs: a winning team for wastewater management, Water Science & Technology, 44, 8, 123-132, 2001

[6] STUCKEY, DC., The role of anaerobic digestion in the treatment of domestic and industrial wastewaters; present perceptions and future prospects, Technik Anaerober Prozesse, TUH, 7-9 Ekim, 1998

[7] KISHORE, V.V.N., Raman, P., Rao, V.V.R., Fixed Dome Biogas Plants-A Desing, Construction and Operation Manual, Tata Energy Research Institute, New Delhi, 1987.

SummaryEspecially in the last century, a problem of municipal waste water which appears with progressive decline of the rural population and urbanization has been tried to solve by waste water treatment systems. Haphazardly releasing of waste waters to nature causes a contamination of rivers, lakes and underground waters. Biological and chemical particles in the sediment of waste water cause these contaminations. When untreated waste waters released to nature they have negative effect on the animal, plant and human health.

Particularly last thirty years, most European countries take under control waste waters by constructing treatment plants. These treatment plants work with two main logics:aerobic and anaerobic methods. Most widespread method is aerobic treatment method. However, sludge of aerobic treatment plants is a big problem because pollutants in the waste waters are converted to the sludge. Like all over the world, Turkey has also waste water sludge problem which is almost 500 thousand tones produced by 69 municipal waste water treatment plants operated by municipalities. If each municipality had waste water treatment plant, the amount of sludge could be increased to 4 billion tones per year.

The Comparison of Aerobic and Anaerobic Treatments Anaerobic treatment has same advantages according to aerobic treatment as given in Table 1.

Aerobic treatment is much faster compared to anaerobic one. Hence in anaerobic treatment there is a need for additional heating for keeping the temperature around 38 0C. As might be seen a problem, H2S, comes into being in anaerobic treatment which can be handled perfectly with the latest purification developments.

Set-up MechanismIn this study, 15 lt anaerobic reactors are used which can be operated batch or continuously. The temperature of anaerobic media (inside the reactor) and the agitator of the rector can be controlled by control panel. The produced biogas is checked with a flow meter and then accumulated in a gas storage media.

Şekil 2. Günlük üretilen biyogaz miktarı grafiği.

Şekil 3. Toplam üretilen biyogaz miktarı grafiği.


85

K

Samples were taken from a waste water treatment plant and tried under batch conditions to determine biogas potential. As inoculum material, 10 % (in mass) big cattle manure was added to the reactor. Dry matter, organic dry matter, pH and total nitrogen values were examined before and after the batch tests. Results11 kg of sludge, taken from treatment plant just before belt press station, was utilised in batch tests under mesophilic conditions. The physical specifications of the sludge are given below:

Table 1. The Comparison Of Aerobic And Anaerobic Treatments

Comparison Aerobic treatment Anaerobic treatment

Carbon balance 50-60% converted to carbon dioxide 40-50% converted to biomass

95% converted to biogas5% converted to biomass

Energy balance 60 % kept in biomass 40% heat (released to environment)

90% kept in biogas as amethane3-5% heat (released to environment)5-7% kept in biomass

Energy requirement High energy requirement because of aeration

Low energy requirement for mixing

Nutrient requirement Sometimes Low

Start up Short Relatively long

Technology Well-known technology Well-known technologyat least years but requires development

Nutrient removal Can be added Can be added

Pathogen removal Low Low

Figure 1. Anaerobic reactor: 1. Discharge valve, 2. Reactor, 3. Thermocouple, 4. Agitator engine, 5. Gas relief valve, 6. Agitator, 7. Gas flow meter, 8. Control panel, 9. Gas storage media

Table 2. Waste Water Sludge Physical Specifications

SampleDry Matter

(%)Volatile Dry Matter

(%)

Input material (substrate) 7,19 34,62

Output material (digestate) 7,08 32,61

56,15 lt biogas was produced from 11 kg sludge and the methane content was 65%. Therefore, biogas production rate of the sludge is 5,10 lt/kg sludge (206,40lt/kg ODM).

Trials were completed when the daily biogas production became less than 90% of the accumulated biogas production. The hydraulic retention time was 10 days and pH value was 6,9 on average. The peak biogas production was enhanced on the 5th day and no gas production was observed after 16 days.


86

DÜNYADA BİYOYAKITLARA İLİŞKİN KAMU POLİTİKALARI

E.Emrah HATUNOĞLU Başbakanlık DPT Müsteşarlığıİktisadi Sektörler ve KoordinasyonGenel Müdürlüğü

Kubilay KAVAKBaşbakanlık DPT Müsteşarlığıİktisadi Sektörler ve KoordinasyonGenel Müdürlüğü

ÖzetBiyoyakıt kullanımında lider olarak temayüz eden öncü ülkelerin ayrıntılı bir şekilde incelenmesi göstermektedir ki, bu ülkeler ya üretim ya da tüketim tarafında çok sayıda destekleme politikasını muntazaman uygulamışlardır. Bazı ülke örneklerinde ise, altyapı sübvansiyonları ve Ar-Ge yardımları türünden diğer destekleme politikalarının öncelik kazandığı görülebilmektedir. Biyoyakıt kullanımına yönelen aşırı sayıda ülke bulunmamakla birlikte, bu alanda gruplandırmayı gerektirecek ölçüde çok ve farklı politika yaklaşımlarının ortaya çıktığını ileri sürmek mümkündür. Bu çalışmada, muhtelif kamu politika yaklaşımları ile bunların içkin özellikleri ve doğurduğu sonuçlar, Türkiye’nin biyoyakıt kullanım çalışmalarına yönelik uygun dersleri çıkarmak üzere, olabildiğince sistematik biçimde ve dikkatle incelenmektedir.

Anahtar Kelimeler: Biyoyakıt, biyoetanol, biyodizel, biyoyakıt üretim, tüketim ve destekleme politikası

1. GirişBiyoyakıt üretiminin gerisinde birçok faktör bulunmakla birlikte, bu faktörlerin öncelik sırası ülkeden ülkeye değişmektedir. Brezilya ve ABD 1970’lerde petrol fiyatlarında meydana gelen aşırı artışla birlikte, büyük oranda ithal ettikleri petrolün bütçeye getirdiği yükü düşürme düşüncesi ile biyoetanol üretimine başlamıştır. Son yıllarda bu ülkelerdeki amaca benzer şekilde, birçok ülke artan enerji fiyatlarının bütçeye yükünün azaltılması niyetiyle biyoyakıt üretimine yönelmiştir. Biyoyakıt üretimini teşvik eden diğer en önemli motif ise enerji arz güvenliğinin sağlanmasıdır. Başta ABD ve Çin gibi ülkeler büyük oranda ithal ettikleri petrole olan bağımlılıklarını azaltmak ve alternatif kaynaklarla birlikte enerji arz güvenliğini sağlamak amacıyla biyoyakıt üretimine ağırlık vermişlerdir.

Diğer yandan, 2000’li yıllarda ortaya çıkan çevresel sorunların önlenmesinde biyoyakıtları bir çare olarak gören AB ülkeleri, biyoyakıt kullanımını küresel ısınma ve iklim değişikliği gibi çevresel sorunların önlenmesi amacıyla artırmak istemişlerdir. Son olarak, tarım sektöründe istihdamın ve gelirin artırılarak kırsal kalkınmanın sağlanması amacı, başta Almanya olmak üzere diğer AB ülkelerinin biyoyakıt üretimine yönelmelerini sağlamıştır.[1]

Bu amaçların gerçekleştirilmesini sağlamak üzere, son yıllarda biyoyakıt üretim ve tüketimi hızlı bir şekilde artmıştır. Bu durumun gerisinde yatan en önemli faktör, ülkelerin yapmış oldukları yasal düzenlemeler ve üretim-tüketim-destekleme politikalarıyla biyoyakıtları teşvik etmeleridir. Birçok ülke kendisine biyoyakıt üretim ve/veya tüketim hedefi koymuş ve bu hedeflere ulaşabilmek

için destekleme araçlarını devreye sokmuştur. Bu çalışmada, biyo-yakıtlara yönelik üretim-tüketim-destekleme politika uygulamaları ve araçları değerlendirilirken, biyoetanol ve biyodizel üretiminde dünyada söz sahibi olan ülkelerin politika uygulamaları örneklerle incelenmiştir.

2. Biyoyakıt Üretim PolitikalarıBiyoyakıt üreten ülkeler, üretim sürecinde kullanılan hammaddeleri ithal etmek yerine, ülke içerisinde yetiştirilen tarımsal ürünlerden sağlamaya çalışmaktadırlar. Böylece, yerel üretime ağırlık verilip yeni istihdam ve gelir imkanları yaratılmış olmaktadır. Birçok ülke tarafından benimsenen bu üretim politikasının, tarım sektörünün gelişmesi ve kırsal kalkınmanın sağlanması noktasında faydalı olduğu düşünülmektedir. Biyoyakıt üretiminde ülkelerin spesifik bir tür biyoyakıt üretimine ağırlık vermesi, göze çarpan bir diğer politika uygulamasıdır. Genellikle sadece biyoetanol üretimine veya sadece biyodizel üretimine yoğunlaşılması, üretimde ekonomik etkinliği sağlayacağı için olumlu görülmektedir. Aynı kapsamda, ülkelerin biyoyakıt üretimlerinde kullandıkları tarımsal hammaddeler genellikle spesifik bir ürün olmaktadır. Başka bir deyişle, ülkeler iklim şartlarına uygun bir tarım ürününde uzmanlaşmakta ve özellikle o ürünü biyoyakıt üretiminde kullanmaktadırlar. Sözgelimi ABD, biyoyakıtlar içerisinde biyoetanolden yana tercih koymakta ve biyoetanolü ağırlıklı olarak mısır ürününden elde etmektedir. Diğer yandan, uzun yıllar boyunca biyoetanol üreten Brezilya, hammadde olarak şeker kamışı kullanmaktadır. Endonezya ve Malezya gibi ülkelerde ise, biyoyakıtların neredeyse tümünü palm yağından üretilen biyodizel oluşturmaktadır.

Diğer yandan, biyoyakıt üretiminde önde gelen dünya örnekleri incelendiğinde, ülkelerin üretim planlaması yaparak bir program çerçevesinde çalışmalarını yürüttükleri gözlenmektedir. Biyoetanol üretimine ilişkin faaliyetlerini 1975 yılında başlatmış olduğu Ulusal Biyoetanol Programı (ProAlcool) çerçevesinde gerçekleştiren Brezilya, biyoyakıt üretimini bir program kapsamında yürüten ilk ülke olmuştur. 1978 yılında hazırlamış olduğu Gasohol Programı ile araçlarda E10 olarak bilinen (% 10 biyoetanol % 90 benzin) yakıtın kullanımını yaygınlaştırmaya çalışan ABD ise, Brezilya’dan sonra biyoyakıt konusunda özel bir program uygulayan ikinci ülke olmuştur.[2] 2003 yılında Hindistan hükümetinin başlatmış olduğu Ulusal Biyodizel Programı da biyoyakıt üretiminin bir program çerçevesinde gerçekleştirilmesine ilişkin bir diğer güncel örnektir.[3]

Bu örneklere Çin, Endonezya, Malezya gibi ülkelerdeki uygu-lamaları da eklemek mümkündür. Sözgelimi Çin, Ulusal Kalkınma ve Reform Komisyonu (NDRC-National Development and Reform Commission) tarafından 2007 yılında hazırlanan Yenilenebilir


87

Enerji Orta ve Uzun Vadeli Kalkınma Planı (Medium and Long Term Development Plan for Renewable Energy) ile yenilenebilir enerji kaynaklarından enerji üretiminin ve biyoyakıtların bundaki payının yol haritasını ayrıntılı olarak belirlemiştir.[4] Diğer yandan, 2005 yılında başlatmış olduğu Ulusal Biyoyakıt Politikası (National Biofuel Policy) sayesinde çok kısa bir süre içinde biyodizel üretiminde dünyada söz sahibi olan ve kendi üretiminin % 75’ini ihraç eden Malezya, belirlemiş olduğu politika hedeflerinde önemli aşamalar kaydetmiş bir ülke olarak dikkat çekmektedir.[5] Bu noktada altı çizilmesi gereken husus, ülkelerin biyoyakıt üretimlerini bir program çerçevesinde, sistematik ve düzenli bir şekilde yürüterek başarı şanslarını artırmalarıdır.

3. Biyoyakıt Tüketim PolitikalarıBiyoyakıt tüketim politikaları ülkeden ülkeye farklılık arz etmektedir. Bazı ülkeler biyoyakıt tüketimini teşvik edici politikalar uygulamakta ve tüketicilerini yönlendirmektedir. Diğer bazı ülkeler ise, yasal düzenlemelerle biyoyakıt tüketimini zorunlu hale getirmekte ve koymuş oldukları sayısal hedeflerle biyoyakıt tüketimlerini artırmaya çalışmaktadırlar.

Bilindiği üzere, biyoyakıtlar saf motor yakıtı olarak değerlendiri-lebilirken, günümüzde genellikle benzin ve dizel gibi fosil yakıtlarla harmanlanarak kullanılmaktadırlar. Belli bir karışım oranına kadar taşıt motorlarında herhangi bir modifikasyona ihtiyaç duyulmadan kullanılan biyoyakıtların harmanlama oranı ülkeden ülkeye değiş-mektedir. Ülkeler üst limit harmanlama oranlarını belirleyerek bu oranı isteğe bağlı veya zorunlu yapabilmektedirler. İsteğe bağlı harmanlama oranı belirlendiğinde tüketiciler biyoyakıt kullanımında özgür bırakılırken, zorunlu harmanlama oranı belirlenen ülkelerde tüm tüketiciler biyoyakıt tüketmeye mecbur hale getirilmektedirler. Bu noktada, biyoyakıt tüketimlerini düzenli bir şekilde artırmak isteyen ülkeler benzinle ve dizelle karıştırılması zorunlu biyoyakıt oranlarını yasal düzenlemelerle belirlemektedirler.

Zorunlu harmanlama oranları ülkeden ülkeye değişmekle birlikte, ülkeler kendilerine sayısal hedefler koyarak yıllar itibarıyla bu hedefleri tutturmaya çalışmaktadırlar. Biyoyakıt konusunda birçok ilke imza atmış Brezilya, bu konuda da dünyadaki en cesur ülkedir. 1993 yılında yapılan bir düzenlemeyle tüm benzin istasyonlarında satılan benzine % 22 gibi çok yüksek oranda biyoetanol karıştırılması zorunluluğu getiren Brezilya, zorunlu harmanlama oranı belirleyen ilk ülke olmuştur. Şu an için Brezilya’da biyoetanol için zorunlu harmanlama oranını tespitten sorumlu Bakanlıklar Arası Şeker ve Biyoetanol Kurulu (CIAA), harmanlama oranını % 20-25 olarak belirlemiş olup, piyasanın talebine bağlı olarak zaman zaman bu oranı revize etmektedir.[6] Zorunlu harmanlama oranı uygulamasına başlamış ancak bu oranı ihtiyatlı olarak düşük belirleyen ülkeler de bulunmaktadır. Örneğin, Endonezya 2008 yılı Kasım ayında çıkardığı bir kanun ile 2009 yılından itibaren ulaştırma sektöründe kullanılan biyoetanol ve biyodizel için zorunlu % 1 harmanlama oranı belirlemiştir.[7]

Diğer yandan, miktar olarak biyoyakıt tüketimlerinin belirli bir seviyeye ulaşmasını hedefleyen ülkeler bulunmakta olup, bu ülkeler mutlak olarak biyoyakıt tüketimlerini artırmayı hedeflemektedirler. Miktar olarak biyoyakıt tüketim hedefi seçen ülkelerden birisi ABD olup, kendisine 2022 yılında 136 milyar litre (36 milyar galon) [8] yenilenebilir yakıt tüketim hedefi belirlemiştir.[9]

Bazı ülkeler ise, ulaştırma sektöründe kullanılan akaryakıtın belli oranını biyoyakıtlarla karşılamayı kendilerine hedef olarak koymuşlardır. AB Komisyonu tarafından 2008 yılının başında hazırlanarak AB Konseyi’nin onayına sunulan “Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Kullanımının Teşviki”ne ilişkin direktifte, AB 2020 yılında ulaştırma sektöründe kullanılan toplam akaryakıtın % 10’unu biyoyakıtlardan karşılamayı hedeflemektedir. AB Parlamentosu tarafından da onaylanan söz konusu tüzük 5 Haziran 2009 tarihinde AB resmi gazetesinde yayımlanarak yürürlüğe girmiştir.[10]

Tablo 1. Bazı Ülkelerin Biyoyakıt Tüketim Politika Uygulamaları ve Hedefleri

Ülkeler Harmanlama Uygulaması / Hedefleri Tüketim Miktarı Hedefi / Tüketim Oranı Hedefi

Oran Yıl Zorunlu (Z)İsteğe Bağlı (İ)

Miktar/Oran

Yıl

ABD Biyoyakıt 136 Milyar litre

2022

Japonya Biyoyakıt 50 Milyon litre

2011

Brezilya Biyoetanol % 20-25 Mevcut Durum

Z

Biyodizel % 5 2013 Z

Kanada Biyoetanol % 5 2010

Biyodizel % 2 2012

Hindistan Biyoetanol % 20 2017

Biyodizel % 20

AB Biyoyakıt Z % 5,75 2010

% 10 2020

Almanya Biyoyakıt Z % 6,75 2010

% 8 2015

Fransa Biyoyakıt İ % 7 2010

% 10 2015

Çin Biyoyakıt % 15 2020

Endonezya Biyoetanol % 1 2009 Z % 15 2025

Biyodizel % 1 2009 Z % 20 2025

Malezya Biyodizel % 5 2008 Z-Henüz gerçekleşmedi.

Kaynak: OECD, 2008:23-24; FAO, 2008:29; Lopez and Laan, 2008:64; Dillon vd., 2008:20; Ramesh, 2008 yayınlarından derlenmiştir.

Tablo 1’de, bazı ülkelerin mevcut durumda uygulamış oldukları veya önümüzdeki yıllar için taahhüt ettikleri biyoyakıt harmanlama oranları, bu oranların zorunlu veya isteğe bağlı oluşu, biyoyakıtlar için tüketim miktarı hedefleri ve ülkelerin toplam akaryakıt tüketimleri içerisinde biyoyakıt tüketim oranı hedefleri yer almaktadır.

4. Biyoyakıt Destekleme PolitikalarıYeni bir endüstri kolu olarak ortaya çıkan biyoyakıtların ilk etapta yüksek üretim maliyetlerinin olması, onların benzin ve dizel gibi klasik sıvı yakıt kaynaklarıyla rekabetini zorlaştırmaktadır. Bu yüzden, biyoyakıtlar için gerekli altyapı ihtiyacı ile birlikte, dağıtım ve depolama gibi lojistik yapıların oluşturulmasına da ihtiyaç duyulmaktadır. Sektörün tüm bu altyapı ihtiyaçları düşünüldüğünde biyoyakıtların ekonomik açıdan ayakta durabilmesi, benzinle ve dizelle rekabet edebilmesi için devlet eliyle desteklenmesi


88

gerekmektedir. Bu durumun bilincinde olan ülkeler, biyoyakıt üretimlerini ve tüketimlerini artırmak için destekleme politikaları uygulamaktadırlar. Bu uygulamalarla birlikte, biyoyakıt üreticileri, tüketicileri, lojistik hizmet tedarikçileri ve genel olarak sektör olumlu etkilenmekte ve biyoyakıtların gelişimi hızlanmaktadır. Ülkeden ülkeye değişmekle birlikte başlıca destekleme çeşitleri; üretime yönelik desteklemeler, altyapı-yatırım destekleri, dağıtım-ulaştırma destekleri, tüketime yönelik desteklemeler ve Ar-Ge desteklerinden oluşmaktadır.

4.1. Üretime Yönelik DesteklemelerÜretime yönelik desteklemelerin en önemlisi, biyoyakıt üretiminde hammadde olarak kullanılan tarımsal ürünlere doğrudan verilen sübvansiyonlardır. Biyoyakıt üretimi sürecinde hammadde olarak kullanılacak şeker pancarı, buğday, mısır ve yağlı tohumlu bitkiler gibi tarımsal ürünleri üreten çiftçilere birim başına verilen bu destek, hammadde arzını artırıp fiyatını düşürerek, biyoyakıt üretim maliyetini azaltmaktadır. Bu tür destekleme çeşidine verilebilecek en iyi örnek AB’nin 2003 yılında “Ortak Tarım Politikası” vasıtasıyla uygulamış olduğu “Enerji Ürünleri Yardımı”dır. Bu uygulamasıyla AB, biyoyakıtlar için hammadde olarak kullanılacak tarımsal ürünleri üreten çiftçilere hektar başına 45 Euro vermektedir. Üretime yönelik destekleme vererek biyoyakıt üretiminde kullanılan tarımsal ürünlerin birim maliyetini düşüren AB, bu politika uygulamasıyla çiftçilerini enerji tarımı yapmaya teşvik etmektedir.[11]

Biyoyakıt üretiminde kullanılmak üzere tarımsal hammadde yetiştiren çiftçilerin olası gelir kayıplarının önlenmesi amacıyla öngörülen destekleme taban fiyatı uygulaması, biyoyakıt üretimine ilişkin bir diğer desteklemedir. Bu destekleme aracına ilişkin dünya genelinde verilebilecek en güncel örnek, 2008 yılı sonunda Hindistan hükümeti tarafından onaylanan Ulusal Biyoyakıt Politikası ile biyoyakıt hammaddesi yetiştiren Hintli çiftçilerin ürünlerine sağlanan destekleme taban fiyatıdır.[12]

Yukarda bahsedilen bu uygulamalar, doğrudan biyoyakıt üretimine yönelik desteklemeler kapsamındadır. Yine, biyoyakıt üretiminde kullanılmak üzere yetiştirilen tarımsal ürünlere verilen girdi destekleri de bu çerçevede değerlendirilebilir. Ancak, birçok ülke, nihai kullanım amacı olarak insan tüketimi veya ulaştırma sektöründe yakıt olma özelliklerine bakmadan, tarımsal ürün üreten çiftçilerine girdi desteği vermektedir. Bu ise dolaylı olarak biyoyakıt üretiminde kullanılan tarımsal hammaddelerin üretim maliyetini düşürdüğünden, biyoyakıt üretimine ekonomik açıdan avantaj sağlamaktadır. Bu tür desteklemeler, biyoyakıt üretimine yönelik dolaylı destekleri oluşturmaktadır.[13]

Bunun yanı sıra, biyoyakıt üreten işletmelere ürettikleri biyoyakıt miktarının belli oranında sübvansiyon veren ülkeler de bulunmaktadır. Bu uygulamayla çiftçiler aradan kaldırılmış olmakta ve biyoyakıt desteğini biyoyakıt üreticisi doğrudan hibe olarak almaktadır. Biyoyakıt üreticisine doğrudan verilen bir diğer üretim desteği de gelir vergisi muafiyetidir. Biyoyakıt üreten üreticilerden gelir vergisi ve katma değer vergisi alınmaması veya vergi oranlarında indirime gidilmesi sayesinde biyoyakıt üretimi desteklenmektedir.[14] Örneğin, Çin’de biyoetanol üreticilerinden alınan katma değer vergisi üreticilere iade edilmektedir.[15] Son olarak, devlet tarafından biyoyakıtlar için garanti taban fiyatı seviyesinin belirlenmesi de üretime yönelik desteklemeler kapsamında değerlendirilebilir. Bu uygulamayla birlikte üretici

belirli bir dönem için en düşük fiyata satabileceği biyoyakıt fiyatını öngörebilmekte ve üreticinin piyasa şartlarındaki dalgalanmalardan olumsuz etkilenmesi önlenmiş olmaktadır.[16]

4.2. Altyapı-Yatırım DestekleriTarımsal hammaddeden elde edilen biyoyakıtların üretimi için gerekli altyapının hazırlanması ve yatırımların yapılması gerekmektedir. Biyoyakıt üretimi için kurulması gereken dönüşüm tesislerinin sabit yatırım maliyeti üreticileri zorlamakta ve altyapı eksiklikleri maliyetleri iyice artırmaktadır. Bu noktada, bazı ülkeler altyapı ve yatırım desteği olarak üreticilerine sermaye yardımı vermekte ve biyoyakıt üreticilerini desteklemektedir. Örneğin; biyoyakıt üretim tesisi kuran bir üreticinin yatırım maliyetinin belli bir oranı, devlet tarafından verilen para yardımıyla finanse edilmektedir. AB’nin kırsal kalkınma politikaları yoluyla biyoyakıt sektörünü desteklemesi altyapı-yatırım destekleme aracına güzel bir örnek teşkil etmektedir. Bu uygulamayla Birlik içinde biyoyakıtlar, yenilenebilir enerji hibe ve sermaye yardımları sağlanarak kırsal kalkınma politika tedbirleriyle desteklenmekte ve sektörün büyümesi teşvik edilmektedir.[17]

Bir başka örnek de ABD’de 2002 yılında yürürlüğe giren ve Tarım Kanunu (Farm Bill) olarak da bilinen Çiftlik Güvenliği ve Kırsal Yatırım Kanunu (Farm Security and Rural Investment Act)’dur. Bu Kanun, biyoyakıt rafinerilerinin geliştirilmesini teşvik eden birçok maddeyi içermektedir. Beş yıllık bir uygulama süreci olan bahse konu Kanun ile; tarımsal hammadde üretimi noktasındaki girişimlerin desteklenmesi, çiftçiler, yerel idareler ve sivil toplum örgütleri tarafından biyoyakıt üretimi ile kullanımının teşvik edilmesinin yanı sıra, eğitim programlarının düzenlenmesi de sağlanmıştır.[18]

Diğer yandan, özel sektör yatırımlarını özendirmek ve sektörün büyümesini hızlandırmak için yatırım indiriminde vergi istisnası uygulayan ülkeler bulunmaktadır. Bu uygulamayla, biyoyakıt işletme tesisi kuran yatırımcıların yatırım maliyetinin belli bir yüzdesi kazancından düşülmekte ve bu miktar için hesaplanacak vergi borçları silinmektedir.[19] Bu noktada, Endonezya Hükümeti’nin biyoyakıt yatırımcılarına sağlamış olduğu yatırım vergisi muafiyeti güzel bir örnektir.[20] Biyoyakıt sektörünün gelişmesi için altyapı-yatırım desteği aracını kullanan bir diğer ülke ise Malezya’dır. Biyodizel üretim tesislerine yatırım vergisi indirimi ve gelir vergisi muafiyetinin sağlandığı Malezya’da, özel sektörün biyoyakıtlara ilgisi her geçen gün artmaktadır.

4.3. Dağıtım-Ulaştırma DestekleriÜretim tesislerinde gerçekleştirilen belli işlemler sonucu elde edilen biyoyakıtların nihai tüketiciyle buluşması için dağıtım ve ulaştırma altyapısının da sağlam bir şekilde kurulması gerekmektedir. Bu ise, biyoyakıtın üretim tesisinden satış istasyonuna taşınması, satış istasyonunda depolanması ve nihai tüketicinin akaryakıt deposuna pompalanması gibi çeşitli lojistik ihtiyaçların tamamının karşılanması ile mümkün olmaktadır. Tüm bunlar, birer maliyet kalemi olarak ortaya çıkmaktadır. Biyoyakıtların dağıtım ve ulaştırma maliyetlerini azaltarak biyoyakıt sektörünü desteklemek isteyen ülkeler, biyoyakıt istasyonlarının satış ve gelir vergilerinde indirime gitmekle veya bu tür dağıtıcılara doğrudan sübvansiyonlar vermektedirler.[21]

Biyoyakıt dağıtım ve ulaştırma gibi lojistik faaliyetlerde bulunanlara verilen destekler sektörün gelişmesine hız kazandırırken bazı


89

devletlerin akaryakıt istasyonlarına belli miktarlarda yenilenebilir enerji satma zorunluluğu getirmesi sektörü dolaylı yönden olumlu etkilemektedir. Bu uygulamayla, devlet tarafından biyoyakıt sektörünün dağıtım ve ulaştırma zincirlerinin kurulması zorunlu hale getirilmekte ve biyoyakıt sektörünün gelişmesi desteklenmektedir. Örneğin, 2006 yılı Nisan ayından itibaren İsveç’te, yıllık belli bir miktarın üzerinde benzin ve motorin satışı yapan akaryakıt istasyonlarına, biyoetanol ve biyogaz gibi yenilenebilir yakıt satma zorunluluğu getirilmiştir.[22]

4.4. Tüketime Yönelik DesteklemelerUlaştırma sektöründe yenilenebilir enerji kullanımını artırmak isteyen ülkeler, uyguladıkları birçok destekleme aracıyla tüketicilerini biyoyakıt tüketimine teşvik etmektedirler. Biyoyakıt tüketimine yönelik en önemli desteklerden birisi akaryakıt tüketim vergisi muafiyetidir. Bu uygulamayla birlikte, biyoyakıt satış fiyatının üzerine konulan ve tüketicilerin daha yüksek bir fiyat ödemesine yol açan vergi yükü kaldırılmakta ve biyoyakıtların fosil yakıtlarla rekabet edebilmesi sağlanmaktadır. Bunun ilk örneği, 1970’lerdeki petrol krizinin etkisiyle ABD’de 1978 yılında çıkartılan Enerji Vergi Kanunu (Energy Tax Act)’nda görülmektedir. Biyoyakıtlar için finansal teşviklerin öngörüldüğü söz konusu Kanunla birlikte benzinden galon başına alınan tüketim vergisinin biyoetanolle harmanlandığı takdirde alınmaması sağlanmıştır.[23]

Ayrıca, akaryakıt tüketim vergisinde indirim yapılması da bir politika seçeneği olarak yaygınlaşmaktadır. 2008 yılı Mayıs ayında ABD Kongresi’nde oylanan 2007 Tarım Yasası (Farm Bill) ile, mısırdan elde edilen biyoetanole litre başına 0,119 dolar (galon başına 0,45 dolar) vergi indirimi uygulanmaktadır. Bunun yanında, selülozik hammaddelerden üretilen biyoetanole daha fazla vergi indirimi öngörülmüş olup, litre başına 0,267 dolar (galon başına 1,01 dolar) vergi indirimi sağlanmıştır.[24] AB üyesi birçok üye ülke de uygulamış oldukları vergi indirimleri ile biyoyakıtları desteklemektedir. Tüketim vergisi muafiyeti veya tüketim vergisi indirimi en çok görülen destekleme aracı olup, Birlik içerisinde biyoyakıtlardan benzin ve dizele kıyasla ortalama yüzde 50 daha az vergi alınmaktadır.[25] Çin’de biyoetanolden alınan akaryakıt tüketim vergisinde % 5 indirim yapılmakta [26], Hindistan’da ise biyodizel sektörü tüm dolaylı ve dolaysız vergilerden muaf tutulmaktadır.[27] Yine, bazı ülkeler tarafından uygulanmakta olan KDV indirimi ve muafiyeti, fiyatları düşürmekte ve biyoyakıt kullanımını özendirmektedir.

Bir diğer tüketime yönelik destekleme de gelir vergisi indirimidir. Benzin ve dizelle harmanlanan biyoyakıtları veya saf biyoyakıtları motorlarında yakıt olarak kullanabilen araçları satın alan tüketicilere sağlanan gelir vergisi indirimi, biyoyakıt tüketimini teşvik etmektedir. Bu uygulamayla birlikte, tüketicilerin satın aldıkları aracın değerinin belli bir oranı gelir vergisinden düşülmekte ve biyoyakıt tüketimi devlet eliyle desteklenmektedir.

Ülkeler biyoyakıt tüketimlerini dolaylı olarak da desteklemektedirler. Motorun hem fosil yakıtlarla hem de biyoyakıtlarla çalışmasını sağlayan Esnek Yakıtlı Araç (FFV-Flexible Fuel Vehicle) sistemine sahip otomobiller için sağlanan vergi indirimi de tüketime yönelik dolaylı desteklemelerden biridir.[28] FFV sistemine sahip otomobillere yönelik vergi indirimi uygulayan ülkelerin başında ABD gelmektedir. Buna ilave olarak 2007 yılında ABD Enerji Bakanlığı, FFV sistemine sahip araç motorlarının geliştirilmesine

yönelik 15 milyon doların üzerinde araştırma fonu tahsis etmiştir.[29] Brezilya’da ise, 2003 yılında FFV otomobillerin piyasaya sürülmeye başlanması biyoetanol piyasası açısından adeta bir devrim olmuştur. 2007 yılı sonu itibarıyla, yaklaşık 4 milyon FFV teknolojisine sahip otomobil yollarda yerini almıştır.[30]

4.5. Ar-Ge DestekleriKlasik enerji kaynaklarının günden güne tükenmesi ve dünyanın enerjiye olan talebinin artması yenilenebilir enerji kaynaklarının önemini ortaya çıkarmıştır. Bu noktada, birçok ülke yenilenebilir enerji kaynaklarına ilişkin araştırma ve geliştirme faaliyetlerini sürdürmekte ve enerji kaynaklarını çeşitlendirme konusunda çaba sarf etmektedir. Ulaştırma sektöründe kullanılan benzin ve motorin gibi klasik yakıtlara alternatif olarak ortaya çıkan biyoyakıtların da insan sağlığına ve gıda güvencesine zarar vermeden, ekonomik, sürdürülebilir ve çevreye duyarlı bir şekilde üretilmesi önem arz etmektedir. Bu hususları dikkate alan birçok ülke, araştırma geliştirme faaliyetleri için kaynak ayırmakta ve Ar-Ge programları vasıtasıyla biyoyakıtları desteklemektedir.[31]

Biyoyakıtlara yönelik destekleme araçları içerisinde Ar-Ge desteklerini gündemine alan birçok ülke bulunmaktadır. Örneğin ABD, 2000 yılında çıkartmış olduğu Biyokütle Araştırma ve Geliştirme Kanunu (Biomass Research and Development Act) ile kurduğu Biyokütle Araştırma ve Geliştirme Teşebbüsü (Biomass Research and Development Initiative) sayesinde biyoenerji araştırma ve geliştirme faaliyetlerini hızlandırmış ve eyaletler arası çalışmaların koordine edilmesini sağlamıştır. Enerji Bakanlığı ve Tarım Bakanlığı yetkililerinin yönetiminde olduğu bu girişim sayesinde tarımsal hammadde üretimine ve selülozik biyokütle dönüşüm teknolojilerinin geliştirilmesine yönelik birçok proje desteklenmektedir.[32] Malezya’nın 2005 yılında başlatmış olduğu Ulusal Biyoyakıt Politikası’nda yer alan stratejik hedeflerden biri Ar-Ge faaliyetlerinin teşvik edilmesidir.[33] Benzer şekilde, Çin’de 2006 yılında yürürlüğe giren Yenilenebilir Enerji Kanunu ile Ar-Ge faaliyetleri desteklenmektedir.[34] Biyoyakıtlara ilişkin Ar-Ge faliyetlerini destekleyen ülkelere son bir örnek olarak Hindistan verilebilir. Hindistan Hükümeti’nin biyoyakıtlara ilişkin ana politika belgesi olan Ulusal Biyoyakıt Politikası’nda göze çarpan temel unsurlardan birisi, ikinci nesil biyoyakıtlar başta olmak üzere, biyoyakıt üretim teknolojilerinin geliştirilmesi ve Ar-Ge faaliyetlerinin teşvik edilmesidir.[35] 5. SonuçBiyoyakıt kullanımını öncelikli bir hedef olarak belirleyen bütün ülkelerin, öncelikle topraklarındaki uygun hammadde kaynağını tespit ettikleri ve biyoyakıt üretimlerini belirli bir hammaddeye dayalı olarak gerçekleştirdikleri görülmektedir. ABD’de mısır, Brezilya’da şeker kamışı, AB’de kanola, Endonezya ve Malezya’da palm yağı, Hindistan’da jatropa biyoyakıt üretiminde kullanılan başlıca tarımsal ürünler olmuştur. Dünya örnekleri incelendiğinde, ülkelerin tek bir tarımsal hammaddeye odaklanmaları, biyoyakıt politikalarının en önemli özelliklerinden birisi olarak öne çıkmaktadır.

Biyoyakıta ağırlık veren ülkelerin ellerindeki tarımsal hammaddenin niteliğine göre ve ülkenin özgün şartlarını dikkate alarak biyoyakıt üretim/tüketim/destekleme politikaları geliştirdikleri ve takip edecekleri yol haritasını bir politika belgesi ile ilân ettikleri görülmektedir. Örneğin dünya biyoetanol üretiminin yarısından fazlasını yapan ABD biyoyakıtlara ilişkin uzun yıllar öncesinden


90

bu yana birçok politika belgesi geliştirmiş ve zaman içerisinde bu belgelerde revizyonlar yaparak yeni uygulamalara geçmiştir. Aynı durum çok yaygın bir biyoetanol kullanımına sahip olan Brezilya için de geçerlidir. Söz konusu ülke bu başarısını uzun yıllara dayanan biyoetanol geçmişindeki tecrübelerine borçludur. 1975 yılında başlatılan Ulusal Biyoetanol Programı (ProAlcool) ile Brezilya, biyoyakıtlar için sistematik ve düzenli bir program uygulayan ilk ülke olmuştur.

Ülkeler, bazen yayınladıkları bu türden belgeler ile bazen de yö-netmelik veya benzeri hukuki dokümanlarla izlemeyi kararlaştırdıkları yola uygun destekleme politikaları geliştirmektedirler. Doğrudan üretim veya tüketim tarafını özendiren teşvikler söz konusu olabildiği gibi, altyapı ve lojistik yatırımlarına yönelik sübvansiyonlar ve Ar-Ge yardımları da bu kapsamda gündeme gelebilmektedir.

Bütün bu veriler ışığında şu söylenebilir ki, Türkiye’nin diğer ülke örneklerinden yararlanarak ve kendi özgün şartlarını da göz önünde bulundurarak bir biyoyakıt politikası belirlemesi, bu politikayı ilân etmesi, sonrasında da bunu hayata geçirmeye yönelik destek mekanizmalarını tasarlaması gerekmektedir.

Kaynaklar[1] Henniges, Oliver ve Jürgen Zeddies, “Biofuels-Experiences

and Perspective in Industrialized and Developing Countries”, Quarterly Journal of International Agriculture, Vol.46, 2007, s.349.

[2] Harlander, Katarina, “Food vs. Fuel - A Turning Point for Bioethanol?”, Acta Agronomica Hungarica, Vol.56, No.4, 2008, ss.429-430.

[3] PCGoI (Planning Commission Government of India), Report of the Committee on Development of Bio-Fuel, New Delhi, 2003, ss.118-119.

[4] IISD (International Institute for Sustainable Development), Biofuels - At What Costs?: Government Support for Ethanol and Biodiesel in China, Geneva, 2008, s.15.

[5] Lopez, Gregore Pio ve Tara Laan, Biofuels - At What Costs?: Government Support for Biodiesel in Malaysia, International Institute for Sustainable Development, Geneva, 2008, ss.4-9.

[6] FAO (Food and Agriculture Organization), The State of Food and Agirculture, Rome, 2008, ss.24-25.

[7] Dillon, Harbrinderjit Sing, Tara Laan, ve Harya Setyaka Dillon, Biofuels-At What Costs ?: Government Support for Ethanol and Biodiesel in Indonesia, International Institute for Sustainable Development, Geneva, 2008, s.20.

[8] 1 galon=3,78 litredir.[9] Sissine, Fred, Energy Independence and Security Act of 2007:

A Summary of Major Provisions, CRS Report for Congress, Congressional Research Service, RL34294, Washington D.C., 2007, s.5.

[10] Official Journal of EU, Directive 2009/28/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the Promotion of the Use of Energy from Renewable Sources and Amending and Subsequently Repealing Directives 2001/77/EC and 2003/30/EC, Vol.52, No.L140, 2009.

[11] Rajagopal, Deepak ve David Zilberman, Review of Envi-ronmental, Economic and Policy Aspects of Biofuels, World Bank, WPS4341, Washington D.C., 2007, s.65.

[12] Ramesh, Deepti, “India Approves National Policy to Develop Biofuel Sector”, Chemicalweek, 12 Eylül 2008.

[13] OECD (Organization for Economic Co-operation and Development), Report on Economic Assesment of Biofuel Support Policies, Yayın No: TAD/CA(2008)6/FINAL, Paris, 2008, s.25.

[14] GBEP (Global Bioenergy Partnership) ve FAO (Food and Agriculture Organization), A Review of the Current State of Bioenergy Development in G8+5 Countries, Rome, 2007, s.24, 28.

[15] OECD, s.30.[16] OECD, s.25.[17] FAO, s.33.[18] FAO, s.31.[19] OECD, s.25.[20] Dillon, s.17.[21] OECD, s.26.[22] USDA (United States Department of Agriculture), Sweden

Biofuel: Biofuels Annual 2008, GAIN Report Number: SW8006, Washington D.C., 2008, s.5.

[23] GBEP ve FAO, s.222.[24] FAO, s.31.[25] OECD, s.29.[26] OECD, s.30.[27] Ramesh, 2008.[28] OECD, s.27.[29] Childs, Britt ve Rob Bradley, Plants at the Pump: Biofuels,

Climate Change, and Sustainability, World Resource Institute, 2007, (çevrimiçi), http://pdf.wri.org/plants_at_the_pump.pdf. Son Erişim Tarihi: 15 Ocak 2009, s.18.

[30] Harlander, s.430.[31] GBEP ve FAO, s.28.[32] GBEP ve FAO, ss.220-221.[33] Lopez ve Laan, s.25.[34] IISD, ss.12-13.[35] Ramesh, 2008.

SummaryAn elaborate analysis of the pioneer countries distinguished as leaders in biofuel use reveals that they have been steadily implementing numerous support policies either in production or consumption sides. In some country instances, it can be noticed that other types of endorsements such as infrastructure subsidies and R&D grants are taken precedence. Even though there are not scores of countries heading towards biofuel use, it is highly possible to argue that many different policy approaches, which need to be grouped, have emerged in that field. In that paper, several public policy approaches as well as their intrinsic characteristics and implications are scrutinized as systematically as possible so that drawing adequate lessons for Turkey’s practice in biofuel use.

Key Words: Biofuel, bioethanol, biodiesel, biofuel production, consumption and supporting policy


91

ENERJİ SEKTÖRÜNDE PROJE LOJİSTİĞİ UYGULAMALARI: TÜRKİYE İÇİN BİR VAKA ÇALIŞMASI

Emre ELDENERKıta Ulaştırma A.Ş.

Prof. Dr. Okan TUNADokuz Eylül Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü Lojistik Mühendisliği Ana Bilim Dalı, Denizcilik Fakültesi

ÖzetTürkiye için önemli bir lojistik faaliyeti olarak değerlendirilebilecek proje lojistiği, etkin ve kaliteli yapılabildiği taktirde önemli bir döviz kazandırıcı özelliğe sahip olabilecektir. Bu çalışmada Kıta Ulaştırma tarafından gerçekleştirilen bir proje lojistiği vakası enerji sektörü kapsamında ortaya konmuştur. Bir başarı öyküsü olarak ortaya konulan bu çalışmada, proje lojistiği sürecinin tüm aşamaları ortaya konulmuştur.

1. Giriş Tüm dünyada yaşanan 2007 finansal krizi özellikle ülkelerin büyüme hızlarına olumsuz olarak yansımıştır. Ticaret faaliyetlerinin büyük oranda azaldığı bu dönemde türetilmiş bir talep olarak değerlendirilen lojistik de olumsuz etkilenmiştir. Ancak, 2010 yılı itibariyle krizden çıkış anlamında önemli olumlu gelişmeler olmakta ve özellikle büyüme oranlarında pozitif değerlere ulaşıldığı görülmektedir.

Quattro Business Consulting tarafından gerçekleştirilen 2008 yılı Türkiye Lojistik Sektörü Araştırması’nın sonuçlarına göre Türkiye lojistik hizmetleri pazarının büyüklüğü 59 milyar dolara, hizmet sağlayıcı pazarının büyüklüğü ise 22 milyar dolara ulaşmıştır (TLSA, 2008). Bu kapsamdan bakıldığında, Türkiye’nin lojistik pazarı büyüklüğü açısından birçok ülkeden geri olmasına rağmen önemli bir büyüme potansiyeli olduğu görülmektedir. Özellikle, 2010 yılı içinde hem gelişmekte hem de gelişen ülkelerde beklenen olumlu büyüme oranları bu durumu destekler niteliktedir.

Proje lojistiği açısından bakıldığında ise, Türkiye’de proje lojistiğinin önümüzdeki yıllarda en az % 10’luk bir büyüme oranı yakalayacağı (TLSA, 2008) ortaya konulmaktadır. Türk işletmelerinin son dönemlerde yoğun olarak bu alana giriyor olması ve proje lojistiğinin Türkiye için önemli bir döviz kazandırıcı unsur olma özelliği de üzerinde durulması gereken unsurlardır. Türk işletmeleri, proje lojistiği çerçevesinde pazarı büyütmek adına özellikle iyi ve başarılı örnekleri incelemeli ve kendilerinin iş süreçlerinin düzenlenmesinde bunlardan faydalanmalıdır. Bu çalışma, Türkiye proje lojistiği pazarında uzun yıllardan bu yana hizmet veren Kıta Ulaştırma’nın bir başarı öyküsünü vaka olarak sunmayı hedeflemektedir.

Çalışmanın ikinci bölümünde, proje lojistiği kavramı lojistik yönetimi çerçevesinde ele alınmış ve proje lojistiğine ilişkin bazı temel kavramlar sunulmuştur. Üçüncü bölümde ise enerji sektöründe proje lojistiği kavramı ortaya konulmuştur. Dördüncü bölüm ise, Kıta Ulaştırma’nın enerji sektörü kapsamında gerçekleştirdiği bir lojistik süreci tanımlamaktadır. Beşinci bölümde ise çalışmanın genel sonuçları açıklanmaktadır.

2. Lojistik Yönetimi Ve Proje Lojistiği “Lojistik yönetimi”, doğru ürünü, doğru zamanda, doğru yere hasarsız bir şekilde ulaştırmayı hedeflemektedir. Lojistik faaliyeti, bu bağlamda ürün ya da hizmetler için önemli bir “değer yaratıcı faaliyet” olarak değerlendirilmektedir. Lojistik, zaman ve uzaklık ile birbirlerinden ayrılabilen üretim ve tüketim noktaları arasında bir köprü olarak görev almaktadır (Ballou, 1992). Ürün ve hizmetler için hem “yer” hem de “zaman” faydası yaratan lojistik, “müşteri hizmet düzeyi” ile doğrudan ilgili bir kavramdır (Ballou, 1999). Teknik ve fonksiyonel özellikleri itibariyle birbirine benzer ürünlerin/hizmetlerin sayısının artması “müşteri elde etme ve sürekliliğini sağlama konusunda” lojistik fonksiyonlarının önemini bir kez daha ortaya koymaktadır.

Lojistik, “hammadde, yarı-mamul ve mamullerin (ve bunlarla ilgili bilgi akışlarının) tedarik, sevkiyat ve depolama süreçlerinin hem işletme içerisinde hem de dağıtım kanalı boyunca stratejik yönetiminin gerçekleştirilmesi ve maliyet etkin sipariş karşılama yöntemleri ile mevcut ve gelecekteki karın sürdürülebilirliğinin sağlanması” olarak tanımlanmaktadır (Christopher 1998). Son yıllarda tedarik zinciri kavramı ile daha geniş bir çerçeveye oturmaya başlayan lojistik kavramının aslında dayandığı temel anlayış işletme lojistiğinin temel ilkeleridir. Lojistik fonksiyonlarında öncelikle işletme içi bütünleşik yapıyı ortaya koyan bu anlayış, uygulama sürecinde hem maliyet hem de müşteri hizmeti yönlü kazanımlar ortaya koymuştur. Tedarik zinciri yaklaşımı da işletme içi bütünleşik yapının diğer kanal üyelerine doğru genişletilmesi ve etkin bir şekilde yürütülmesi ilkesine dayanmaktadır.

İşletme lojistiği, tedarik kaynağından başlayıp müşteriye kadar uzanan kanal içerisinde ürün ya da hizmetlerin akışı ile ilgili birçok faaliyeti kapsamaktadır. Bu faaliyetlere, “ulaştırma”, “trafik yönetimi”,”depolama”, “stok yönetimi”, “koruyucu ambalajlama”, “elleçleme”, “tedarik”, “sipariş yönetimi” örnek olarak verilebilir.

Uluslararası lojistik kapsamında gabari dışı kabul edilen ağır ve hacimli yükler ile tesislerin (enerji santrali, fabrika, rüzgar tribünü) taşınması proje lojistiği olarak değerlendirilmektedir. Proje lojistiği, lojistik yönetimi kapsamındaki tüm faaliyetleri kullanmaktadır. Ancak, proje lojistiği her seferinde ürünün farklılık göstermesi dolayısıyla ayrı bir planlama ve yürütme sürecini gerektirmektedir. Bu durumda, her seferinde kullanılan kaynakların farklılık göstermesi anlamına gelmektedir.

Proje Lojistiğinde Taşınan Tesisler ise aşağıda sıralandığı gibidir: � Fabrikalar� Enerji Santralleri (Doğal gaz, termik, hidro elektrik vb.)


92

� Barajlar � Rafineri ve Petrokimya Tesisleri � Boru Hatları� Raylı Sistemler Proje lojistiği, daha önce de belirtildiği gibi, özel şartlar ve ekip-manlar gerektirmektedir. Bu çerçeveden bakıldığında, her iş ay-rı bir proje olarak ele alınmaktadır. Bu durumda, proje lojistiği kendi içinde proje yönetimi süreçlerinin de tam anlamıyla yerine getirilmesi gerekliliğini ortaya koymaktadır. Caron ve diğerleri, bu sürecin makro boyuttan başlayarak mikro boyutlara kadar birbirine takip eder aşamalarla etkin bir şekilde yapılması gerekliliğini ortaya koymuşlardır (Caron v.d., 1998).

Bir proje lojistiği aşağıda yer alan ana fonksiyonları yerine getirmek-tedir: � Ulaştırma modlarının bütünleşik olarak kullanımı, � Planlama, koordinasyon ve istifleme gözetimin sağlanması aynı

zamanda bu sürece ilişkin danışmanlıkların gerçekleştirilmesi,� Anahtar teslim kapıdan kapıya çözümlerin sağlanması,� Yükleme ve boşaltma sürecinin gözetimi,� Malzemelerin gerekli yerlere konumlandırılması,� Gümrükleme, yük sigortası ve gözetim (survey) işlemlerinin sağ-

lanması.

3. Enerji Sektöründe Proje Lojistiği UygulamalarıEnerji sektöründe, doğalgaz, hidroelektrik, rüzgar ve kömürlü termik santral taşımaları yapılmaktadır. Santralin yapımı bittikten sonra da yedek parça vb. gibi küçük malzemelerin taşımaları da bu süreç içinde değerlendirilmektedir. Enerji sektörü deniz, kara, demiryolu, hava ve nehir yolu dahil tüm taşıma modlarının kullanıldığı bir sektördür.

Enerji lojistiğinde dikkat edilmesi gereken faktörler aşağıda sıralandığı gibidir:

� En Uygun Ulaştırma Modunun Belirlenmesi Malzemelerin son varış yerine ulaşması gereken tarih göz önüne

alınarak farklı ulaştırma modları değerlendirilir. Maliyet unsuru ve taşıma süreci burada belirleyicidir. En uygun taşıma çö-zümleri nedenleriyle malzemenin sahibiyle paylaşılır. Özellikle multimodal taşımalarda, bazen taşıma tarihinden bir yıl önce al-ternatifler geliştirilir.

� Malzemenin Boyutlarının Kullanılacak Ulaştırma Modları İle Uyumluluğunun Sağlanması

Denizyoluyla gelen malzemelerde tek parça olarak 1,400 ton ve daha üzerini kaldırabilen kendinden vinçli gemiler olduğu için genel anlamda sorun olmamaktadır. Ancak ön ve son ta-şıma genellikle karayolu ulaştırması ile yapıldığı için ağırlık, yol koşulları (köprüler, geçişler, eğimler) taşıma öncesi detaylı in-celenerek çıkan rapora göre ihtiyaç varsa iyileştirmeler yapılması gerekmektedir.

� Taşıma Zamanının Kısaltılması Özellikle enerji sektöründe malların geç sevkiyatından yaşanan

üretim kayıpları çok yüksek olduğu için malzemelerin bir an önce şantiyeye getirilip montaja başlanması büyük önem ta-şımaktadır. Yatırımcı firmayla malın alınması tarihleri, yerine teslim zamanları detaylı konuşulup zaman faktörü öncelikli

olarak dikkate alınarak bir ulaştırma planı oluşturulur. Burada uygun geminin zamanında pozisyonlandırılması, limanlarda zaman kaybedilmemesi için ağır parçaların doğrudan araç üzerine alınması, gümrük müşaviriyle yakın ilişkiler ve tam bir ta-kım halinde çalışılması transit süreyi azaltabilecek etkenlerden bazılarıdır.

� Hasarsız Taşımanın Sağlanması Enerji sektörü siparişle çalışır ve bazen malların üretimi bir yıl

veya daha uzun sürebilir. Bu nedenle herhangi bir hasar ol-ması projenin hayata geçmesini çok uzun süre erteleyebilir. Ha-sarsızlık için tüm önlemlerin lojistik firması tarafından alınması gereklidir. Örneğin gaz türbini gibi hayati önem taşıyan parçalar genellikle titreşime hassastır, özel hidrolik araçlarla taşınmalıdır. Malzemelerin elleçlenmesinde uygun vinçlerin kullanımı ve üreticinin belirlediği prosedürlerin harfiyen uygulanması, halat, mapa, spreader bar gibi ekipmanın en iyi kalitede ve sertifikalı olduğuna dikkat edilmelidir. Dünyanın herhangi bir yerinden yük-lenen malzemelerin en az aktarma ile gelmesi önemlidir.

4. Enerji Sektöründe Proje Taşımacılığına İlişkin Bir Vaka Çalışması

4.1. Çalışmanın Amaçları ve Kapsamı Bu çalışmanın amacı, proje lojistiği kapsamında Türkiye’de faaliyet gösteren Kıta Ulaştırma’nın enerji sektörü kapsamında yapmış olduğu bir proje lojistiği faaliyetinin ana süreçlerini ortaya koymaktır.

4.2. Kıta Ulaştırma Proje Lojistiği Hizmetlerinin Genel Tanımı Kıta Ulaştırma proje taşımaları alanında hizmet vermektedir. Ağırlıklı enerji sektörüne yapılan yatırımlar için taşıma çözümleri üreten işletme son 4-5 yılda her yıl 500-800 MW gücünde enerji yatırımı taşımaları yapmaktadır. Yük miktarı olarak yıllık 150,000 ile 400,000 m3 malzemeye denk gelmektedir. Ağırlıkları 300 ton ve üzerine kadar çıkan büyüklükte olan gaz türbini, trafo, jeneratör, buhar kazanı, atık ısı kazanları gibi malzemeler genellikle üretim yerinden Kıta tarafından alınarak şantiyeye kadar “kapıdan kapıya” mantığı içinde taşınmaktadır.

4.3. Proje Lojistiği Ana Süreçlerinin Tanımlanması

4.3.1. Ürünün Tanımlanması Bu projede, AKSA Enerji için 4 adet LM600 gaz türbini taşınması işi gerçekleştirilmiştir. Beher set içerisinde yaklaşık olarak 1.700 metreküp ve 400 ton mal detayı mevcuttur. Set içerisinde bulunan ana malzemeler Jeneratör, Jeneratör Kabı ve Türbin’den oluşmaktadır. En ağır olan jeneratörün ağırlığı 82 tondur.

4.3.2. Proje Sürecin TanımlanmasıProje sürecine ilişkin aşamalar aşağıda açıklandığı gibidir. Aynı zamanda, Tablo 1’de süreç tüm değişkenleri ve riskleri ile birlikte tanımlanmıştır.

� Gaz Türbinlerinin Yüklemeye Hazır Ediliş Sürecinin Takibi General Electric tarafından Macaristan’ın Veresegyhaz

bölgesindeki fabrikada üretilen türbinlerin üretime hazır ediliş süreci bu projenin ilk aşaması olarak değerlendirilmektedir. Fabrikanın üretim süreci ve teslim tarihi takip edilerek, malzemelerin teslimi için gerekli ekipmanlarla ilgili hazırlıklar bu


93

aşamada gerçekleştirilmiştir. Bu süreçte, aynı zamanda, General Electric tarafından hazırlanan çeki listeleri yeniden düzenlenmiş ve ihracat dokümanlarının hazırlanması ile ilgili olarak fabrika ile koordineli bilgi akışı sağlanmıştır.

� Ön Taşıma Sürecinin Gerçekleştirilmesi Bu aşama, Veresegyhaz’daki fabrikadan türbinlerin teslim

alınmasından sonra Budapeşte’ye karayolu ile taşınması sürecini içermektedir.

� Nehir Taşımacılığı Sürecinin Gerçekleştirilmesi Karayolu ile Budapeşte’ye getirilen malzemeler barge tipi

nehir gemilerine yüklenerek Tuna nehri üzerinde Romanya’nın Köstence limanına sevk edilmiştir. Bu aşamada, Budapeşte’de malların nehir tipi gemiye yüklenmesine nezaret edilmiş ve barge’ların Köstence Limanı’na varışına bağlı olarak, limanda yükleme yapılacak geminin tam zamanında yüklemeye hazır olmasının sağlanması ve bununla ilgili armatörle koordinasyonun gerçekleştirilmesi de sağlanmıştır.

� Deniz Taşımacılığı Sürecinin Gerçekleştirilmesi Bu süreçte, Köstence Limanı’nda malzemelerin barge’dan

gemiye aktarılmasına nezaret edilmiştir. Köstence’den malze-melerin gemiye yüklenmesinden sonra, varış limanı olan Antalya Liman Başkanlığı ile tahliye organizasyonun başlatılması ile ilgili temaslar gerçekleştirilmiştir. Ayrıca, bu aşamada son ta-şımayı gerçekleştirecek ekipman sahibi işletme ile oluşturulan çeki listelerine uygun olarak araçların organize edilmesi gerçek-leştirilmiştir.

� Varış Limanında Tahliye ve Son Taşıma Süreci AKSA Enerji’nin gümrük komisyoncusu ile ithalat gümrük

sürecinin en kısa sürede gerçekleştirilmesi için irtibata geçilmiş-tir. Aynı zamanda, malzemelerin gemiden doğrudan araç üze-rine tahliye edilebilmesi için gerekli temaslar yapılmıştır. Mal-zemeler, Antalya Limanından hidrolik, lowbed ve standart treyler tipi araçlara yüklenmiş ve 30 km uzaklıkta Burdur’da kurulu şan-tiyeye sevk edilmiştir.

� Malzemelerin Teslimi Süreci Şantiyede ana ekipmanların kaidelere tahliyesini gerçekleştirecek

300 tonluk mobil vinç şantiye sahasına yönlendirilmiş ve

gaz türbini setinin ana ekipmanları olan “Generator Base”, “Turbine Base” ve “Generator”’lerin şantiye sahasında kaidelere tahliyesine nezaret edilmiştir.

5. Sonuç Bu çalışmada, Kıta Ulaştırma tarafından Aksa Enerji için yapılan bir proje lojistiğinin ana aşamaları ortaya konmuştur. Ortaya konulan vakadan da anlaşılacağı gibi, proje lojistiği önemli bir süreç yönetimini gerektirmektedir. Bu anlamda sürecin zorluğu ortaya çıkmaktadır. Ancak, Türkiye için önemli bir döviz kazandırıcı özelliği olan proje lojistiğinin bu işi yapacak işletmeler tarafından iyi anlaşılabilmesi için başarı öykülerinin ortaya çıkarılması gerek-liliği bulunmaktadır. Bu çalışmada, bu çerçevede bir ilk olarak değerlendirilmelidir.

Kaynakça[1] BALLOU, Ronald H. (1992), Business Logistics Management,

Third Edition, Prentice- Hall International.[2] BALLOU, Ronald H. (1999), Business Logistics Management,

Fourth Edition, Prentice- Hall International.[3] CHRİSTOPHER, Martin (1998), Logistics and Supply Chain

Management, London: Financial Times Prentice Hall. [4] CARON F., Marchet G. ve Perego A. (1998), Project logistics:

integrating the procurement and construction processes, International Journal of Project Management, Vol. 16, No. 5, ss. 311-319

[5] Türkiye Lojistik Sektörü Araştırması (2008), Quattro Business Consulting.

SummaryProject Logistics management can be a significant cost saver if accomplished in an efficient way. This paper involves Kita Logistics case studies for project logistics services in the energy sector. This article demonstrates step by step how the project was completed on a door to door basis.

Rules of Thumb in project logistics management in the energy sector are presented in this paper. Additionally a case study of a 200 MW multimodal power plant transport from Hungary to Turkey is analyzed. This case study is in fact a success story in terms of using multimodal transport techniques in a time sensitive manner.

Tablo 1. Sürecin Değişkenleri ve Riskler

Temel SüreçPlanlanan Süre

Gerçekleşen Süre

Kullanılan Temel Ekipmanlar

Süreç esnasında temel riskler ve gerçekleşme durumu

Gerçekleşen Risklere Karşı Alınan Önlemler

Karayolu ön taşıma

2 gün 2 günHidrolik, lowbed ve flat treyler

Araçların polis tarafından durdurulması

Alınan yol izinlerine ek olarak güzergah üzerindeki birimler bilgilendirildi

Nehiryolu taşıması 12 gün 14 gün Barge Nehirdeki su seviyesinde düşme

Denizyolu taşıması 5 gün 5 gün Breakbulk gemisi

Olağanüstü hava koşulları, boğaz geçişlerinde aksama, yükleme ve boşaltma limanlarındaki yoğunluk nedeniyle rıhtıma yanaşamama

Boğaz geçişleri ile ilgili ve limanlardaki aksamaları önlemek amacıyla ilgili birimler önceden bilgilendirildi

Karayolu son taşıma

1 gün 1 günHidrolik, lowbed ve flat treyler

Araçların polis tarafından durdurulması

Alınan yol izinlerine ek olarak güzergah üzerindeki birimler bilgilendirildi

Ana Ekipmanların Montajı

3 gün 3 gün Mobil vinçMobil vinç arızası, kaidede yaşanacak problemler

Nakliye öncesi firma ve inşaat firmasına talepler bildirildi


94

KONYA İLİNDE BİYOGAZ ÜRETİM POTANSİYELİ ARAŞTIRMA PROJESİ

Nuri KUNTKonya İl Çevre ve Orman Müdürlüğü

Erdal BAŞTANKonya İl Çevre ve Orman Müdürlüğü

Hülya ŞEVİKKonya İl Çevre ve Orman Müdürlüğü

ÖzetKonvansiyonel enerji rezervlerinin tükenmeye başladığı günümüzde enerji, en pahalı üretim girdilerinden biri olmuştur. Bu nedenle gelişmiş ve gelişmekte olan tüm ülkeler yeni ve yenilenebilir enerji kaynaklarına yönelmişlerdir. Söz konusu bu kaynaklar, enerji darboğazını aşmada konvansiyonel enerji kaynaklarına alternatif olarak görünmektedir.

Yenilenebilir enerji kaynaklarından birisi de, biyokütle enerjisidir. Biyokütle enerjisi potansiyeli bakımından Türkiye en zengin ülkelerden biridir.

Organik yapısı ve içeriği yönüyle çok değerli bir kaynak olan atık ve artık maddelerin, enerjiye dönüştürülebilme imkanı sağlanarak, heba edilmesinin önüne geçilmesi gerekmektedir.

Avrupa’nın birçok ülkesinde bir enerji üretim stratejisi olarak yaygın şekilde kullanılmakta olan biyogaz tesisleri, ülkemizde ve ilimizde yaygınlaştırılmalıdır.

1. GirişEnerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı verilerine göre; ülkemizin elektrik enerjisi talebinde, ortalama % 7,5 oranında hızlı bir artış eğilimi vardır. 2008 yılı itibariyle elektrik enerjisi kurulu gücümüz 41.987 MW, elektrik tüketimimiz ise 198,4 milyar kWh olarak gerçekleşmiştir.

2008 yılında elektrik üretimimiz; % 48,17 pay ile doğal gaz, % 28,98 pay ile kömür, % 16,77 pay ile hidroelektrik olmak üzere üç ana kaynaktan temin edilmiştir. Artan elektrik talebini karşılamak üzere, mevcut kurulu gücümüzün 2020 yılına kadar olan dönemde en az iki katına çıkartılması gerekmektedir.[1]

Türkiye’nin petrol, petrol ürünleri, doğalgaz, LPG, kömür gibi enerji ihtiyacı için harcadığı para; artan enerji ihtiyacına bağlı olarak her sene artacaktır. Türkiye’nin ülke çıkarlarına uygun orta ve uzun vade enerji vizyon programını hayata geçirmesi; ulusal, politik ve ekonomik çıkarlar açısından çok büyük önem taşımaktadır. Enerji kaynaklarının; verimli, etkin, güvenli ve çevreye duyarlı şekilde değerlendirilmesi, ülkenin dışa bağımlılığının azaltılması gaye edinilmelidir.

Konvansiyonel enerji rezervlerinin tükenmeye başladığı günümüzde enerji, en pahalı üretim girdilerinden biri olmuştur. Bu nedenle gelişmiş ve gelişmekte olan tüm ülkeler yeni ve yenilenebilir enerji kaynaklarına yönelmişlerdir. Söz konusu bu kaynaklar, enerji darboğazını aşmada konvansiyonel enerji kaynaklarına alternatif olarak görünmektedir. [2]

Bu nedenle, ülkemizdeki yeni ve yenilenebilir enerji kaynakları değerlendirilmelidir.

Yenilenebilir enerji kaynaklarından bir diğeri de, biyokütle enerjisidir. Biyokütle enerjisi potansiyeli bakımından Türkiye, en zengin ülkelerden biridir. Çevresel değerlerin ve ekolojik dengenin tahribini, bozulmasını ve yok olmasını önlemeye, mevcut bozulmaları gidermeye, çevreyi iyileştirmeye ve geliştirmeye, çevre kirliliğini önlemeye yönelik çalışmalar yapılması gerekmektedir.

Artan nüfusa paralel olarak, üretim sektöründe ortaya çıkan yüksek miktarlardaki atıkların, çevre için tehlike oluşturmasının önüne geçilmesi şarttır. Bu kapsamda; organik, bitkisel, hayvansal ve endüstriyel atıkların çevreyi kirleten ve sağlığı bozan bir konumdan çıkarılması, ekonomik ve uygulanabilir çözümler üretilmesi; ülkemiz ve ilimiz için büyük önem taşımaktadır.

Ülke genelindeki oluşan ve bir biyogaz tesisi için enerji değeri olan tonlarca atık ve artık maddeden biyogaz, biyogazdan da elektrik ve aynı zamanda organik gübre üretim imkanı bulunmaktadır. (Şekil 1)

Şekil 1.


95

2. Biyogaz Üretim TeknolojisiBiyogaz, organik maddelerin anaerobik (oksijensiz) ortamda, farklı mikroorganizma gruplarının varlığında, biyometanlaştırma süreçleri (havasız bozunma-biyolojik bozunma-mikrobiyal bozunma- ana-erobik fermentasyonun kontrollü süreci) ile elde edilen bir gaz karışımıdır.

Biyogaz üretim teknolojisinde kullanılabilecek atıkları; hayvancılık atıkları, zirai atıklar, orman endüstrisi atıkları, deri ve tekstil endüstrisi atıkları, kağıt endüstrisi atıkları, gıda endüstrisi atıkları (çikolata, maya, süt, içecek üretimi), sebze, meyve, tahıl ve yağ endüstrisi atıkları, bahçe atıkları, hayvan gübreleri (büyükbaş hayvancılık, küçükbaş hayvancılık, tavukçuluk), şeker endüstrisi atıkları, evsel katı atıklar, atık su arıtma tesisi atıkları gibi sıralayabiliriz.

Biyogaz sistemleri, kullanıcılar için pek çok bakımdan avantaja sahiptir. Her şeyden önce biyogaz sistemlerini kullananlar, bu sis-temleri organik gübre ve enerji üretiminin doğal bir kaynağı olarak görmelidirler.[3]

• Arıtımdan çıkan atık, gübre olarak kullanılabilir. Biyogaz üretiminden sonra elde edilen gübre daha kolay kullanılabilir gübredir.

• Küresel ısınmanın en önemli etkeni olan sera gazları azaltılır. Metan en kötü sera gazlarından biridir. Açığa atılan hayvansal atıklardan yayılan metan gazı aynı hacimdeki CO2’den 20 kat daha fazla sera gazı etkisi yapar. Oysa biyogaz tesislerinde elde edilen metan yakılarak CO2’ye dönüştürülür.

• Çok ucuz ve çevreci atık çevrimi sağlar. Evlerde çıkan diğer katı evsel atıklar ve tarımsal atıklar da hayvansal atıklarla birlikte biyogaz üretiminde kullanılabilir.

• Daha sağlıklı, hijyenik yaşam alanları sağlar.• Özellikle ülkemizde hayvancılığın gelişmesine teşvik edici unsur

olacaktır.• Suni gübreye bağımlılığı azaltarak sürdürülebilir kalkınmaya

katkıda bulunur. • Ayrıca ülkemizin dışarıya olan enerji bağımlılığını azaltır.

Besi maddesi olarak kullanılabilecek atıklar için bazı örnekler aşağıdaki gibidir:- Kesimevi: Kemiksiz kesim evi atığı, kan, mide içeriği, balık atığı,

flotasyon atık suyu, et atıkları.- Şeker fabrikası: Şekerpancarı uçları, şekerpancarı parçaları,

melas atıkları,- Besin sanayi: Ekmek atıkları, hamur atığı, peynir altı suyu,

posa, yağlı tohum atığı, damıtma tesisi atığı, bira sanayi atığı, meyve suyu fabrikası atığı,

- Kafeterya, lokanta, oteller: Yağ seperatöründen çıkan yağ atığı, yiyecek atığı.[4]

Bu çalışmada; hayvansal atıklardan, tarım ve hayvancılık sektör-lerine dayalı tesislerden ve evsel atıklardan kaynaklanan biyokütle enerji potansiyeli irdelenecektir.

Konya; büyükbaş, küçükbaş ve kümes hayvanları varlığı, arazi ve tarım alanları varlığı, tarım ve hayvancılık sektörlerine dayalı sanayi tesisleri, nüfus yoğunluğu ile önemli bir biyokütle enerji po-tansiyeline sahiptir.

3. Biyokütle EnerjisiEnerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından Türkiye’nin hayvansal atık potansiyeline karşılık gelen üretilebilecek biyogaz miktarı; 1,5-2 milyon Ton Eşdeğer Petrol (TEP) olarak değerlendirilmektedir. Biyokütle kaynaklarımız; tarım, orman, hayvan, organik şehir atıkları vb.’den oluşmaktadır. Atık potansiyelimiz yaklaşık 8,6 milyon TEP olup bunun 6 milyon TEP’i ısınma amaçlı kullanılmaktadır. 2007 yılında biyokütle kaynaklarından elde edilen toplam enerji miktarı 11 bin TEP’tir.[5]

AB ülkelerinin 2004 ve 2005 yıllarında biyogazdan elde ettikleri elektrik enerjisi miktarları (GWh) incelendiğinde; Almanya’nın 2004 yılı itibariyle 4.414 (GWh) ve 2005 yılı itibariyle 5.564 (GWh) değeri ile ilk sırada yer aldığı görülmektedir. [6]

Ülkemizin elektrik üretimi için kurulu kapasitesi yaklaşık 40 bin MW iken, biyogaz kurulu kapasitemiz maalesef 15 MW değerinde kalmıştır. [7]

Elektrik İşleri Etüt İdaresi tarafından hayvansal kaynaklardan elde edilebilecek gübre ve biyogaz miktarlarına bağlı olarak, Türkiye’nin

Biyogaz Tesisi[3]

Şekil 2.

Fotosentez Biyogaz Döngüsü[3]

Hayvansal atıklardan anaerobik arıtımla biyogaz üretiminin avantajlarını şu şekilde sıralayabiliriz:• Biyogaz ile elektrik ve ısı üretiminde ekonomik kazanç elde

edilmesi sağlanır.


96

hayvansal atık potansiyeline karşılık üre-tilebilecek biyogaz miktarı belirlenmiştir.

EİEİ verilerine göre; ülkemiz 11.054.000 adet büyükbaş hayvan, 38.030.000 küçük-baş hayvan ve 243.510.453 kümes hayvan potansiyeli ile 3.275.097.137 m3/yıl biyogaz üretebilecek durumdadır. [7]

4. Konya’daki Biyokütle Enerji PotansiyeliTürkiye İstatistik Kurumu TÜİK 2008 ve-rilerine göre, ülkemiz, 10.946.239 adet büyükbaş hayvan, 29.568.152 küçükbaş hayvan ve 249.043.739 kümes hayvanı po-tansiyeline sahiptir. İlimizde; 406.622 adet büyükbaş hayvan, 1.293.736 küçükbaş hayvan ve 10.959.179 kümes hayvanı bu-lunmaktadır.[8]

TÜİK hayvansal üretim istatistiklerinde be-lirlenen Konya’da hayvan sayılarına ve EİEİ hayvansal kaynaklardan elde edilebilecek gübre ve biyogaz miktarlarına bağlı ola-rak,biyogaz potansiyelini hesaplamak müm-kündür.

Bu kriterler ışığında Konya’da hayvansal gübrelerden elde edilebilecek biyogaz potansiyeli; büyükbaş hayvanlardan 48.306.694 m3/yıl, küçükbaş hayvanlardan 52.525.682 m3/yıl, kümes hayvanlarından 18.805.951 m3/yıl olmak üzere toplam 119.638.327 m3/yıl olarak hesaplanmıştır.

4.1. Konya’daki Tarım Arazisi Varlığı ve Ürün DağılımıÜlkemizdeki 245.052.185 dekar tarımsal alanın; 164.602.571 dekarı ekilen alan, 42.591.897 dekarı nadas, 8.357.953 dekarı sebze bahçeleri alanı ve 29.499.764 dekarı meyve, içecek ve baharat bitkileri alanı şeklindedir. Konya’daki 21.168.788 dekar tarımsal alanın; 11.921.200 dekarı ekilen alan, 8.676.548 dekarı nadas, 230.052 dekarı sebze bahçeleri alanı ve 340.988 dekarı meyve, içecek ve baharat bitkileri alanı şeklindedir.[9]

Ülkemizdeki; tarımsal alanın %8,64’ü, eki-len alanların %7,24’ü, nadasa bırakılan alanların %20,37’si, sebze bahçeleri alan-larının %2,75’i, meyve, içecek ve baharat bitkileri alanlarının %1,16’sı Konya’da yer almaktadır.[9]

Tablo 1. Türkiye’nin Hayvansal Atık Potansiyeline Karşılık Gelen Üretilebilecek Biyogaz

Miktarı ve Taşkömürü Eşdeğeri Tablosu

Hayvan CinsiHayvan Sayısı

(Adet)

Yaş Gübre Miktarı

(ton/yıl)

Biyogaz Miktarı

(m3/yıl)

Taşkömürü Eşdeğeri

(ton/yıl)

Sığır 11.054.000 39.794.400 1.313.215.200 1.181.894

Koyun-Keçi 38.030.000 26.621.000 1.544.018.000 1.389.616

Tavuk-Hindi 243.510.453 5.357.230 417.863.937 376.078

Toplam 292.594.453 71.772.630 3.275.097.137 2.947.587

Kaynak: EİEİ, YEK.

Tablo 2. Hayvansal Kaynaklardan Elde Edilebilecek Gübre ve Biyogaz Miktarları

Tablosu

Hayvan Adedi Hayvan Cinsi Yaş Gübre Miktarı (ton/yıl)

1 Büyük Baş 3,6

1 Küçük Baş 0,7

1 Kümes 0,022

Gübre Miktarı Gübre Kaynağı Elde Edilebilecek

Biyogaz Miktarı (m3)

1 ton Sığır 33

1 ton Koyun 58

1 ton Kümes hayvanı 78

Kaynak: EİEİ, YEK

Tablo 3. Tür ve Irklarına Göre Hayvan Sayıları Tablosu–Türkiye Geneli

Yıllar Büyükbaş hayvan Küçükbaş hayvan Kümes hayvanı

2006 10 971 880 32 260 206 349 402 117

2007 11 121 458 31 748 651 273 548 489

2008 10 946 239 29 568 152 249 043 739

Kaynak: TÜİK, Hayvansal Üretim İstatistikleri, 2008.

Tablo 4. Tür ve Irklarına Göre Hayvan Sayıları Tablosu – Konya İli

Sığır (Yerli) Sığır (Melez) Sığır (Kültür) Manda

Büyükbaş

Hayvan

Toplam

44.391 150.924 211.177 130 406.622

Koyun

(Merinos)Koyun (Yerli) Keçi (Kıl) Keçi (Tiftik)

Küçükbaş

Hayvan

Toplam

76.191 1.125.721 89.018 2.806 1.293.736

Yumurta

tavuğuEt Tavuğu Ördek Hindi Kaz

Kümes

Hayvanı

Toplam

7.709.962 3.176.922 8.453 45.220 18.622 10.959.179



97

İlimizdeki tarımsal alanların; % 56,31’i ekilen alan, % 40,99’u nadas, % 1,09’u sebze bah-çeleri alanı ve %1,61’i meyve içecek ve ba-harat bitkileri alanı şeklindedir.

Tarımsal alanlardaki önemli üretim mik-tarları; 1.089.782 ton/yıl buğday, 515.501 ton/yıl arpa, 458.830 ton/yıl slajlık mısır, 224.585 ton/yıl yonca, 4.752.606 ton/yıl şeker pancarı ve 222.075 ton/yıl patates şeklindedir.[10]

4.2. Konya Nüfus Yapılanmasıİlimizde; 1 büyükşehir belediyesi, 31 ilçe, 174 kasaba ve 612 köy bulunmaktadır.

TÜİK adrese dayalı nüfus kayıt sistemi 2009 verilerine göre; toplam 1.992.675 olan il nüfusunun 1.450.682 kişisi il merkezi ve ilçe merkezlerinde, 541.993 kişisi belde ve köylerde yaşamaktadır.[11]

Nüfusun % 72,80’i kent merkezinde ve il-çelerde, % 27,20’si kırsal kesimde yaşa-maktadır.

İl ve ilçe merkezlerinde yaşayan 1.450.682 kişinin % 69,17’si 3 ilçe merkezinde, geriye kalan % 30,83’ü ise diğer ilçe merkezlerinde yaşamaktadır.

İl merkezindeki yoğunluk dikkate alındı-ğında; evsel atık miktarının önemli bir potansiyel oluşturduğu görülmektedir. Ev-sel katı atıkların % 68’ini organik atıklar oluşturmaktadır. Türkiye’de kişi başına yıllık evsel atık miktarı 187 kg ve toplam evsel atık miktarı yılda 13 milyon ton civarındadır. Küçük işyerleri ve ticarethanelerden de yaklaşık 12 milyon ton evsel katı atık oluş-maktadır.

Dolayısıyla; günlük kişi başına 1 kg evsel katı atık oluştuğunu ve yaklaşık 680 gra-mının organik atık olduğunu göz önüne alırsak; sadece Konya kent merkezinde günlük 680 ton ve yıllık yaklaşık 250 bin or-ganik atık oluşmaktadır.

5. Konya’daki Biyogaz Üretim Potansiyelinin İrdelenmesiHayvansal kaynaklardan elde edilebilecek gübre miktarları tablosu incelendiğinde; 1 büyükbaş hayvandan 3,6 ton/yıl, 1 kü-çükbaş hayvandan 0,7 ton/yıl, 1 kümes hayvanından 0,022 ton/yıl gübre elde edi-lebileceği kabul edilmiştir.[12]

Hayvansal kaynaklardan elde edilebilecek biyogaz miktarları tablosu incelendiğinde;

Tablo 5. Konya’da Hayvan Gübrelerinden Elde Edilebilecek

Biyogaz Miktarları Tablosu

Büyükbaş hayvan

Biyogaz miktarı (m3/yıl)

Küçükbaş hayvan


Kümes hayvanı


48.306.694 52.525.682 18.805.951

Tablo 6. Kümes Hayvanı Sayıları – Konya İlçeleri

İlçe AdıYumurta

TavuğuEt Tavuğu Ördek Hindi Toplam Oranı (%)

Karatay 1.698.304 0 221 2.395 1.702.025 15,53

Meram 2.964.658 0 233 2.321 2.968.098 27,08

Selçuklu 612.468 0 297 1.412 614.436 5,61

Akşehir 200.000 3.000.000 1.400 4.000 3.206.750 29,26

Çumra 1.050.000 1.675 500 6.000 1.063.175 9,70

Ereğli 322.150 151.012 240 2.794 476.485 4,35

Sarayönü 480.000 0 0 150 480.150 4,38


Tablo 7. Büyükbaş Hayvan Sayıları – Konya İlçeleri

İlçe AdıSığır

(Yerli)

Sığır

(Melez)Sığır (Kültür) Manda Toplam Oranı (%)

Karatay 3.320 23.600 14.750 0 41.670 10,25

Meram 2.890 16.140 16.100 35 35.165 8,65

Akşehir 4.980 10.364 9.250 0 24.594 6,05

Beyşehir 6.485 6.460 12.745 0 25.690 6,32

Cihanbeyli 6.290 4.200 1.740 0 12.230 3,01

Çumra 1.315 3.160 30.952 27 35.454 8,72

Ereğli 997 4.334 30.787 61 36.179 8,90

Ilgın 1.079 8.965 19.510 4 29.558 7,27

Kadınhanı 580 15.160 798 0 16.538 4,07

Karapınar 751 8.420 16.900 0 26.071 6,41

Seydişehir 3.290 5.550 8.610 0 17.450 4,29


Tablo 8. Büyükbaş Hayvan Sayılarına Göre Süt Üretim Miktarı – Konya İlçeleri

İlçe AdıSığır

(Yerli)

Sığır

(Melez)Sığır (Kültür) Manda Toplam Oranı(%)

Karatay 1.294,24 14.823,84 16.880,41 0 32.998 6,89

Meram 941,264 12.353,20 16.880,41 20,54 30.195 6,31

Akşehir 2.000,19 9.141,37 10.661,31 0 21.803 4,56

Beyşehir 2.359,04 4.694,22 13.682,02 0 20.735 4,33

Çumra 534,167 3.730,67 54.728,06 16,69 59.010 12,33

Emirgazi 29,415 1.358,85 15.991,97 0 17.380 3,63

Ereğli 551,816 3.122,89 45.932,48 50,08 49.657 10,37

Ilgın 331,796 2.964,77 44.422,13 0 47.719 9,97

Kadınhanı 235,316 14.823,84 1.101,67 0 16.161 3,38

Karapınar 311,794 9.981,39 32.339,31 0 42.632 8,91

Seydişehir 2.117,84 7.411,92 12.438,20 0 21.968 4,59



98

1 ton büyükbaş hayvan gübresinden 33 m3, 1 ton küçükbaş hayvan gübresinden 58 m3, 1 ton kümes hayvan gübresinden 78 m3 biyogaz üretilebileceği kabul edilmiştir.[12]

Yıllık 2 milyon ton üzeri hayvansal atık kapasitesine sahip iller sıralamasında Bolu, Erzurum, Balıkesir ve İzmir’den sonra Konya 5. sırada yer almaktadır. Türkiye’de hayvansal kaynaklı atıkların TEP cinsin-den enerji dağılımı incelendiğinde; 45.000 TEP ve daha fazla enerji potansiyeline sa-hip iller sıralamasında Bolu, Balıkesir ve Erzurum’un ardından Konya 4. sırada yer almaktadır.[13]

Tavuk gübrelerinin karbon azot C/N oranı düşük olduğundan, tek başına tavuk güb-resi kullanarak biyogaz üretmek mümkün olmamaktadır.[13]

Anaerobik bakteriler karbonu enerji elde edebilmek için kullanmaktadırlar. Azot ise bakterilerin büyümesi ve çoğalması için gerekli olan diğer maddedir. C/N oranı biyogaz elde edilecek olan atık için uygun değerlerde olmalıdır. Oran 23/1 düzeyinden fazla ve 10/1 oranından az olmamalıdır. Azot oranının fazla olması amonyak olu-şumu sebebiyle biyogaz üretimini olumsuz etkilemektedir.[14]

Tesis planlaması yapılırken; çeşitli kay-naklardan elde edilebilecek biyogaz ve-rimleri, biyogazdaki metan miktarları, kar-bon azot oranları iyi incelenmeli, bir reçete dahilinde farklı kaynaklardan elde edilen atıklar kullanılmalıdır.

Konya’da hayvansal kaynaklardan 1.463.839 ton/yıl büyükbaş hayvan gübresi, 905.615 ton/yıl küçükbaş hayvan gübresi, 241.102 ton/yıl kümes hayvanı gübresi olmak üzere toplam 2.610.556 ton/yıl hay-vansal gübre oluşmaktadır. Hayvansal kaynaklara bağlı Konya ili biyogaz üretim potansiyeli; büyükbaş hayvan gübrelerin-den 48.306.694 m3/yıl, küçükbaş hayvan gübrelerinden 52.525.682 m3/yıl, kümes hayvan gübrelerinden 18.805.951 m3/yıl olmak üzere toplam 119.638.326 m3/yıl değerine sahiptir.

Sanayi Kaynaklı Hava Kirliliğinin Kontrolü Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde 20.000 adet ve üzeri kapasiteli tavuk çiftlikleri izne tabi tesisler listesinde yer almaktadır. İlimizdeki tavuk çiftlikleri po-tansiyeli yaklaşık sayılar olmak üzere; Me-ram İlçesi’nde 2.000.000 tavuk, Karatay

Tablo 9. Kesim Yapılan Büyükbaş Hayvan Sayıları – Konya İlçeleri

İlçe Adı İnek Düve Dana Boğa Tosun Öküz Toplam Oranı(%)

Karatay 8.273 4.150 3.230 161 64.880 323 81.017 72,42

Meram 1.757 190 190 20 9.119 40 11.316 10,12

Beyşehir 0 1.600 3.440 0 1.579 0 6.619 5,92

Karapınar 510 220 0 0 1.494 0 2.224 1,99

Kulu 83 0 0 0 1.128 0 1.211 1,08

Seydişehir 110 32 10 12 1.533 0 1.697 1,52

Kaynak: TÜİK, Hayvansal Üretim İstatistikleri, 2008

Tablo 10. Küçükbaş Hayvan Sayıları – Konya İlçeleri

İlçe AdıKoyun

(Merinos)

Koyun

(Yerli)Keçi (Kıl) Keçi (Tiftik) Toplam Oranı(%)

Karatay 500 119.200 1.200 0 120.900 9,35

Meram 0 75.350 1.000 0 76.350 5,90

Selçuklu 0 82.950 600 0 83.550 6,46

Altınekin 21.400 27.400 523 0 49.323 3,81

Cihanbeyli 3.350 80.000 2.100 195 85.645 6,62

Çumra 0 74.290 1.555 0 75.845 5,86

Ereğli 0 119.427 1.789 0 121.216 9,37

Ilgın 6.420 116.200 6.030 697 129.347 10,00

Kadınhanı 3.350 39.500 8.100 0 50.950 3,94

Karapınar 19.400 125.500 2.375 956 148.231 11,46

Kulu 0 70.250 1.075 0 71.325 5,51

Sarayönü 80 50.350 1.650 0 52.080 4,03


Tablo 11. Küçükbaş Hayvan Sayılarına Göre Süt Üretim Miktarı – Konya İlçeleri

İlçe AdıKoyun

(Merinos)

Koyun

(Yerli)Keçi (Kıl) Keçi (Tiftik) Toplam Oranı(%)

Karatay 9,256 4.921,70 40,34 0 4.971 10,42

Meram 0 3.023,33 37,04 0 3.060 6,41

Selçuklu 0 3.515,50 20,58 0 3.536 7,41

Cihanbeyli 57,672 3.163,95 109,5 3,526 3.335 6,99

Çumra 0 3.466,99 16,46 0 3.483 7,30

Ereğli 0 5.141,63 75,16 0 5.217 10,93

Ilgın 121,04 3.726,43 238,7 10,23 4.096 8,58

Karapınar 320,4 3.515,50 61,74 15,51 3.913 8,20

Kulu 0 3.515,50 26,34 0 3.542 7,42

Sarayönü 1,78 2.706,94 94,67 0 2.803 5,87


İlçesi’nde 950.000 tavuk, Çumra İlçesi’nde 600.000 tavuk, Selçuklu İlçesi’nde 500.000 tavuk, Sarayönü İlçesi’nde 400.000 tavuk, Ereğli İlçesi’nde 150.000 tavuk, Akşehir İlçesi’nde 50.000 tavuk şeklinde olup, civcivhaneler bu sayılara dahil değildir.[15]

Akşehir İlçesi’nde 26.000 adet/ay (yıllık yaklaşık 3.000.000 adet) kapasiteli 1 adet kanatlı hayvan kesimhanesi bulunmaktadır.[15]

Sanayi Kaynaklı Hava Kirliliğinin Kontrolü Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde 500 büyükbaş ve üzeri ile 1.000 küçükbaş ve üzeri hayvan kapasiteli tesisler, izne tabi tesisler listesinde


99

yer almaktadır. İlimizdeki bu kapasitedeki besi çiftlikleri; Ereğli, Karatay, Meram ve Selçuklu İlçeleri’nde yer almaktadır. Konya’daki büyükbaş ve küçükbaş hayvan besi tesislerinin, daha çok aile tipi işletmeler şeklinde olduğu göze çarpmaktadır.[15]

İlimizde 16 adet kesimhane mevcuttur. Ereğli İlçesi’nde 3 adet et entegre tesisi, Beyşehir İlçesi’nde 2 adet et entegre te-sisi ve 1 adet belediye mezbahanesi, Ka-rapınar İlçesi’nde 1 adet et entegre tesisi, Karatay İlçesi’nde 1 adet et entegre tesisi, Seydişehir İlçesi’nde 1 adet et entegre tesisi, Akşehir İlçesi’nde 1 adet belediye mezbahanesi, Kadınhanı İlçesi’nde 1 adet belediye mezbahanesi, Sarayönü İl-çesi’nde 1 adet entegre et tesisi ve 1 adet belediye mezbahanesi, Kulu İlçesi’nde 1 adet belediye mezbahanesi, Cihanbeyli İlçesi’nde 1 adet belediye mezbahanesi, Çumra İlçesi’nde 1 adet belediye mezba-hanesi bulunmaktadır.[15]

İlimizde 4 adet şeker fabrikası bulunması, önemli bir potansiyel oluşturmaktadır. Kris-tal şeker üretim kapasitesi Çumra Şeker Fabrikası için 324.000 ton/yıl, Konya Şeker Fabrikası için 278.505 ton/yıl, Ereğli Şeker Fabrikası için 208.942 ton/yıl ve Ilgın Şeker Fabrikası için 162.000 ton/yıl’dır. [15]

İlimizdeki süt ürünleri, meyve özü ve meyve suyu tesisleri önemli bir potansiyel oluşturmaktadır. İlimiz bünyesinde 10.000 litre/gün ve üzeri kapasiteye sahip emisyon izni olan Karatay İlçesi’nde toplam 41.000 ton/yıl kapasiteye sahip 11 adet süt ürünleri tesisi, Ereğli İlçesi’nde toplam 23.000 ton/yıl kapasiteye sahip 7 adet süt ürünleri tesisi, Meram İlçesi’nde toplam 20.000 ton/yıl kapasiteye sahip 1 adet süt ürünleri tesisi, Seydişehir İlçesi’nde toplam 1.750 ton/yıl kapasiteye sahip 1 adet süt ürünleri tesisi bulunmaktadır. Ayrıca; Ereğli İlçesi’nde 2 adet meyve suyu tesisi, 1 adet süt tozu tesisi ve Ilgın İlçesi’nde 1 adet meyve özü tesisi mevcuttur. [15]

Konya’da hayvan gübrelerinin, tarım alan-larından elde edilen anız ve samanların, şekerpancarı ve slaj mısır atıklarının, ke-simhane atıklarının, süt fabrikaları atık-larının, şeker fabrikaları atıklarının, evsel organik atıkların önemli bir biyokütle enerji potansiyeli teşkil ettiği görülmektedir.

Konya için; şeker fabrikaları merkezli olmak üzere Çumra, Ereğli, Ilgın, Meram ve Karatay ilçeleri cazibe merkezi konumundadır.

Tablo 12. Kesim Yapılan Küçükbaş Hayvan Sayıları – Konya İlçeleri

İlçe AdıŞişek-

Koyun Kuzu-Toklu

Gezdan-

Keçi

Oğlak-

ÇebiçToplam Oranı(%)

Karatay 35.589 123.566 1.028 0 160.183 62,13

Meram 5.260 0 745 0 6.005 2,33

Ereğli 17.443 4.914 338 489 23.184 8,99

Karapınar 1.450 43.284 82 0 44.816 17,38

Kulu 1.220 2.830 16 0 4.066 1,58

Seydişehir 1.013 0 4.516 0 5.529 2,14


Tablo 13. Konya İlçelerine Göre Nüfus Dağılımı Tablosu

İlçe Adı İl/ilçe Belde/köy Toplam Oranı

Akşehir 61.196 34.693 95.889 4,81

Beyşehir 32.525 38.044 70.569 3,54

Cihanbeyli 15.771 47.023 62.794 3,15

Çumra 28.834 36.162 64.996 3,26

Ereğli 95.056 39.952 135.008 6,78

Ilgın 31.171 29.432 60.603 3,04

Karapınar 31.951 16.306 48.257 2,42

Kulu 20.734 30.201 50.935 2,56

Seydişehir 39.267 25.077 64.344 3,23

Karatay 235.958 21.681 257.639 12,93

Meram 292.422 16.854 309.276 15,52

Selçuklu 474.993 12.906 487.899 24,48

Kaynak: TÜİK, Adrese Dayalı Nüfus Kayıt, 2009.

Tablo 14. Konya’daki Biyogaz Potansiyeli Tablosu

İlçe AdıŞeker

fabrikası

Yumurta

tavuğu

kümesleri

Küçükbaş

hayvan

sayısı

Büyük-

baş

hayvan

sayısı

Süt

ürünleri

tesisleri

Kesim

yapılan

yerler

İlçe

merkez

nüfusu

15.000

kişi üzeri

Akşehir X X X X

Altınekin X

Beyşehir X X X

Cihanbeyli X X X X

Çumra X X X X X X

Ereğli X X X X X X X

Ilgın X X X X

Kadınhanı X X X

Karapınar X X X X

Karatay X X X X X X

Kulu X X X

Meram X X X X X X

Sarayönü X X X

Selçuklu X X X

Seydişehir X X X X X


100

Avrupa’nın birçok ülkesinde bir enerji üretim stratejisi olarak yaygın şekilde kullanılmakta olan biyogaz tesisleri, ülkemizde ve ilimizde yaygınlaştırılmalıdır. Bir biyogaz tesisi için enerji değeri olan tonlarca atık ve artık madde enerjiye dönüştürülmelidir.

Tesis planlaması yapılırken; tek bir kaynağa odaklanılmaması, çeşitli kaynaklardan elde edilen atıkların en yüksek verim sağlayacak şekilde belli oranlarda karıştırılması gerektiği kanaatine varılmıştır.

6. SonuçEnerji üretim ve tüketim süreçlerinde ortaya çıkan sera gazı emisyonları, küresel ısınma ve iklim değişikliğinin en önemli nedenleri arasındadır. Sera gazı salınımında enerji sektörünün tüm diğer sektörlerden çok daha yüksek bir payının olması nedeniyle; iklim değişikliği ile enerji politikaları birbirine entegre edilmiş, özellikle sera gazı azaltımı yönünde taahhütte bulunan ülkeler, tüm enerji politikalarını bu çerçevede şekillendirmek durumunda kalmışlardır.

Petrol, petrol ürünleri, doğalgaz, LPG, kömür gibi enerji ihtiyacı için harcadığı rakamları düşünürsek ve bu rakamların her sene artacağını varsayarsak, Türkiye’nin ivedi bir şekilde ülke çıkarlarına uygun orta ve uzun vade vizyon programını hayata geçirmesi, ulusal, politik ve ekonomik çıkarlar açısından çok büyük önem taşımaktadır.

Öte yandan küresel ısınmanın ciddi boyutlara gelmesi nedeniyle; Türkiye’nin imzaladığı Kyoto Protokolü’ne uygun olarak, gelecek kuşaklara karşı sorumlulukların yerine getirilmesi sağlanacaktır.

Kaynaklar[1] http://www.enerji.gov.tr/index.php=elektrik[2] ALİBAŞ K., Ulusoy Y., Tekin Y. “Biyogaz üretimi”, Uludağ

Üniversitesi[3] http://www.biyogaz.com/bguka.htm [4] TOLAY M., Yamankaradeniz H., Yardımcı1 S., Reiter R.,

“Hayvansal atıklardan biyogaz üretimi” VII. Ulusal Temiz Enerji Sempozyumu, 2008

[5] http://www.enerji.gov.tr/index.php=biyoyakit

[6] http://www.eie.gov.tr/turkce/YEK/biyoenerji/01-biyogaz/bg_AB_uretim.html

[7] http://www.eie.gov.tr/turkce/YEK/biyoenerji/01-biyogaz/bg_Turkiye.html

[8] http://www.tuik.gov.tr/VeriBilgi[9] http://www.tuik.gov.tr/PreIstatikTablo[10] http://www.tuik.gov.tr/bitkiselapp/bitkisel.zul[11] http://tuikapp.tuik.gov.tr/adnksdagitapp/adnks.zul[12] http://www.eie.gov.tr/turkce/YEK/biyoenerji/01-biyogaz/bg_

haykay.html[13] KAYA D., Eyidoğan M., Çoban V., Çağman S., Aydoner

C., Tırıs M. “Türkiye’nin hayvansal atık kaynaklı biyogaz potansiyeli ve ekonomisi”, İCCİ Bildiriler Kitabı 2009

[14] ÖZTÜRK M. “Hayvan gübresinden biyogaz üretimi” Çevre ve Orman Bakanlığı

[15] Konya İl Çevre ve Orman Müdürlüğü, Sanayi Tesisleri Envanter Tablosu 2009

SummaryThere is an increasing trend around %7.5 in our country’s electric energy demand.

According to Ministry of Energy and Natural Resources data, as of 2008, our energy production capability is 41.987 MW and consumption 19.4 billion kWh. In 2008 our electric production is supplied from three main sources, consisting of %48.17 natural gas, %28.98 coal and %16.77 hydroelectricity. With the increasing electricity demand, our established energy production should be at least doubled by 2020.

The money Turkey spends on petroleum, petroleum products, natural Gas, LPG and coal will increase every day, bound to her energy needs. The actualization of medium and long term vision programme in compliance with Turkey’s national, politic and economic interests holds great importance.

Efficient, productive, safe and sensible utilization of energy resources and reducing the country’s external dependence has to be aimed.

Energy became one of the most expensive production inputs today, when conventional energy resources started to dwindle. For this very reason, all the developed and developing countries have inclined towards new and renewable energy resources. These resources seem to serves as an alternative to conventional energy resources.

One of the renewable energy resources is biomass energy. Turkey is one of the richest countries considering biomass energy potential.In this context, organic, vegetal, animal and industrial waste should be put off from polluting the nature and damaging health; and economic and applicable solutions must be presented.

There should be opportunities given to convert waste materials into energy and prevent its loss which is a very valuable resources for its organic structure and contents. Biogas facilities, which are widely used in many countries of Europe as a part of energy production strategy, have to be spread wide in our county and country.

Şekil 3.


101

ATIK YAĞLARIN YÖNETİMİ

Aydın ÖZBEYPetrol Sanayi Derneği İktisadi İşletmesi, Petrol ve Doğalgaz Mühendisi

Dr. Erol METİNPetrol Sanayi Derneği İktisadi İşlemesi, Metalürji ve Malzeme Mühendisi

ÖzetÇevre ve insan sağlığı için tehlike oluşturan atık motor yağlarının uygun koşullarda kayıt altına alınarak toplanması ve çevre ve insan sağlığına zarar vermeyecek koşullarda geri kazanılması (enerji veya ürün olarak) ya da bertaraf edilmesi amacıyla 2004 yılında başlatılan projenin Türkiye çapındaki sonuçları bu makalenin konusudur. Türkiye’de 2005-2009 yılları arasında atık motor yağların yönetimi ile ilgili olarak, üretici sorumluluğunda Petrol Sanayi Derneği tarafından yapılan toplama ve geri kazanım çalışmalarının sonuçları ve dünyada atık yağların yönetimine yönelik uygulamalar özetlenmiş ve karşılaştırmalar yapılmıştır. Çevre ve Orman Bakanlığı’nın koordinasyonu ve Yönetmeliği çerçevesinde geliştirilen bu proje ile atık motor yağlarının oluştuğu tüm merkezlerden ülke çapında bedelsiz olarak toplanması, geri kazanımı ve bertarafını sağlamak üzere etkin bir sistem kurulmuş, bu sistem içinde lojistik yönetim birimi geliştirilerek ülke çapında yerleşmesi sağlanmıştır.

1. GirişAtık Yağların Yönetimi Projesi ile; motorlu taşıtlarda kullanılan ve atık hale gelen motor yağlarının araç servisleri, akaryakıt istasyonları, kamuya ait araç bakım istasyonlarından doğru koşullarda lisanslı ve yetkili ekiplerce toplanarak, T.C. Çevre ve Orman Bakanlığı tarafından lisanslandırılmış tesislerde çevre ve insan sağlığına zarar vermeyecek şekilde işlem görmesinin sağlanması için atık üreten noktaların belirlenmesi, bilinçlendirilmesi, uygun toplama sisteminin oluşturulması amaçlanmıştır. Çalışmanın başladığı Mayıs 2004 tarihinden itibaren toplanan atık motor yağı miktarı ve toplama yapılan nokta sayısı her yıl artarak devam etmiş ve ülke çapına yayılmıştır. Motor yağı değişim noktalarında oluşan atık motor yağları, ulusal atık taşıma formu düzenlenerek lisanslı özel araçlarla toplanmakta ve kategorilerine uygun olarak geri kazanım veya bertaraf amaçlı olarak değerlendirilmek üzere lisanslı işletmelere teslim edilmekte, yasal belgeleme işlemleri eksiksiz yerine getirilmekte ve bu işlemler için atık üreticilerinden herhangi bir ücret talep edilmemektedir. Tüm bu hizmetlerin yasalara uygun olarak -tüm ülke çapında, miktar ve sınır gözetmeksizin- yerine getirilmesi için gerekli ilave maliyetler ise PETDER atık motor yağı toplama organizasyonuna katılan motor yağı üreticisi şirketlerce karşılanmaktadır.

2. Dünyada ve Türkiye’de Madeni Yağ Sektörüne Bakış Dünyada madeni yağ tüketimi rakamlarına bakıldığında, 2009 yılı

itibari ile dünya madeni yağ talebinde % 13 oranında bir düşme olmuştur. Bu düşüş, dünya coğrafyası içinde incelendiğinde en sert düşüşün %17 ile Avrupa bölgesinde olduğu görülmektedir. B.R.I.C ülkelerinin bu düşüşten daha az etkilendiği görülmektedir.

Avrupa Rejenerasyon Endüstrisi Komitesi (GEIR) verilerine göre, Avrupa Birliği üyesi ülkeler içinde 2006 yılında en fazla madeni yağ tüketimi yapılan ülkeler ve miktarlar sırasıyla; Almanya 1 milyon 174 bin ton, İngiltere 858 bin ton, Fransa 821 bin ton, İspanya’da 519 bin ton’dur. Türkiye’deki madeni yağ tüketim rakamlarında ise çelişki görülmektedir.

Türkiye madeni yağ sektöründe Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu kayıtlarına göre, 2009 yılı sonu itibari ile 192 madeni yağ üreticisi firma ve bir baz yağ üretimi yapan rafineri bulunmaktadır. Toplam madeni yağ tüketiminin geçmiş yıllardaki gelişimini de görmek açısından Petrol İşleri Genel Müdürlüğü ve Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu’nun yayınlamış olduğu veriler referans alındığında 2009 yılında Türkiye’de işlenerek piyasaya sunulan madeni yağ miktarının ihracat hariç 902 bin ton olarak görülmektedir. Bu miktarda özellikle son üç yıldaki önemli büyüklükteki artış dikkat çekmektedir.

Tablo 1’de verilen resmi rakamlarla, geçtiğimiz yıllarda madeni yağ sektöründe kullanılmak üzere baz yağ olarak ithal edilen ve motorin piyasasında yaygın olarak kullanılan ve satılan 10 numara yağ vb. isimler altında yapılan piyasa faaliyetleri sebebi ile Türkiye’de gerçek madeni yağ olarak tüketilen miktar hakkında sağlıklı bir değerlendirme yapılmasını güçleştirmektedir. 2009 yılında dünyada ve Avrupa’daki daralmanın aksine, ihracat miktarları hariç olmak üzere Türkiye’de piyasaya sürülen madeni yağ miktarında bu verilere göre % 15 oranında artış olması son üç yıla ilişkin verilerin gerçeği yansıtmadığı kaygılarımızı doğrular niteliktedir. Bununla birlikte Türkiye’de madeni yağ olarak tüketilen gerçek miktarın PETDER’in girişimi ile bağımsız bir gözetim ve denetim şirketi olan PWC tarafından hazırlanan sektör raporları, EPDK ve Çevre ve Orman Bakanlığı verileri ışığında 500 bin ton/yıl seviyesinde gerçekleştiği tahmin edilmektedir.

3. Atık Yağların Yönetim EsaslarıÜlkemizde Atık Yağların Yönetim esasları, 30 Temmuz 2008 tarihli Atık Yağların Kontrolü Yönetmeliği, 14 Mart 2005 tarihli

Tablo 1. Dünya Madeni Yağ Talebi “Deniz Yağları Hariç”

Miktar (1000 ton) 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Dünya Madeni Yağ

Talebi36.400 35.600 35.700 35.400 36.100 36.500 36.900 37.100 36.200 31.600

Kaynak: Avrupa Madeni Yağ Zirvesi, Mr. Apu GOSALIA Sunum, Londra, 2009


102

Tehlikeli Atıkların Kontrolü Yönetmeliği ve 5 Temmuz 2008 tarihli Atık Yönetimi Genel Esaslarına İlişkin Yönetmelikler ile düzenlenmiştir. 19 Kasım 2008 tarihinde yayınlanan 2008/98/EC sayılı “Atık Direktifi” ile, Avrupa Birliği tarafından çıkarılan mevzuatların basitleştirilmesi ve azami çevresel faydanın sağlanması için 75/439/EEC sayılı Atık Yağlar, 91/689/EC sayılı Tehlikeli Atık, 2006/12/EC sayılı Atık Çerçeve Direktifleri’nin yeniden düzenlenerek 2008/98/EC sayılı direktifle uyumlu hale getirilmesi sonrasında eski direktifler 12 Aralık 2010 tarih itibari ile yürürlükten kaldırılacaktır. Üye ülkelerden 12 Aralık 2010 tarihine kadar mevzuatlarında bu direktifte belirtilen esaslar çerçevesinde düzenleme yapmaları beklenmektedir.

2008/98/EC sayılı direktifte, atık yağların kaynağında ayrı toplanmasının, doğru atık yönetiminin yapılması ve uygun olmayan bertaraf sonucu çevreye verilecek zararın önlenmesi açısından hayati bir öneme sahip olduğu, atık yağların yönetiminin atık hiyerarşisine göre yaşam döngüsü analizi yapılarak çevre için en fazla yarar sağlayan uygulamaya öncelik verilerek yapılması gerektiği hususlarına vurgu yapılmaktadır. Direktifte sunulan

Atık Yönetimi Hiyerarşisine göre, atıklar öncelik sıralaması ile, kaynağında azaltılmalı (prevention), tekrar kullanılmalı (preparing for re-use), hammadde olarak geri kazanılmalı (recycling), enerji olarak geri kazanılmalı (energy recovery), en son seçenek olarak ise bertaraf (disposal) ettirilmelidir. Yaşam döngüsü analizleri atık yağların farklı rafinasyon yöntemleri kullanılarak baz yağa geri dönüştürülmesi, enerji olarak değerlendirilmesi gibi konularda, çevre etkileri açısından en uygun yöntemlerin belirlenmesinde son derece yararlı sonuçlar vermektedir. Bu çalışmalar, atık yağın cinsi, kullanılan rafinasyon tekniği vb. konulara ve hatta taşıma mesafelerine göre değişmektedir. Bu konuda European Comission tarafından 2001 yılında yayınlanan rapor[12], atık yağların yönetimine bütünsel yaklaşım getirmesi nedeni ile bu alanda yayınlanmış en kapsamlı rapordur. Şekil 2’de böyle bir yaklaşımın içeriği ve aşamaları verilmiştir. Rapor, atık yağların farklı rafinasyon süreçleri (vakum distilasyon, termal cracking vb.) ile baz yağa geri dönüşümü ile çimento tesislerinde enerji olarak geri kazanılmasının çevresel etkilerini detaylı olarak karşılaştırmıştır. Fosil yakıt tüketimi, su tüketimi, iklim değişikliği etkisi, katı atık, partikül emisyonu gibi bir çok çevresel etki açısından rafinasyon ve enerji geri kazanımı karşılaştırılmıştır. Sonuç olarak, tüm çevresel etkiler karşılaştırıldığında rafinasyon veya enerji geri kazanımının bir diğerinden daha üstün olduğu konusunda net bir sonuç ortaya çıkmamıştır. Tüm alternatifler en az bir somut çevre yararı sağlayabilmektedir. Örneğin enerji geri kazanımı sera etkisi açısından avantaj sağlarken, asidifikasyon etkisi açısından rafinasyon avantaj sağlayan bir yöntem olmaktadır.

3.1. Dünyada ve Türkiye’de Atık Yağların Değerlendirme YöntemleriGelişmiş ülkeler bazında yapılan değerlendirmeler atık yağların yönetimi konusunda standart bir uygulama bulunmadığını ve hatta çok farklı yaklaşımlar olduğunu göstermektedir. GEIR 2008

Tablo 2. Madeni Yağ İthalat ve Yurt İçi Üretim Miktarları

Miktar (1000 ton) 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Yurtiçi Üretim 317 248 299 280 292 342 328 294 264 238

İthalat 164 69 137 193 269 310 319 473 521 664

Toplam 481 317 436 473 561 652 647 767 785 902

Kaynak: Petrol İşleri Genel Müdürlüğü, Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Verileri

Şekil 1. Madeni Yağ Piyasası Ürün Kırılımları, PETDER

Şekil 2. Atık Yağlar Yaşam Döngüsü Analizi, (LCA-ISO 14040

Şekil 3. Avrupa Birliği Ülkeleri – Türkiye Atık Yağ Toplama ve Değerlendirme

Yöntemlerinin Karşılaştırması

Kaynak: Çevre ve Orman Bakanlığı, PETDER.


103

raporuna göre[4] Avrupa ülkelerinde toplanan atık yağların % 50’si enerji, % 37’si hammadde olarak geri kazanılmaktadır. Ülkemizde bu oranlar 2009 yılında sırası ile % 45 ve % 47 olarak gerçekleşmiştir.

Çalışmada Japonya’da ulusal seviyede geri dönüşüm programı, destek veya teşvik sisteminin bulunmadığı, atık motor yağı toplama oranın yüksek olduğu ve enerji değerinden yaralanılmak üzere geri kazanımın ağırlıkta olduğu, ürün geri kazanımın yaygın olmadığı görülmektedir.

İtalya’da ise üretilecek motor yağında yeniden rafine edilmiş baz yağ kullanılmasının teşvik edildiği, madeni yağ satışında alınan vergi ile sistemin devlet tarafından desteklendiği belirtilmektedir. Bu şekilde piyasaya sunulan yağın yaklaşık % 33’ü toplandığı, % 10’unun çimento fabrikalarında ek yakıt olarak kullanıldığı % 18’inin ise yeniden rafine edildiği belirtilmektedir. Avustralya’da devletin atık yağların yeniden rafinasyon için kaynak ve yüksek oranda teşvik sağladığı piyasaya sunulan yağın % 38’inin geri toplandığı ifade edilmektedir. Kanada Alberta’da toplama miktarının artırılmasına için madeni yağ satışında vergi alınarak desteklenen, rafinasyona ilginin az olduğu, piyasaya sunulan madeni yağın % 51’inin toplandığı ifade edilmektedir.

Dünya üzerinde en çok madeni yağ tüketiminin olduğu Amerika’da ise, rafinasyon sektörünün küçük olduğu ve atıkların yakıt olarak kullanımının teşvik edildiği görülmektedir. ABD’de atık yağların yönetimi hususunda Avrupa’daki gibi merkezi bir yönetim orga-nı bulunmamaktadır. Bu kapsamda eyaletler arasında farklı uygu-lamalar mevcut olup endüstri istatistikleri de farklılıklar içermektedir. Bazı eyaletlerde, toplama çalışmaları madeni yağ satışında alınan vergi ile desteklenmekte, bazı eyaletler kirlenmenin önüne geçmek üzere atık yağları tehlikeli madde olarak değerlendirmekte, bazı yerel yönetimler toplama çalışmalarını desteklemek üzere maddi kaynak ayırmaktadır. Bununla birlikte, Amerikan hükümeti federal politikası, kullanımda yeniden rafine edilmiş yağlarının tercih edilmesi, yakma da dahil olmak üzere atık yağların işlenerek geri dönüşümünün sağlanması ve bertarafının sağlanmasının teşvik edilmesi yönündedir.

Bu çalışma dünyada atık yağların değerlendirme yöntemlerinin ülkelere göre farklılık gösterdiğini ve genel anlamda en iyi olarak nitelendirilebilecek bir uygulamanın bulunmadığını göstermektedir.

3.2. Petrol Sanayi Derneği Atık Yağların Yönetimi ÇalışmalarıPetrol Sanayi Derneği (PETDER) tarafından Atık Yağların Kontrolü Yönetmeliği çerçevesinde 2004 yılından günümüze yürütülen “atık motor yağı toplama” çalışmaları kapsamında, 2009 yılı sonu itibariyle son beş yıllık süreçte toplam 79 ildeki, 6 bin 566 farklı atık motor yağı üreticisinden 50 bin 199 sefer yaparak 66 bin 744 ton atık motor yağı toplanarak, lisanslı işletmelerde hammadde, enerji olarak geri kazanılmış veya bertaraf ettirilmiştir.

2009 senesinde organizasyona katılım sağlayan şirket sayısı 88 olup bu şirketler tarafından bir yıl önce “2008 yılında” piyasaya sunulan motor yağı miktarı 199 bin 835 ton olarak gerçekleş-miştir. 2009 yılında atık motor yağlarını toplamak ve yasal bertaraf işlemini tamamlamak üzere 78 ilde, 944 bin 167 km mesafe yol kat edilerek, toplam 14 bin 895 sefer yapılarak 4 bin 303 farklı işletmeden, 17 bin 640 ton atık motor yağı toplanmıştır. Toplanan atık motor yağının % 7’si 1.kategori statüsünde, % 78’i 2. kategori statüsünde, % 15’i 3. kategori statüsünde değerlendirilmiştir.

Tablo 3. Kullanılan Yağ Cinsine Göre Oluşan Atık Yağ Miktarı

Yağ Cinsi Atık Miktarı (%)

Benzinli Motor Yağları 65%

Dizel Motor Yağları 65%

Araç Diferansiyel Yağları 90%

Şanzıman Yağları ( Araç Dişli Kutusu) 90%

Diğer Araç Yağları 0%

Hidrolik Yağlar 70%

Kompresör / Türbin Yağları 70%

Proses Yağları 0%

Elektrik İzolasyon (Trafo) Yağları 95%

Endüstriyel Dişli Yağları 75%

Diğer Endüstriyel Yağları 50%

Havacılık Yağları 90%

Kaynak: CONCAWE WQ/STF–26 Raporu

Ülkemizde yılda yaklaşık 500 bin ton madeni yağ tüketildiğinden hareketle en az 250 bin ton atık madeni yağ oluşmuş olması beklenmelidir. 2009 yılında toplanan 30 bin 708 ton atık yağın, 14 bin 373 tonu rafinasyon ve rejenerasyon tesislerinde, 13 bin 677 tonu ise çimento, kireç, demir çelik tesislerinde, 2 bin 668 tonu ise bertaraf tesislerinde ürün veya enerji olarak geri kazanılmış veya bertaraf ettirilmiştir. Dolayısıyla Türkiye’de kayıt altına alınan toplam atık yağ miktarı oluşması beklenen miktarın % 12’sidir. Oluşan atık yağın % 88’inin akıbeti ise bilinmemekte veya kayıt altına alınamamaktadır. Kayıt altına alınan miktar AB üyesi ülkeler ortalaması olarak % 74 seviyesindedir.

Yapılan araştırmalar[1], faydalı kullanım ömrünün tamamlayarak atık hale dönüşen madeni yağ miktarının kullanım yerine ve koşullara bağlı olarak değişmekle birlikte en az % 50’sinin kullanım sonrası atık hale dönüştüğünü göstermektedir. Örneğin motor yağları için yüksek ısı ve mekanik kayıplardan dolayı % 65 düzeyinde olan bu oran, transmisyon ve dişli kutusu yağları için % 90 seviyelerindedir.(Tablo 3)

2005 yılında Amerika Enerji Departmanı[3] tarafından yapılan çalışma, ülkelerin atık yönetimi konusunda farklı yaklaşım içinde olduklarını göstermektedir. Bu çalışmada Fransa’da, devlet tarafından madeni yağ üreticilerine uygulanan vergi ile desteklenen bir sistem uygulanarak atık yağların % 78’i toplanarak kayıt altına alındığı ve bunun % 42’si yeniden rafinasyon tesislerinde geri kazanıldığı belirtilmektedir. Almanya’da yasal mevzuatın ve tüketicilerin geri dönüşüme olan ilgisinin çok fazla olduğu, tüm atık yağların tehlikeli atık olarak değerlendirildiği ve atık üreticilerinin depoladıkları atık yağın bertarafı için ücret ödemek zorunda oldukları belirtilmektedir. Atık yağ toplama oranın satılan yağ miktarı üzerinden % 48 olduğu ifade edilen çalışmada, toplanan atık yağın % 41’inin yeniden rafine edildiği, % 35’inin çimento fabrikalarında enerji değerinden yararlanmak üzere geri kazanıldığı ve % 24’ünün ise bertarafının sağlandığı ifade edilmektedir.


104

2009 yılında en fazla toplama yapılan iller sırasıyla İstanbul (4071 ton), Ankara (1771 ton), Kocaeli (1591 ton), İzmir (1295 ton), Bursa (783 ton) olmuştur. En az toplama yapılan iller sırasıyla Kırıkkale (5 ton), Ardahan (3,2 ton), Kilis (2,4 ton), Bayburt (1,9 ton), Ağrı (1,7 ton) olmuştur. 2009 yılında Muş ve Şırnak illerinden hiç atık motor yağı toplanamamıştır.

2009 yılında trafiğe kayıtlı araç başına toplanan atık motor yağı miktarı 1,2 kilogram olup, araç başına en fazla atık motor yağı toplanan iller sırasıyla Kocaeli (7,6 kg/araç), Zonguldak (5,2 kg/araç), Siirt (3,9 kg/araç), Bingöl (2,7 kg/araç), Trabzon (2,7 kg/

Şekil 4. Toplanan Atık Motor Yağı Miktarı ve Sefer Sayısı “2004-2009”

Şekil 5. Toplanan Atık Motor Yağının Kaynağına Göre Dağılımı

“2004-2009” (ton)

Şekil 6. Toplanan Atık Motor Yağının Bölgelere Göre Dağılımı

“2004-2009” (ton)

araç) olmuştur. Araç başına en az atık motor yağı toplanan iller sırasıyla, Karabük (0,17 kg/araç), Kırıkkale (0,15 kg/araç), Yozgat (0,09 kg/araç) , Kilis (0,08 kg/araç), Ağrı (0,07 kg/araç) olmuştur.

2009 yılında kişi başına toplanan atık motor yağı miktarı 0,2 kilogram olup, kişi başına en fazla atık motor yağı toplanan iller sırasıyla Kocaeli (1,045 kg/kişi), Zonguldak (0,862 kg/kişi), Çanakkale (0,465kg/kişi), Muğla (0,441 kg/kişi), Ankara (0,381 kg/kişi) olmuştur. Araç başına en az atık motor yağı toplanan iller sırasıyla, Van (0,022 kg/kişi), Kırıkkale (0,018 kg/kişi), Kilis(0,015 kg/kişi), Yozgat (0,012 kg/kişi), Ağrı (0,003 kg/kişi) olmuştur.


105

Son beş yılda toplanan atık motor yağlarının % 62’si araç servislerinden, % 8’i kamu kuruluşlarından, % 4’ü belediyelerden, % 5’i yağ üretim tesislerinden, % 2’si inşaat madencilik tesislerinden, % 2’si askeri kurumlardan, % 1’i akaryakıt istasyonlarından, % 13’ü endüstri araç parkından toplanmıştır.

Son beş yılda, toplanan atık motor yağının % 8’i Akdeniz, % 2’si Doğu Anadolu, % 15’i Ege, % 3’ü Güneydoğu Anadolu, % 14’ü İç Anadolu, % 11’i Karadeniz, % 47’si Marmara Bölgesi’nden toplanmıştır.

Atık Yağların Yönetimi Projesi için PETDER tarafından son beş yılda 12 milyon TL kaynak kullanılmıştır. Son beş yıllık ortalamaya göre, bu kaynağın % 48’i organizasyona katılım sağlayan motor yağı üreticisi, ithalatçısı şirketler tarafından karşılanmakta, geri kalan bölümü ise lisanslı işletmelere yapılan atık yağ nakliye gelirlerinden elde edilen gelirle sübvanse edilmektedir.

Proje çalışmaları çerçevesinde atık motor yağlarının çevre ve insan sağlığına olumsuz etkilerine dikkat çekmek, atık üreticilerinin projeye katkılarını sağlamak üzere atık üreticileri düzenli olarak ziyaret edilmekte, yerel yönetimlerle işbirliği protokolleri imzalanmakta, toplantı ve eğitim programları düzenlenmekte, yazılı ve görsel iletişim araçları vasıtasıyla, fuar vb. etkinliklerde proje çalışmaları hakkında bilgilendirme yapılmaktadır.

4. Sonuç• Türkiye’de T.C. Çevre ve Orman Bakanlığı tarafından yayınlanan

Atık Yağların Kontrolü Yönetmeliği ile atık yağların kayıt altına alınması, geri kazanımı ve bertarafının sağlanması için önemli çalışmalar başlatılmış, bu kapsamda PETDER ülke çapında yaygın ve etkin bir sistem kurmuştur.

• Tüm bu çalışmalara ve beş yıllık ciddi yatırımlara rağmen atık motor yağların % 80-85’i kayıt dışı olarak toplanmakta ve çevre ve insan sağlığını tehdit edecek alanlarda yaygın olarak kullanılmaya devam etmektedir.

• PETDER atık motor yağı toplama miktarları 2005 yılında 7 bin 492 ton, 2006 yılında 10 bin 425 ton ton, 2007 yılında 15 bin 80 ton, 2008 16 bin 94 ton yılında ton, 2009 yılında 17 bin 640 ton olarak gerçekleşmiştir.

Kaynaklar [1] CONCAWE, Report No: 5/96. “Collection and Disposal of

Used Lubricating Oil”, Brussels, (1996), www.concawe.be [2] T.C. Çevre ve Orman Bakanlığı, Atık Yönetimi Eylem Planı,

Ankara, 2009, www.atikyonetimi.cevreorman.gov.tr [3] U.S. Department of Enegy, Office of Fosil Energy, Used Oil

Re-Refining Study to Adres Energy Policy Act of 2005 Section 1838, U.S., (2006), www.energy.gov

[4] GEIR, 2008 Report, www.geir-rerefining.org [5] Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu, Petrol Piyasası Sektör

Raporu, Ankara, (2007- 2008), www.epdk.gov.tr [6] Petrol İşleri Genel Müdürlüğü, 2007 Raporu, Ankara, (August,

2007)[7] Tüpraş Faaliyet Raporu, Kocaeli, (2007- 2008), www.tupras.

com.tr [8] EUROPALUB 2006, Europalub Association, France[9] Petrol Sanayi Derneği, Atık Motor Yağı Toplama Çalışması

verileri, (2009), www.petder.org.tr

[10] Türkiye İstatistik Kurumu, İllere göre motorlu kara taşıtları sayısı, (2009) www.tuik.gov.tr

[11] ACI “European Base Oils and Lubricants Summit”, Apu GOSALIA Sunum, Londra, (2009)

[12] “Critical Review of Existing Studies and Life Cycle Analysis on the regeneration and incineration of waste Oils”, EC DG Environment Report, (December,2001)

SummaryThe waste motor oil collection and recovery (as base oil or energy) efforts, that are being conducted since 2004, that constitute a threat for environment and human health, is the subject of this paper. The paper summarizes collection and recovery activities being conducted since 2005 through the PETDER organization and also basic comparisons with similar applications in other countries. As a result of the Regulation enforced by the Ministry of Environment & Forestry, PETDER has set up a nationwide collection system in 2004. The system is based on producer pays principle and works on not for profit basis, in order to collect and recovery waste motor oils on a nation wide management system.

This paper summarizes the efforts, to on waste motor oil collection and recovery actions which has been started in 2004, which constituets a threat for environment and human health, .


106

YENİLENEBİLİR ENERJİ KAYNAKLARININ ETKİN KULLANIMI

Fahrettin TANINMIŞSena Enerji ve İnşaat San. ve Tic. Ltd. Şti

ÖzetTüm dünyada olduğu gibi Türkiye için de önemi son derece büyük olan enerji ihtiyacının karşılanması konusunda izlenecek olan yollardan birisi de, yenilenebilir enerji kaynaklarının etkin bir şekilde kullanılmaya başlamasıdır.

Mevcut durum itibari ile ülkemizin enerji politikası içerisindeki, yenilenebilir enerjinin durumu ve geleceği ivedilikle belirlenmelidir. Bu kapsamda yenilenebilir enerji kaynaklarının etkin bir şekilde kullanılmaya başlaması için üzerine görev düşen devlet kurum ve kuruluşları ile enerji sektörüne yatırım yapmak isteyen müteşebbisler ve tüzel kişilikler tarafından yapılması gereken icraat ve hareketler, önceden tasarlanarak, bir yol haritasının oluşturulması ve en kısa süre içerisinde hayata geçirilmesi gerekmektedir. 1. Günümüzde Enerji KaynaklarıBugün enerji dediğimizde aklımıza ilk gelen enerji formu elektrik enerjisidir. Çünkü elektrik enerjisinin kullanımı diğer enerji formlarına göre oldukça yaygındır.

Bu yaygınlığın nedenleri arasında, elektrik enerjisinin kolaylıkla diğer enerji şekillerine dönüştürülebilen bir enerji olması, bir noktadan başka bir noktaya iletimi esnasında meydana gelen kaybın diğer enerji şekillerine göre daha az olması ve depolama ihtiyacının bulunmaması olarak gösterilebilir.

Elektrik enerjisi doğada ham olarak bulunan bir enerji çeşidi olmamasından dolayı, mutlaka bir başka enerji formunun gerekli teknolojiler ve ekipmanlar kullanılarak elektrik enerjisinin üretilmesi söz konusudur. İşte bu noktada elektrik enerjisi üretmek için kullanılan bu teknolojilerin yapıları gereği ortaya çıkardıkları yan ürünlerin, doğaya zararlı olup olmadıklarının önemi büyüktür.

Mevcut enerji kaynaklarının önemli bir kısmını fosil bazlı yakıtlar oluşturmaktadır. Fosil bazlı yakıtların enerji üretiminde kullanılması, doğaya saldıkları CO2‘den dolayı havanın kirlenmesine neden olmaktadır.

Ülkemizde elektrik enerjisinin üretilmesinde kullanılan, fosil bazlı yakıt yakarak atmosfere CO2 salınımında bulunan termik ve doğalgaz çevrim santrallerinin toplam kurulu güçleri ve Türkiye’nin tüm kurulu gücüne olan oranları Tablo 1’de gösterilmiştir.

Ayrıca Hidroelektrik santraller ve yenilenebilir enerji kullanarak çalışan santraller de Tablo 1’de yer almaktadır.[1] (Tablo 1’deki veriler, Ekim 2009 tarihindeki verilerdir.)

Tablo 1.

Ülkemizdeki Santraller

Gücü [MWe] Yüzdesi [%]

Termik Santraller 28.935,9 65,92

Hidroelektrik Santraller

14.278,0 32,53

Yenilenebilir Santraller

682,5 1,55

TOPLAM 43.896,4 100

Tablo 1’den de görüleceği üzere ülkemizin enerji ihtiyacını kar-şılayan santrallerin yaklaşık %66’sı fosil bazlı yakıt yakarak elektrik enerjisi üretmektedir. Bu ise CO2 salınımının artışına neden olmaktadır. Dünyanın önde gelen gelişmiş ülkeleri CO2 salınımını kontrol altına almak için Kyoto Protokolünü hazırlamışlardır.

Ülkemiz 2009 yılında Kyoto Protokolü’nü imzalayarak, bu protokolü kabul etmiştir. Kyoto Protokolü’nün kabulünün bir gereği olan, yenilenebilir enerji kaynaklarının etkin bir şekilde kullanılması, mevcut CO2 salınımının azaltılmasına neden olacak en önemli et-kendir. Kyoto Protokolü dahilinde, yenilenebilir enerji ile üretilen her bir kWh enerji için yaklaşık olarak 700 ila 800 gr. CO2 salınımının engellediğinden dolayı,[2] yenilenebilir enerji ile üretilmiş olan toplam enerji miktarı için bir karbon sertifikasına sahip olunacaktır.

2020 senesinden sonra yürürlüğe girecek bu uygulama ile belirlenen değerin üzerinde CO2 salınımına neden olan ülkeler, eğer ellerinde yeterli miktarda karbon sertifikası yok ise maddi tazminat ödemek durumunda kalacaklardır.

2. Yenilenebilir EnerjiYenilenebilir enerji kaynakları kendi aralarında değerlendirmeye alındığında, gerek teknolojilerinin belirli bir aşamayı kat etmiş olması, gerekse dünya çapında yapılan MW seviyelerindeki santral uygulamaların neticesinde rüzgar enerjisi ve güneş enerjisi diğer yenilenebilir enerji kaynakları arasından öne çıkmaktadır. Bu bağlamda mevcut durum itibari ile kullanılmaya en uygun yenilenebilir enerji kaynakları rüzgar enerjisi ve güneş enerjisidir.

Dünya genelinde kurulu olan rüzgar enerji santrallerinin (RES) 2009 yılı sonu itibari ile toplam kurulu gücü 157.899 MW’tır. Ülkemizde işletmede olan RES kurulu gücü ise 14 Şubat 2010 tarihi itibari ile 803,55 MW’tır.[3] Bu da dünya genelinde kurulu bulunan toplam gücün %0.51’ine denk gelmektedir. Türkiye’de 14


107

Şubat 2010 itibari ile işletmede olan rüzgar enerji santralleri Tablo 2’de gösterilmiştir. Oysa rüzgar enerjisi potansiyeli açısından bu durumu değerlendirdiğimizde, Türkiye’nin teknik rüzgar enerjisi potansiyeli 83.000 MW’tır.[4] Böylece sahip olduğumuz potansiyel rüzgar enerjisinin sadece %0,97’sini kullanabiliyoruz, geri kalan %99,03’lük bir payın ise ülkemizin üzerinden esip geçmesine sadece seyirci kalıyoruz. Güneş enerjisi ile ilgili olarak ülkemizde sadece küçük güçlerde kurulu olan uygulamalar bulunmaktadır. Bu uygulamalar Türk Telekom istasyonları, otoban SOS telefonları, Orman Genel Müdürlüğü’nün gözetleme istasyonları, radar istasyonları, deniz

fenerleri ve üniversiteler ile çeşitli akademik çalışmalar tarafından gerçekleştirilen uygulamalardır.

Maalesef ülkemizde MW mertebesinde herhangi bir santral uygulaması bulunmadığından dolayı, dünya genelinde yapılan uygulamalar ile bir kıyaslama yapılamayacaktır. Ancak dünya genelinde kurulu olan ve Photo-Voltaic (PV) teknolojiyi kullanan güneş enerji santrallerinin, 2008 yılı itibari ile toplam kurulu gücünün 15.200 MW olduğu [5] bir aşamada, ülkemizde güneş enerjisi alanına yatırım yapmak isteyen özel ve tüzel kişiliklerin izleyebileceği bir yol haritasının dahi mevcut olmaması, bir belirsizliği de beraberinde getirmektedir.

Tablo 2. Şubat 2010 itibariyle İşletmede Olan Rüzgar Enerji Santralleri

Şirket Mevkii Gücü [MW]

Alize Enerji Elektrik Üretim AŞ İzmir-Çeşme 1,5

Anemon Enerji Elektrik Üretim AŞ Çanakkale-İntepe 30,4

Deniz Elektrik Üretim Ltd. Şti. Manisa-Akhisar 10,8

Doğal Enerji Elektrik Üretim AŞ Çanakkale-Gelibolu 14,9

Doğal Enerji Elektrik Üretim AŞ Manisa-Sayalar 34,2

Ertürk Elektrik Üretim AŞ İstanbul-Çatalca 60

İnnores Elektrik Üretim AŞ İzmir-Aliağa 42,5

Lodos Elektrik Üretim AŞ İstanbul-Gaziosmanpaşa 24

Mare Manastır Rüzgar Enerji Santralı San. Ve Tic. AŞ

İzmir-Çeşme39,2

Sunjüt Sun’i Jüt San. Ve Tic. AŞ İstanbul-Hadımköy 1,2

Teperes Elektrik Üretim AŞ İstanbul-Silivri 0,85

Yapısan Elektrik Üretim AŞ Balıkesir-Bandırma 30

Baki Elektrik Üretim Ltd. Şti. Balıkesir-Şamlı 90

Dares Datça Rüzgar Enerji Santralı San. Ve Tic. AŞ

Muğla-Datça29,6

Deniz Elektrik Üretim Ltd. Şti. Hatay-Samandağ 20

Ayen Enerji AŞ Aydın-Didim 31,5

Alize Enerji Elektrik Üretim AŞ Çanakkale-Ezine 20,8

Alize Enerji Elektrik Üretim AŞ Balıkesir-Susurluk 18,9

Rotor Elektrik Üretim AŞ Osmaniye-Bahçe 77,5

Ütopya Elektrik Üretim San. Ve Tic. AŞ İzmir-Bergama 15

Mazı-3 Rüzgar Enerji Santralı Elektrik Üretim AŞ

İzmir-Çeşme22,5

Akenerji Elektrik Üretim AŞ Balıkesir-Bandırma 15

Borasco Enerji ve Kimya San. Ve Tic. AŞ Balıkesir-Bandırma 45

Soma Enerji Elektrik Üretim AŞ Manisa-Soma 52

Belen Elektrik Üretim AŞ Hatay-Belen 15

Alize Enerji Elektrik Üretim AŞ Tekirdağ-Şarköy 28,8

Kores Kocadağ Rüzgar Enerji Santralı Üretim AŞ

İzmir-Urla15

Ares Alaçatı Rüzgar Enerjisi Sant. San. Ve Tic. AŞ

İzmir-Çeşme7,2

Bores Bozcaada Rüzgar Enerjisi Sant. San. Ve Tic. AŞ

Çanakkale-Bozcaada10,2

TÜRKİYE TOPLAM KAPASİTE 803,55


108

3. Hazırlanması Gereken Kanun ve YönetmeliklerÜlkemizde rüzgar enerjisi ve güneş enerjisinin etkin bir biçimde kullanılması için gerekli kanun ve yönetmeliklerin tam olarak hazırlanması gerekmektedir. Bu hazırlıklar, devletin resmi kurum ve kuruluşları tarafından yapılacaktır. Ancak tüm bu hazırlıklar yapılırken, yenilenebilir enerji konusunda yatırım yapmak isteyen yatırımcıların bürokratik engellere ve uzun süreçlere maruz bırakılmamasına azami dikkat sarf edilmelidir. Çünkü mevcut durumdaki kanun ve yönetmelikler gereği, yenilenebilir enerji alanına yatırım yapmak isteyen yatırımcı 24 ayrı resmi kurum ve kuruluşun olur ve onayını almak durumundadır. Ayrıca mevcut kanun ve yönetmeliklerdeki bir takım belirsizlikler yapılacak olan bu yeni kanun ve yönetmelik hazırlıklarında giderilmelidir.

Bu belirsizliklere bir örnek olarak, 20 Şubat 2001 tarihli, 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunun 3. maddesinin ikinci ve üçüncü fıkralarına dayandırılarak hazırlanan elektrik piyasasında kendi ihtiyaçları için lisans almaksızın üretim faaliyetinde bulunabilmesi amacıyla, kojenerasyon, mikro kojenerasyon veya yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurulması ve işletilmesi ile ilgili teknik ve mali usul ve esaslar ile tarafların hak ve yükümlülüklerini kapsayan yönetmelik taslağının hala bir taslak olarak kalmasından dolayı, mevcut durum şu haldedir; 500 kW ve altı yenilenebilir enerji kaynağı kullanımı için herhangi bir lisans alımına gerek yoktur; ancak yapılacak olan 500 kW altı bir yenilenebilir enerji santralinden üretilecek olan elektrik enerjisinin, mevcut şebekeye bağlantısı için Elektrik Dağıtım Şirketlerinde bir yönetmelik bulunmamaktadır. Dolayısıyla lisans almaya gerek olmayan 500 kW ve altı yenilenebilir bir enerji kaynağı ile üretilecek olan elektrik enerjisinin mevcut şebekeye nasıl bağlanacağı konusunda bir belirsizlik vardır.

Ülkemizdeki mevcut durumun bu halde olmasından dolayı, bizim gibi yenilenebilir enerji kaynaklarını kullanmak isteyen yatırımcılar, ülkemizin coğrafyası itibari ile sahip olduğu hatırı sayılır rüzgar enerji potansiyeli ve güneş enerji potansiyeline rağmen yatırım yapmak için yurtdışını tercih etmektedir. Alternatif enerji kaynaklarına yatırım yapacak ya da yapmayı düşünen gerçek veya tüzel kişiliklerin yatırımlarını ülkemizde yapmaları için resmi kurum ve kuruluşlar bu konudaki kanun ve yönetmelikleri bir an evvel tamamlayarak, ülkemizin sahip olduğu bu yüksek potansiyeldeki rüzgar enerjisini ve güneş enerjisini ülke ekonomimize kazandırmalıdırlar. 4. Anadolu’da Yenilenebilir EnerjiTürkiye coğrafyasının büyük bir kısmını oluşturan Anadolu toprakları sahip olduğu rüzgar enerji potansiyeli ile bereketli yapısının zenginliğini bir kez daha gözler önüne sermektedir. Anadolu’nun sahip olduğu bu önemli rüzgar enerjisi potansiyelini etkin bir şekilde kullanarak üzerinde yaşadığımız bu coğrafyanın rüzgar enerjisi potansiyelini ülkemizin ekonomik hayatı içerisine dahil etmemiz bizim için kaçınılmaz bir gerekliliktir.

Elektrik sistemimizdeki kayıpları azaltacak olan enerjinin üretildiği yer ile tüketildiği nokta arasındaki mesafenin kısalması, ülkemize ciddi anlamda bir gelir katkısı sağlayacaktır. Bu aşamada yalnızca MW’lar seviyelerinde rüzgar enerji santralleri kurarak değil, aynı zamanda teknik kriterleri uygun olan bölgeler içinde, kendi ihtiyacı olan elektrik enerjisini yine kendilerinin yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanılarak üretilmesini teşvik edecek şekilde, yenilenebilir enerji kaynakları kullanılarak üretilen elektrik enerjisini

ayrı bir birim fiyat tarifesinden (teşvikli tarifeden) ücretlendirerek, Anadolu’da bulunan KOBİ’leri 500 kW ve altı güçlerdeki yenilenebilir enerji yatırımlarına teşvik etmek gereklidir.

KOBİ’lerin kendi enerji ihtiyaçlarını karşılayabilecekleri rüzgar türbinlerinin güçleri 100 kW, 250 kW ve 500 kW gibi lisans almaya gerek olmayan kurulu güçlerde olacağından, kurulmak istenen rüzgar türbinin uygun rüzgar hızı değerine (6 m/s ve üzeri) sahip bir bölgede olması ve yerden 30, 40 veya 50 metre gibi bir yükseklikte olması teknik açıdan yeterli olacaktır. Elektrik bağlantısının da direk olarak kendi tüketim barasına, gerekli koruma ve kontrol cihazlarının kullanılarak bağlanması kaydı ile yine Lisanssız Elektrik Üretimine Dair Yönetmeliğin kapsamında sağlanabilir.

Rüzgar enerjisi hakkında yazdığım her öneri, aynı zamanda güneş enerjisi içinde geçerlidir. Ülkemiz sahip olduğu güneş enerjisi değerleri ile güneş enerjisi piyasasının büyük bir yüzdesini elinde bulunduran Almanya’yı geçmektedir. Ülkemizin güneş enerjisinden elektrik enerjisi üretme ışınım değeri 1100 kWh/kWp ila 1600 kWh/kWp arasındadır. [6] Buradan, yerleştirilecek olan 1kWp’lik PV güneş enerji panelinden bir yıl boyunca üretilecek olan enerjinin değeri panellerin yerleştirildiği coğrafi konuma göre (kuzey-güney doğrultusunda) 1100 kWh ila 1600 kWh arasında olacaktır. Bu değer kuzeyden güneye doğru ilerledikçe artmaktadır. Arazinin yapısının da gölgelenme etkisinden dolayı bu değeri değiştirebileceği göz ardı edilmemelidir. Aynı değer Almanya için en yüksek 950 kWh/kWp’tir. Böylece Türkiye’nin en az güneş alan Karadeniz bölgesi dahi Almanya’nın en çok güneş alan arazilerinden daha yüksek bir enerji üretme potansiyeline sahiptir.

Ülkemizin sahip olduğu bu önemli güneş enerjisi potansiyelini, KOBİ’lerin kullanımına teşvik etmek için gerekli kanun ve yönetmelikler hazırlanarak uygulanmaya konulmalıdır. Burada göz ardı edilmemesi gereken nokta, teşvik olmaksızın yapılacak olan yatırımların geri dönüş sürelerinin uzun olacağıdır. Ancak devlet olarak kabul etmiş olduğumuz Kyoto Protokolü çerçevesinde, ülkemizin enerji ihtiyacını karşılayan santrallerin belirli bir kısmını yenilenebilir enerji ile çalışır hale getirmek durumundayız. Bu yüzden 500 kW ve altı güçlerdeki santrallerin yaygınlaşması Kyoto protokolü açısından da önemlidir. Çünkü enerji ihtiyacını yenilenebilir enerjiden karşılayacak olan bu 500 kW ve altı güçlerdeki santraller CO2 salınımına neden olmayacağı için, karbon sertifikası hakkı kazandıracağı gibi aynı zamanda da normal durumda termik santrallerden temin edecekleri enerjiyi kullanmayarak CO2 salınımını engellemiş olacaklardır. Kaynaklar[1] Elektrik Mühendisleri Odası, “Türkiye Elektrik Sistemi Ve Arz

Güvenliği” pp.5, Ekim 2009[2] Türkiye Elektrik İletim AŞ, “Türkiye Termik Santrallerinde

Tüketilen Birincil Enerji Kaynağı Cinsleri ve Bunlara Ait Karakteristik Değerler”, 2001

[3] DURAK M., “2009 Yılı Sonu İtibari İle Dünyada ve Ülkemizde Rüzgar Elektrik Santral (RES) Projelerinin Son Durumu”, Türkiye Rüzgar Enerjisi Birliği, Şubat 2010

[4] DELİKANLI K., Bayrakçı H. C., “Türkiye’de Rüzgar Enerjisi ve Potansiyel Belirleme Çalışmaları”, Süleyman Demirel Üniversitesi Mühendislik Mimarlık Fakültesi Makine Mü-hendisliği Bölümü, Mühendis ve Makine Vol.48(569), pp. 78-80, 2007


109

[5] Solarbuzz Web Sitesi, “World PV Industry Report Summary” , www.solarbuzz.com, 2010

[6] JRC European Commission Web Sitesi, “Photovoltaic Geographical Information System – Interactive Maps”, SOLAREC PVGIS, Mart 2010

SummaryWith every passing day, the importance of the energy that we need is increasing for Turkey just as all other countries on the world. In order to respond that energy needs, one of ways is to use renewable energy resources effectively in our industrial facilities and other kind of energy needs like residential ones and small-scale applications on rural areas.

When we mention about energy, the first form of the energy we think is electricity energy. Because electricity energy using is more common than other kind of energies usings. At the electrical energy there are some certain benefits like electrical energy form can be easily converted to other kind of energy forms, transmission of the electrical energy is more efficient from one point to another point compared with other energy forms, also there is no need in order to store for electrical energy, it is ready to use without stocking.

The important part of our energy need is met by fossilse-based fuels, and fossilse based fuels causes CO2 emmision. How much quantity of fossilse based fuels used to generating our energy need is to engender to air pollution. In this context, when we compare our electricity generation methods, we will see the shares and percentages of our energy resources. As a result, we use fossilse-based fuels in order to obtain our energy need, however we pollute our air for that generation. So we need to change our choice at the topic of energy resources preference. When we insert renewable energy resources to our energy pool effectively and at a bigger percentage than current one, we will be advantageous in terms of our air and our economical issues.

In order to insert renewable energy resources to our energy pool, we have to make some preparations and changings (in terms of our current situation is not good to do that), by governmental authorities such as making new laws and some regulations about renewable energy resources and its applications. Also the actions and the operations which will be done by ones who is willing to invest renewable energy market should be decided before according to a Roadmap prepared by governmental institutions and energy experts who roll in and act in Turkish and other countries’ energy markets.

As Turkey, we have a very good land in terms of wind energy potential and also solar energy potential. By using those valuable potentials, we can income to our economical life. Because the unit energy prices are very important in terms of production and manufacturing costs. By reducing those costs, we can be more competitive at the every kind of industrial market.


110

ENERJİ YATIRIMLARINDA RİSK VE YÖNETİMİ

Faruk DAĞLITürkiye Kalkınma Bankası A.Ş

Özetİster fosil kaynaklı ister yeşil olsun, enerji yatırımları genelde hem büyük olmaları hem de çoğunun önemli derecede tabiata ve insana bağlı olmaları nedeni ile ciddi riskler taşımaktadır. Bu riskler projelendirme safhasında başlar, inşaat yapımında, makine-teknoloji-kapasite seçiminde ve işletme safhasında devam eder.

Risklerin kaynakları doğa, enerjinin türü, yatırımcının yönetim anlayışı, kredilendirme şartları, çevresel ve sosyal sınırlamalar ve tepkiler, piyasa ve teknoloji olarak gruplandırılabilir.

Çevresel ve sosyal risklere en çok maruz kalabilecek enerji türleri fosil yakıt kullanan, yeşil enerji dışındakiler olacaktır. Her enerji türü kendi niteliklerinden kaynaklanan risklere maruz kalırlar. Ayrıca, son zamanlarda gittikçe artan bir şekilde yeşil enerji diğer türlere göre desteklenmektedir; buda diğer türler için ayrı bir risk olarak ele alınmalıdır. Ancak fosil enerji kaynakları bugün dünyadaki toplam enerji arzının en büyük kısmını oluşturmaktadır. Bu durumun 21. Yüzyılın ortaların kadarda süreceği tahmin edilmektedir.

Doğadan kaynaklanan riskler; su, rüzgar, jeotermal gibi kaynakları kullanan enerji üretim tesisleri için söz konusudur. Bu kaynaklar doğaya bağlıdır ve doğada sürprizlerle doludur. Kaynak olarak gaz, petrol, kömür kullananlar paralarını ödedikleri sürece bunları rahatça bulabilirler. Yatırımcının verdiği kararlardan kaynaklanan riskler her tür enerji yatırımın her safhasında söz konusudur. Özellikle stratejik hatalar çok ciddi maddi ve manevi hasarlara yol açar.

Kredi riski konusunda; uygun bir kredi bulmak kadar işin tabiatını dikkate alan bir sözleşme yapmak da önemlidir. Bu gün belki yok ama ileride enerji piyasasında vadeli işlemler, takaslama (clearing) ve benzeri işlemlere ihtiyaç olabilecektir. Tabiata fazlaca bağlı olan enerji kaynaklarının risk değerlendirilmesinde “güvenilir enerji” ve “ortalama enerji” kavramlarının çok iyi anlaşılması gerekir. Çevresel ve sosyal sınırlamalarda kaynaklanan riskler günümüzde çok popüler olup kamuoyunun en çok aşina olduğu konulardandır.

Piyasa riski; enerjinin ve kullandıkları kaynakların fiyatlarındaki dalgalanmalardan kaynaklanmaktadır. Ancak bu piyasa, tam rekabet şartlarının olduğu bir piyasa değildir ve olmayacaktır da. Düzenlenen bir piyasadır. Karbon piyasası, yeşil enerji konularına yapılan destekler bu piyasanın oluşmasında çok önemli rol oynamaktadır.

Teknoloji riski; hem aynı türden hem de farklı türden enerji üretim tesisleri için söz konusudur. Daha iyi teknolojiyi geliştirenler ya da seçenler diğerlerine karşı önemli bir rekabet silahı elde etmiş olurlar. Bazı türlere; mesela güneş enerji konusuna yoğun bir biçimde beyin gücü ve para tahsis edilmektedir. Bu da bu türün

önünü açacaktır. Ayrıca enerjinin etkin kullanımı konusu da maliyeti düşürmesi ve çevreye olan zararı azaltması açısından önemli bir husustur. Bir enerji firması, sıralanan risklerin herhangi bir birleşimini bünyesinde barındırabilir.

Yukarıda ifade edilen hususlardan dolayı enerji sektöründe ciddi risk analizleri ve yönetiminin gerektiği açıkça ortadadır.

1. Giriş Hayatta isteyerek ya da istemeyerek karşılaşılan riskler vardır. Sürekli olarak risklerden kaçmak mümkün değildir. Yatırımcı ise gönüllü olarak risk alan kimsedir; risklerde büyük fırsatlar olduğunu bilen kimsedir. Bu fırsatları yakalayabilmek için risklerin iyi analiz edilmesi gereklidir.

Risk analizi belirlenen amaçlara ulaşmak (mesela bir projeyi hayata geçirmek gibi) için tehlikelerin, tehditlerin ve belirsizliklerin sistematik olarak mahiyetinin belirlenmesi değerlendirilmesi olarak tanımlanabilir. Daha sonra da projenin olası tehditlere karşı kırılganlıklarını ortadan kaldırmak, hafifletmek ya da kontrol altına almak amacı ile akıllı ve makul stratejiler üretmek gerekmektedir.

Risk analizi, tehlikelerin olma ihtimaline karşı önleyici tedbirlerin tanımlanmasına yardımcı olur. Ayrıca rekabetçi bir ortam içinde rakiplere karşı alınacak tedbirler, karşı aksiyon ve operasyon planları risk analizi çalışmaları içinde yer alır. Türkiye’de son zamanlarda, altına hücum benzeri, enerji yatırımlarına hücum görülmektedir. Uluslararası yatırım fırsatları açısından enerji yatırımlarını mutlaka en cazip yatırım olarak görmek yanlıştır. Sektör ciddi riskler taşımaktadır. Ancak risklerin fırsatlarla birlikte var olduğunu unutmamak gerekir.

2. Riskler

2.1. Doğadan Kaynaklanan RisklerJeotermal hariç; akarsu, rüzgar, güneş gibi yenilenebilir kaynaklardan enerji üretiminde işin tabiatından kaynaklanan riskler gündeme gelmektedir. Bilindiği gibi doğa olaylarında belirli trendler gözlenmiş ve kaydedilmiştir. Söz konusu kaynakların doğa tarafından arzında zamana (mevsimine) ve yerine göre trendlerde değişiklikler ve ciddi belirsizlikler gözlenmektedir. Bunlara ait enerji projeleri, bu kaynaklarla ilgili geçmişe ait istatistik verilere dayanarak yapılır. Belirsizlikler ve sapmalar otomatik olarak riski doğurmaktadır. Riskin matematik olarak ölçümü ‘standart sapma’ formülü ile yapılmaktadır. Standart sapması daha büyük olan proje; küçük olana göre daha risklidir. ‘Standart Sapma’ belirli bir şeye ait değişken bir özelliğin, bu özelliğin ortalama değeri etrafında saçılma-yayılma ölçüsü


111

olarak tanımlanabilir. Buna örnek verilirse; bir nehrin debisi (birim zamanda nehirden akan su miktarı) yıl içinde aylar/günler itibarı ile değişir. Bu değişen debi değerlerinin ortalama debi etrafında saçılması standart sapma ile hesaplanır. Benzer şekilde rüzgarın ve güneşin yılda kaç gün ve ne miktarda olduğu da değişkenlik gösterir. Bu değişkenlikler de riski gündeme getirir. Mesela, hidroelektrik santrallerde ilgili akarsuyun en az son 20–30 yıla ait her aya isabet eden ortalama debiler hesaplanır. Aylık ortalama debilerden de yıllık ortalama debiler bulunur. Yıllık ortalama debilerde hareketle yıllık ortalama enerji üretimi hesaplanır.

Standart Sapmanın matematik ifadesi: Burada: Xi: i zamanına ait veri, X: Tüm verilerin ortalaması, N:Toplam veri sayısı.

Rüzgar, nehir, güneş kaynaklı enerjiler istikrarlı değildirler; mevsime göre aşağıdaki çan eğrilerine benzer eğilimler gösterirler: Şekil 1, 4 HES projesine ait debilerin dağılımı olsun. En büyük standart sapma mavi projede, en küçüğü de kırmızı projededir.

Aşağıda çan eğrileri ve ilgili standart sapmaları verilmiştir:

Şekil 1 standart sapmayı açıklamak için verilmiştir. Şekil 2’de aynı projeler üstünde akarsuların debileri ve bunların olasılıkları olsun.

Projelerin sol tarafı riske sağ tarafları ise fırsata delalet eder.

Bu tip yatırımlarda projenin fizibilitesi ve tesisin işletmesi açısından ortalama enerji ve güvenilir enerji kavramları çok önemlidir:

Ortalama Enerji tesisin kullandığı kaynağın ortalama değeri (debi-hız-radyasyon) esas alınarak bir yılda üreteceği enerji miktarıdır.

Güvenilir Enerji tesiste en az %90 ya da daha fazla ihtimalle yılda üretilebilecek enerji miktarıdır.

Yatırımın fizibilitesi, üreteceği ortalama enerji temel alınarak hesaplanır. Ancak yatırım fizibıl çıksa bile eğer ortama enerji ve güvenilir enerji birbirinden önemli ölçüde farklı ise projeyi riske girer; bu iki değer ne kadar birbirine yakın olursa risk o kadar azalır. Güvenilir enerji, ortalama enerjiden daima daha küçüktür. Eğer bir yatırım güvenilir enerji düzeyinde bile karlı ise; bu proje çok iyi demektir.

Optimum kurulu kapasiteyi seçerken, her birim ilave kapasitenin getireceği ek maliyet ve sağlayacağı ek gelir hesaplanır. Eğer ek gelir ek maliyetten fazla ise; bu iki unsur eşit olana kadar kapasite arttırılır.

2.2. Proje ve Uygulama Riskiİyi bir proje için sağlıklı ön çalışmaların yapılması, doğru verilerin toplanması, doğru analizlerin yapılması, doğru bir yer seçilmesi en önemli unsurlardır. Teknolojinin ve kapasitenin uygun ve doğru bir şekilde yapılması proje safhasının en önemli işlerindendir. Fizibilite hazırlanırken kötümser, iyimser ve normal olmak üzere en az üç senaryo düşünülmelidir. Hatta simülasyon modelleri ile projeler denenebilir.

2.3. Kredi RiskiKredi riski genel olarak borçlunun yükümlülüklerini yerine getirememesinden kaynaklanır. Borcun ödenmemesi durumunda neler olabileceği analiz edilmeli, hatta simülasyon çalışmaları yapılmalıdır. Borçlunun, kredi şartlarına göre borç ödeme gücü hesaplanmalı; ne kadar kredi kaldırabileceği kestirilmelidir. Özellikle yukarıda bahsettiğiz tabiattan kaynaklanan riskler dolayısı ile mesela az yağış düşmesi yüzünden yatırımcı o yıl borcunu ödemekte zorlanabilir veya ödeyemeyebilir. Bu gibi durumlarda yatırımcı kredi arayabilir,ortaklar arayabilir, futures ve options gibi işlemlere başvurabilir.

2.4. Ekonomik (Dışsal) RisklerEkonomideki dalgalanmaların (krizler, enflasyon, durgunluk, faiz v.b.g) yatırımın tamamlanmasına olumsuz etkisi, faiz hareketleri, para riski (devalüasyon, revalüasyon, likidite), çevre riski, hammadde (kaynak) fiyatlarındaki istikrarsızlık, yeni rezervlerin bulunması enerji yatırımcıları tarafından dikkatle izlenmelidir.

Yeşil enerjiyi desteklemek ve çevreyi korumak amacıyla ortaya konan karbon ticareti diğer enerji türleri için önemli bir dezavantaj olmaktadır.

2.5. Politik RiskÜlkelerdeki kamulaştırma ve millileştirme politikaları yatırımcıları hep ürkütmüştür. Ayrıca, politik kargaşa ve çatışmaların olduğu yerlerde yatırım yapılmaz. Enerji sektörü sadece ulusal politikalar

Şekil 1.

Şekil 2.


112

açısından değil aynı zamanda küresel politikalar açısından da çok önemlidir. Enerji yüzünden hükümetlerin değiştiği, ihtilalların olduğu, ülkelerin istilaya uğradığı herkesçe malumdur. Bu konu çok derin ve karmaşıktır; ancak firmaların bu riske dikkat etmeleri açısından kısaca değinilmiştir.

ABD’de son yıllarda bulduğu doğal gaz rezervleri ve uyguladığı yeni teknoloji ile üretimde Rusya’yı geçmesi gündeme gelmiştir. Bu da Rusya’nın OPEC benzeri bir doğal gaz karteli kurma projesini bitirmiştir.

Ülkelerdeki enerji konusundaki yasa ve yönetmelikler sektör için önemlidir. Türkiye de enerjiyi devletin satın alma garantisi vardır. Bu garanti, riske karşı çok önemli bir politikadır; aynı zamanda önemli bir akreditasyon olarak düşünülmelidir.

2.6. Teknoloji RiskiEn önemli risklerden birisidir. Yeşil, fosil, biyomas, nükleer, hidrojen gibi farklı türlerdeki enerji türlerinden herhangi birinde ki teknolojik gelişmeler hem kendi türünü hem de diğer enerji türünü etkiler. Onun için teknolojik gelişmeleri yakından takip etmek yararlı olacaktır.

Son zamanlarda kömür santralleri için önerilen yatırım projeleri büyük çoğunlukla reddedilmektedir. Dünyanın birçok ülkesinde termik santralar kapanmaktadır. Fakat bu arada temiz kömür üretimi, kömürden gaz ve petrol üretimi konularında çalışmalar devam etmektedir. Temiz kömür üretimi henüz teori ve laboratuar safhasındadır; piyasada ticari uygulaması yoktur, çözülmemiş ciddi problemleri vardır. 1500 MW’lık orta ölçekli bir termik santralden çıkacak üç milyar ton karbondioksit nereye ve nasıl gömülecektir. Temiz kömür teknolojisi çalışsa bile kömürden elektrik elde etmenin maliyeti %78 daha artacaktır.

Kömürden petrol üretimi onlarca yıldan beri bilinmektedir. Hem yüksek maliyetler bu petrolün ticari kullanımının yaygınlaşmasına engel olmuştur hem de atmosfere karbondioksit emisyonu problemi halledilememiştir. Ancak kısa bir zaman önce, ABD Teksas Arlington Üniversitesi (UTA) Mühendislik Fakültesi Dekanı, geliştirdikleri teknoloji ile sıfır emisyonla linyit kömüründen benzin ürettiklerini medyaya açıklamıştır.

Üretim maliyeti varil başına 28,84 $ olarak belirtilmiştir. Maliyet düşürme çalışmaları sürdürülmektedir. ABD hükümeti, Üniversite’nin 2010 yılı sonuna kadar faaliyete geçecek küçük bir rafineri kurmasını onaylamıştır.

ABD, tortulu şist denen bir kaya tipine uygulanan yeni bir delme tekniği ile son üç yılda doğal gaz üretiminde Rusya’yı geçerek birinci olmuştur. Bu teknoloji, siyasi risk bölümünde bahsedilen doğal gaz karteli projesini rafa kaldırmıştır.

Güneş enerjisi en bol ve çevreye zararı olmayan bir enerji türüdür. Güneşin dünya yüzüne bir saate gönderdiği enerji, fosil enerjilerden bir yılda alınan enerjiden daha fazladır. Günümüzde güneş enerjisinin maliyeti çok yüksektir ve teknolojik problemleri vardır. Güneş enerjisinin maliyetini 0,25–0,40 $/kwh’dan 0,02–0,10 $/kwh’e düşürerek piyasa için çok cazip hale getirecek devrim niteliğinde teknolojik gelişmelere ihtiyaç vardır. Güneş enerjisi de su ve rüzgar enerjileri gibi tabiata bağlı olduğu için üretimde risk taşır. Fotovoltaik pillerle bu risk kısmen de olsa düşürülmeye çalışılmaktadır. Denizdeki rüzgar santrallerinde ciddi yapım, bakım ve onarım sorunları vardır. Hava şartları kötü olduğu zaman ulaşım ve müdahale riskli

olabilmektedir. Jeotermal enerji, yeşil enerji türleri içinde daha istikrarlı, daha ucuz ve yatırım maliyeti de nispeten ucuzdur.

2.7. Toplam Firma RiskiYukarıda anlatılan riskler birbirleri ile direk ya da dolaylı olarak ilişkilidirler. Buradan da anlaşılacağı gibi adeta risk yağmuru altında olan enerji firmaları için kurumsal bir risk yönetimi gerekmektedir.

3. Sonuç ve Öneriler � Enerji yatırımlarına başlamadan önce ciddi araştırmalar

yapılmalı; özellikle stratejik bilgilerin ve konuların çapraz kontrolleri yapılmalıdır. Proje sağlam ve sağlıklı bilgiler üzerine doğru ve ileriye dönük kararlar üzerine bina edilmelidir. Proje alternatif senaryolar ile denenmelidir.

� Yeni teknolojiler dikkatle takip edilmelidir. Ancak, yeni bir teknolojinin teoride ve laboratuarda başarılmış olması başka bir şeydir, bu teknolojinin piyasada ticari olarak kabul görmesi başka bir şeydir. Bu hususa çok dikkat edilmelidir.

� Projenin finansmanı için kredi kullanımında, sözleşme yaparken projenin niteliklerini dikkate alarak bazı esneklikler talep edilmelidir.

� Gerektiğinde ödemeler için swap, futures, options gibi finansal araçlar düşünülmelidir.

Kaynaklar [1] 34.0 34.1 34.2 “Program Facts,” Department of Energy fact

sheet, accessed April 2008 (PDF File).[2] ICCI, Bildiriler Kitabı, Mayıs 2009.[3] “Lighting the Way: Toward a Sustainable Energy Future”,

InterAcademy Council, 2007.[4] Energy Information Administration, International Energy

Outlook 2007, Chapter 5.[5] Renewables Global Status Report 2009 (PDF).[6] H. Direskeneli,,‘’Enerji söyleşileri’’, Tmmob, Kasım 2008.[7] Dünya Enerji komitesi Türk Milli Komitesi, 2007–2008 Türkiye

Enerji Raporu, Aralık 2008.[8] M.A. Taylor, ‘’The State of Geothermal Technology’’, U.S.

Depatrment of Energy, november 2007.

SummaryRisk is a very wide concept spanning into ever aspect of life. Our framework is energy investments and its risks. In this study, related risks in energy are described. Then, ways of handling and manipulating the energy investment risks are explained. Main context is the risks related to firms investing in energy. We do not deal with investors trading in stock markets, funds and derivatives exchange. Although risk and insurance are closely related each other, we did not included insurance of energy investments in this study. But techniques and arguments used here might have being exploited by insurance companies.

It is possible to classify and describe risks in different ways depending on the purposes of your study. For convenience of the situation of firms investing in energy sector; risks start in project phase and continue in implementation and operation phases.

To analyze and handle these risks, first of all we have to identify their sources. Then it will be possible to treat and manage risks.


113

ELEKTRİK BORSASI

Av. Fatma ÇİFTLİKEnerji Hukuk Araştırma Enstitüsü

Özetİnsan doğası gereği kendisini güvenlik içinde hissetmek ister. Dolayısıyla güvensizlik hissi bireyin kendini daha güvenli bir yerlere bağlaması ile son bulur. Türkiye yabancı yatırımı yeterince çekememiştir. Mevcut idari, ekonomik ve politik istikrarsızlık, yetki dağılımının belli olmaması, mevzuatı uygulamada isteksizlik, kamu-özel sektör arasındaki eşitsizlik, mevcut teknik ve idari altyapının yetersizliği, hukuki sorunlar dünyanın en önemli enerji ticaret bölgelerinin tam ortasında yer alan ülkemize yabancı yatırımcı gelmesini engeller düzeydedir. Türkiye’de serbest rekabete açılan enerji piyasasının işleyebilmesi için; bu piyasanın güvenli, eşit, adil, kaliteli, rekabete dayalı, mali açıdan güçlü, istikrarlı ve şeffaf olmasını sağlayacak bir enerji borsasının kurulması gerekmektedir. Enerji piyasasının sağlıklı işleyişi için kurumsal piyasalar ve bu piyasaların oluşturacağı ticaret anlayışına ihtiyaç vardır. Aynı zamanda kurumların inanılırlığı ve güvenilirliği için hesap verilebilirliğinin de sağlanması da gerekmektedir. Türkiye Elektrik Piyasası gibi mükemmel bir büyüme potansiyeli olan bir piyasaya yerli ve yabancı yatırımcıların ilgi göstermemesi için herhangi bir neden yoktur. Gerek orta ve uzun vadede hayata geçirilecek Piyasa yapısının ve gerekse kısa vadede hayata geçirilecek ve geçiş dönemi süresinde uygulamada kalacak piyasa yapısının net bir şekilde öngörülebilmesi, yatırımcıların finansal öngörülere sahip olabilmeleri ve yatırımlarına ilişkin güvenilir analizler yapabilmeleri adına büyük önem taşımaktadır. Özetle, yatırımcılar, yatırım kararlarını verme aşamasında, nasıl bir piyasa yapısında faaliyet göstereceklerini bilmek ihtiyacındadırlar.

Elektrik BorsasıTürkiye Elektrik Borsası’nın dünya enerji borsalarının arasında yer alabilmesinin olmazsa olmaz koşullarından birisi bağımsızlığının ve özerkliğinin sağlanmasıdır. Etkin bir şekilde işleyen, bağımsız bir şekilde örgütlenmiş elektrik borsasının enerji yatırımlarını arttırma yönünden büyük bir etkisi olacağını kabul etmek gerekmektedir.

Türkiye elektrik piyasasında temel unsurun “güven” olduğu gerçeği yadsınamaz. Piyasanın hedeflenen doğrultuda beklenen sonuçları verememesinin ana nedeni güven eksikliği ve bunun yarattığı belirsizlik ortamıdır. Yatırımcıyı yatırımdan, üreticiyi üretimden, elinde kaynak olanları tüketimden alıkoyan temel unsur budur. Sorunun iyi tanımlanması, kabulü, sorunun çözümüne katkı sağlayacağı düşünülen bağımsızlık, tarafsızlık ve şeffaflık ilkelerinin uygulamaya konulması geleceğe yönelik önemli adımlar olarak düşünülebilir.

Elektrik Piyasasını işletme görevi verilen kurumların güvenilirliliğini sağlayan unsurlar arasında bağımsız olmaları, tarafsızlıklarına

inanılıyor olması, saydam olmaları, hesap verebilir olmaları, uzmanlıklarına güveniliyor olması gerekmektedir. Bunlar söylenmesi ve sayılması kolay, ancak yapılması kolay olmayan ilkelerdir. Elektrik piyasasının baş aktörleri olan İletim Sistemi İşletmecisi, Piyasa İşletmecisi ve Sistem İşletmecisinin ne kadar bağımsız ve tarafsız, ne kadar uzman, ne kadar iyi hesap veriyor olduğunun bilinmesi gerekmektedir. Bilinmeyen performansı iyileştiremeyeceğimiz bir gerçektir.

İletim faaliyetini yürütmekle görevli bulunan Türkiye Elektrik İletim A.Ş kendisine verilen görev gereği hem sistemi hem de piyasayı işletmek durumundadır. TEİAŞ’ın şu anki alt yapısı ve hukuki durumu itibariyle bu görevleri gereği gibi yerine getirmesi zor görünmektedir. Elektrik piyasasının karmaşık yapısı ve uluslararası gelişmeler dikkate alınarak, kurumsal yönetim kültürü ve bu kültürün gerektirdiği kurumsal yapılanma ve yükümlülüklerin yerine getirilmesi yönünde ciddi adımlar atılması gerekmektedir. Elektrik piyasasına yönelik kuşkuların yatıştırılması siyasal iktidar ve ekonomik güç odakları karşısında bağımsız ve güvenli bir piyasanın oluşturulması, piyasa mekanizmalarının düzgün işleyişinin sağlanması açısından özerkliğin zorunluluk olduğu söylenebilir.

Elektrik piyasasını işletmekle görevli kurumlara siyasi baskı, etki ve telkinden arındırılmış bir statü güvencesi tanınmalıdır. Bu statü İletim Sistemi Piyasa İşletmecisi ve Sistem İşletmecisini her türlü baskı, yönlendirme ve etkilerinden korumalıdır. TEİAŞ’ın hukuki yapısının, örgütlenmesinin ve karar alma süreçlerinin her türlü etkiden uzak olması gerekmekte iken; şu an itibariyle Enerji Bakanlığı’nın ilgili kuruluşu durumunda olduğu, teşkilatlanmasının KİT niteliğinde olduğu ve kararlarını Yönetim Kurulu aracılığı ile alsa da tam anlamıyla bağımsız olmadığı bilinen bir gerçektir.

Bugünkü durumda, 233 sayılı KHK çerçevesinde kamu finansman dengesi içerisinde tutulmaya devam eden TEİAŞ’ın bu durumunun devam etmesi halinde, yakın bir gelecekte gereken altyapıyı ve hizmeti sağlamakta yetersiz kalma olasılığı oldukça yüksektir. TEİAŞ’ın karar alma süreçlerinde hızlı hareket kabiliyeti olmadığı ve bağımsız olmadığı dikkate alındığında önümüzdeki süreçte gelişen piyasa ihtiyaçlarına cevap veremeyeceği aşikârdır.

Gelecekte oluşacak yapının tutarlı, hem mevcut hem de gelecek değeri açısından en yüksek değeri temsil edecek bir yapı şeklinde öngörülmesi, birçok değişkeni bir araya getirip bu konularda karar verilmesini, en basit deyimiyle özerkleşme stratejisinin tespitini gerektirmektedir. Elektrik piyasasının hedeflenen doğrultuda iler-eyebilmesi bu piyasaya ilişkin yapılması düşünülen faaliyetlerin


114

birbiri ile etkileşim içerisinde oldukları düşünülerek uygulanmaya konulmalıdır.

Yine aynı şekilde Elektrik Borsası’nı işletme görevi verilen Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezi’nin borsa yapılanması olarak tasarlanması gerekmekte olup; sistemin dışına çıkarılması şeffaflığının, tarafsızlığının ve bağımsızlığının sağlanması yönünde yapılacak çalışmaların yatırımcılara güven telkin edeceği kabul edilmelidir. Elektrik Borsasını işletmekle görevli bulunan PMUM’un tam bir tarafsızlık içersinde ve yeterli kapasiteyle işleri yapabilmesi ancak bağımsız olması halinde mümkün olabilecektir.

Türkiye Elektrik Borsası’nın dış faktörlerden (çoğunlukla politik) etkilenmeden, yürürlükteki mevzuatların öngördüğü şekilde tarafsız, adil, hesap verebilirliğinin sağlandığı, hedeflerin öngörülebilirliği ve diğer kamu kurumları ile ne türden bir ilişkiye sahip olunduğunun bilinmesi halinde yatırımcıların elektrik piyasasında oluşan fiyatın adil bir şekilde belirlendiğine ve fiyatların yapay bir şekilde oluşmadığına inanmaları sağlanacak, piyasaya duyulan güven artacaktır. Güven sorunu organize bir piyasanın gerekliliğini ortaya çıkarmaktadır. Elektrik Piyasasına ilişkin kısa bir süre içerisinde oluşturulacağı düşünülen vadeli işlemler piyasası ancak, organize bir borsada, borsanın belirlemiş olduğu kurallar çerçevesinde yapılabilir. Bu nedenle sistemin dışına alınacak tarafsız bir borsa yapılanması içerisinde oluşturulması gereken vadeli işlem piyasası ile yatırımcılar kendilerini risklerden koruyabilecek, geleceğe yönelik olarak fiyatların ne olacağını tahmin edebilecek ve pozisyonlarını ayarlayabileceklerdir. Sistemin bütününe yönelik yapılamayan, piyasayı tam anlamıyla kavrayamayan, sistemin ihtiyaçlarını karşılayamayan, sektörün geleceğe dönük adımlarını takip edemeyen şu anki alt yapı bir süre sonra başka önlemleri almaya çalışacaktır. Şu an itibariyle elektrik piyasasının hukuki ve teknik altyapısı yatırımcılar açısından gerektiği ölçüde belirgin değildir. Elektrik piyasasına yönelik uygulamalara dışarıdan müdahale edildiğini gösterir olayların varlığı, hukuki güvenliğin ihlal edildiğini gösterir şekilde yapılmakta olan mevzuat değişiklikleri nedeniyle yatırımcıların önlerini görememeleri sonucu istikrarın, şeffaflığın ve tarafsızlığın sağlanamadığı böyle bir piyasa yapısı içinde kimse kendisini güven içerisinde hissedemeyecektir.

Sonuç itibariyle Türkiye Elektrik Piyasası’nı işletmekle görevli kurumların sektörün önünde gitmesi sektöre rehberlik yapması, sektörün ufkunu ve vizyonunu genişletebilmeleri gerekmektedir.

Kaynaklar[1] http://www.epdk.org.tr[2] http://www.gov.tr

SummaryAlthough it seems too difficult to establish a new market structure not existing before in electricity sector having a complex structure, studies on this way continue. But, since future prices cannot be estimated and studies related to derivative market instruments for perceving risks have not been started yet, these may give rise to decrease investments.

Establishing derivative markets regarding electricity energy in a competative market will provide market participants for avoding factors including risks to arise as a result of price changing.

Besides, it will introduce required reliable data for local and foreign investors by producing new signals for future prices.

Will an Electricity Exchange to be established in Turkey affect energy investments? Turkey Energy Market has a great deal of development potential. It can be said that the most important development to provide investors for showing their interest to this market is to establish an Electricty Exchange. It cannot be thought that a dependent and non-autonomous structure operates Exchange. Considering that an Exchange must act in transparency and neutrality principles, it is open to discuss how a department taken part within TEIAS will fulfil this. By amending the Electricity Market Law No. 4628, it is required to restructure Market Financial Settlement Center as an independent market opeartor. Required changes In Electricity Market Law No. 4628 and Capital Market Law, in other words which arrangements not only in secondary legislation but also in primary legislation are required should be discussed. In Electricity Market Law No. 4628, creating arrangements regarding future market structure, briefly forming legal basis regarding new market structure are required. In our country, indeterminable and non-comparable risks and opportunities, deciding of which market mechanisms to be consisted and implemented are open issues. A successful Turkey Electricity Market can only be provided by implementing a program to be determined through thinking required activities, which are in mutual interaction regarding this market structure.


115

BUHAR TÜRBİNLİ KOJENERASYON SİSTEMLER ve ŞEKER SANAYİNDE KULLANIM TARİHÇESİ

Ferit LEBLEBİCİEDSM Enerji

Özet Buhar türbinli kojenerasyon sistemler, ısı ve elektrik enerjisinin birlikte sağlandığı kojenerasyon teknolojisinin, sanayi uygulamalarında en çok uygulama alanı bulan yöntemlerinden biridir. Isı gereksiniminin buhardan karşılandığı birçok sanayi dalında tartışmasız üstünlüklere sahip olması, şeker sanayiinde de buhar türbinli kojenerasyon sistemlerini şeker fabrikaları için vazgeçilmez kılmıştır. Bu yazıda, buhar türbinli kojenerasyon sistemlerin çeşitleri, avantajları ve şeker sanayi tarihçesi içerisindeki gelişimleri irdelenmektedir.

GirişBuhar, kolay elde edilebilmesi, kolay iletilebilmesi, sıcaklığının istenilen ısıtma sıcaklığına ayarlanabilmesi ve kullanılacağı yere ulaştığında üzerinde taşıdığı buharlaşma gizli ısısının kolaylıkla geri alınabilmesi gibi tartışılmaz üstünlükleri nedeniyle geçmişten günümüze 200 °C’ye kadar ısı enerjisi kullanan birçok proseste temel ikincil enerji kaynağıdır. Buhar Türbinli Kojenerasyon (BTK) sistemlerinde türbinden çıkan buhar ısı kaynağı olarak kullanıldığından BTK’da karşı basınçlı buhar türbinleri kullanılır.

Buhar TürbinleriBuhardan mekanik enerji elde etme çalışmaları çok eski tarihlere dayanır. Buharın itici gücünün keşfi Yunanlı matematikçi Alexandria lı Hero (Heron) (MS 10 – 70)’a dayanır. İlk rüzgar gülü-nün mucidi de olan Heron basınç altındaki buharın jet etkisi ile dönen heron türbinini yapmıştır (Şekil 1). 1837’de Amerikalı William Avery Heron türbinin daha gelişmişini yapmıştır (Şekil 2). Kendi geliştirdiği buhar türbini ve jeneratörden oluşan ilk birleşik türbin grubunu 1887’de İngiliz Mühendis Charles Algernon Parsons yapmıştır. Bugünkü türbinlerin atası sayılabilecek ilk buhar türbinini

ise 1888 İsveçli Dr de Laval yapmıştır (Şekil 3). Ticari olarak ilk buhar türbinin üretilmesine ilişkin haklar 1895 yılında George Westinghouse (Amerika) tarafından alınmıştır. Charles Algernon Parsons tarafından ticari olarak 1 MW gücünde elektrik üretilen ilk buhar türbini + Jeneratör grubu 1901 yılında Elberfeld, Alman-ya’da bir fabrikada kurularak kullanılmaya başlanmıştır (Şekil 4) [1, 2, 3].

Buhar türbinlerinin dizaynında itki (impuls) ve tepki (reaction) ol-mak üzere iki cins türbin kanatçığı dizaynı kullanılmaktadır.

İtki tip kanatçıklarda buhar doğrudan kanatçıklara yönlendirilmekte ve kanatçık yüzeylerine çarpan buharın itki etkisi ile rotoru döndürmektedir (Şekil 5). Bu tip türbinlerde kademeler arasındaki basınç düşüşü, bir püskürtücü (nozzle) gibi görev yapan sabit kanatçıklar içinde oluşmaktadır. Sabit kanatçıklardan geçerken hız kazanan buhar hareketli kanatlar üzerine çarpmakta ve bu çarpmanın oluşturduğu itki etkisiyle rotor dönmektedir.

Şekil 1. Heron Türbini. Şekil 2. Avery Türbini.

Şekil 4. Sir Charles Algernon Parsons tarafından tcari olarak 1MW gücünde ilk buhar türbini + Jeneratör gurubu 1901 Elberfeld, Almanya.

Şekil 3. De Laval Türbini.


116

Tepki tip kanatçıklarda ise sabit kanatların çevirmesi sonucu oluşan tepki ile buhara kinetik enerji kazandırılmakta ve ters yöne eğimli rotor kanatları buharı tekrar farklı yönde hareket etmeye zorlamaktadır. Tepki tip türbinlerde kademeler arasındaki basınç düşüşü rotor ve sabit kanatçıklar arasında paylaştırılmıştır (Şekil 5). Buhar türbinlerinin büyük çoğunluğunda itki ve tepki tip kanatçıkların karışımı kullanılır. Her bir basamakta tek tip; ya itki ya da tepki tip kanatçıklar kullanılır. Özellikle yüksek basınç kademelerinde bölümlerinde itki tip, düşük basınç kademelerinde ise tepki tip kanatçıklar kullanılır [2], [3]. Buhar türbininin buhar çıkış basıncına göre türbinler; eğer çıkış basıncı atmosferik basınçtan küçük ise Kondenserli Türbin (Condensing Turbine), çıkış basıncı atmosferik basınçtan yüksek ise Yoğuşmasız (Noncondensing) veya Karşı Basınçlı Türbin (Backpressure Turbines) olarak adlandırılır.

Kojenerasyon [Birleşik Isı ve Elektrik Üretim Sistemleri (BIE) - Combined Heat and Power (CHP)]Klasik elektrik ve ısı üretiminde; yakıtın yanması sonucu elde edilen 100 birim enerjiden ısı olarak faydalanılmak istendiğinde yakıt ve kazan türüne bağlı olarak bunun ancak % 80 - % 93’ünden faydalanılabilir. Yakıtın yanması sonucu elde edilen 100 birim enerjiden elektrik enerjisi üretmek istendiğinde yakıt ve motor verimine bağlı olarak bunun ancak % 30 - % 38’ inden faydalanılabilir. Enerjinin geri kalan bölümü ısı enerjisine dönüşür ve sistemden uzaklaştırılır. Kojenerasyon sistemlerde ise; temel

olarak gereksinim duyulan ısı enerjisi yanında elektrik enerjisi üretilebilmektedir. Şekil 6’da 50 birim ısı ve 35 birim elektrik enerjisi gereksinimi olan bir fabrikanın, enerji ihtiyacını kojenerasyon sistemle ve klasik; ısı enerjisinin kazan dan elektrik ihtiyacının da jeneratör grubuyla karşılaması durumunda toplam enerji tüketimlerinin karşılaştırıldığı bir Sankey diyagramı görülmektedir.

Kojenerasyon sistemler (BIE) kurulmadan önce öncelikle tesisin ısı enerjisi (IE) gereksinimi ve daha sonra da elektrik enerjisi (EE) gereksinimi dolayısıyla BTK seçimi için en önemli parametre olan EE/IE oranı belirlenmelidir. Türbin sonrası dişli grubunun mekanik kayıpları % 1.5 - 3.0, türbin buhar kayıpları % 0.5-1.5 olarak alınabilir. Türbin jeneratör grupları için verim % 90 - 95 alınabilir. Buhar türbin verimi ampirik olarak şu şekilde hesaplanabilir.

Şekil 5. İtki (impuls) ve tepki (reaction) tipi türbin kanatçıkları.

Şekil 6. Kojenerasyon ve klasik kazan + jeneratör gruplarının karşılaştırılması. Şekil 7. Karşı basınçlı buhar türbinli kojenerasyon sistem.

İtki (impuls) Tepki (reaction)

Türbin verimi = 0.82 / [1+( k x (P1 - P2) x 3000 / (kWx n) ] [4] (1)

P1 : Giriş basıncı (Bar)H1 : Giriş entalpisi (kJ/kg)P2 : Çıkış basıncı (Bar)H2 : Çıkış entalpisi (kJ/kg)kW : Çekilen güç (kW)n : Türbin devri (dev/dak)k değeri 500-1000 kW için: 14, 1000-3000 kW için: 12, >3000 kW için: 10 alınır.

Tesisin IE / EE oranını kojenerasyon sistemin seçiminde kulla-nılacak Isı / güç oranı olarak kullanılabilir. BIE’den alınacak olan IE / EE oranı şu açıdan çok önemlidir; BIE’den IE çekilmeden EE üretilemez ya da tersi EE çekilemezse IE de çekilemez. Bu nedenle seçilecek olan BIE’nin IE / EE oranının doğru belirlenmesi ve gereksinimlere uygun bir BIE’nin seçilmesi gerekir. Seçilecek olan BIE üzerinden çekilecek IE gereksinimi karşılamadığı zaman sistem ek bir IE’ne gereksinim duyulacaktır; benzer şekilde BIE üzerinden çekilecek IE gereksinimi karşıladığı halde çekilen EE gereksinimi karşılayamadığı durumda da dışardan EE’ne gereksinim duyulacaktır. Örneğin buhar türbinli BIE’nin kurulu olduğu bir fabrikada BIE üzerinden fabrika için gerekli olan EE çekildiğinde BIE’den geçen yani BIE’de türbinden çıkan buharın (çürük buhar) IE’si fabrika gereksinimini karşılamıyorsa iki seçenek vardır: Birinci seçenek; fabrika gereksinim duyduğu IE’ni BIE’den EE çekemediği için türbinden geçiremediği yüksek basınçlı buharı basınç düşürücüden geçirerek IE kaynağı olarak kullanacaktır ki bu durumda buharın EE üretme egzerjisini boş yere harcamış olacaktır ya da ikinci seçenek olarak; eğer BIE’nin kapasitesi yeterli ise gerekli yatırım ve anlaşmaları yaparak gerekli IE’yi sağlamak için gerekli buharın tamamını BIE üzerinden geçirecek ve üreteceği EE fazlasını satma yoluna gidecektir. Tablo 1’de


117

BIE sistemlerin seçiminde kullanılacak parametrelere göre karşı-laştırması görülmektedir.

Buhar Türbinli Kojenerasyon SistemleriIsı enerjisi kaynağı olarak türbinden çıkan buharı kullanan, diğer bir deyişle Buhar Türbinli Kojenerasyon (BTK) sistemlerinde kullanılan türbinler karşı basınçlı türbinlerdir (Şekil 7). Katı yakıt kullanan kazanlardan buhar elde ederek kullanan sanayi tesislerinde BTK tek seçenektir. Sıvı ve gaz yakıt kullanan buhar kazanları bulunan ve tükettiği EE’nin IE’ne oranı 0.10 – 0.20 arasında olan sanayi tesisleri içinde BTK sistemleri rakipsizdir. Grafik 1’de karşı basınçlı buhar türbinlerinde üretilen elektrik enerjisinin karşı basınç buharıyla sağlanan ısı enerjisine oranının türbini besleyen yüksek basınçlı buharın basıncıyla değişimi görülmektedir [5].

BTK Sistemlerin Şeker Sanayiinde Kullanımının TarihçesiBuhar türbinleri ticari olarak üretilmesinin hemen ardından şeker fabrikalarında kullanılmaya başlamıştır, buhar türbininin üretildiği yıllarda henüz elektrik motorları kullanılamadığından buhar türbini şeker fabrikasında kullanılan tüm mekanik güç gereksiniminin

sağlandığı ana güç milini tahrik etmek üzere kullanılmıştır (Şekil 8) ihtiyaç duyulan güç ana milden kayış kasnak sistemiyle istenilen gruba iletilmekteydi [6].

Grafik 1. Karşı basınçlı buhar türbinlerinde üretilen elektrik enerjisinin karşı basınç buharıyla sağlanan ısı enerjisine oranının türbini besleyen yüksek basınçlı buharın basıncıyla değişimi. [4]

Şekil 8. 19. Yüzyılın sonlarında şeker fabrikalarında buhar türbini ve güç iletim sistemi. [5]

1930’lara gelindiğinde artık modern anlamda BTK’lerin şeker fabrikalarındaki yerini aldığını görüyoruz, o yıllarda buhar basınçları 14 Bar ve 1 MW güç için kullanılan buhar miktarı 15 ton civarındaydı. Üretilen elektrikte cos =0.7’ler civarındaydı [7].

BTK gurupları gerekli bakımları özenle yapıldıktan ve uygun koşullarda çalıştırıldığında uzun yıllar serviste kalabilmektedir. Örneğin Türkiye Şeker Fabrikaları A.Ş.’ye bağlı Alpullu Şeker Fabrikasında 1938 model Erste Brünner Marka Türbin ve Ateliers Marka Jeneratör grubu bugün bile çalışır durumdadır (Şekil 9).

Şekil 9. Türkiye Şeker Fabrikaları A.Ş.’ ne bağlı Alpullu Şeker Fabrikasında 1938 model Erste Brünner Marka Türbin ve Ateliers Marka Jeneratör gurubu etketleri.

Sadece şeker fabrikalarımızda değil, Cumhuriyetimizle yaşıt birçok fabrikalarımızda her biri tarihi anıt niteliğinde çok sayıda ekipmanlar bulunmaktadır ve eğer sahip çıkılmaz ise bunların hurdalıklara gönderilmesi kaçınılmazdır. Buradan üniversitelerimize çağrıda bulunuyorum, bu şekilde kamu işletmelerinden hurdaya atılacak olan bu anıtlara sahip çıkarak üniversitelerin uygun yerlerinde sergilemeleri bizden sonraki nesillere önemli bir hizmet olacaktır. Bunun örneklerini birçok yurtdışı üniversitelerde ve kuruluşların kendi oluşturdukları müzelerde görebilirsiniz. Örneğin Sudzucker (Almanya) yaklaşık 100 yıllık bir şeker fabrikasını (Oldisleben) 1990 yılında Şeker Müzesi haline getirerek ziyaretçilerine açmıştır.

Tablo 1. Kojenarasyon sistemlerin seçiminde kullanılacak parametrelere göre karşılaştırılması

Birincil Hareket YakıtGüç Aralıkğı

(MWe)Isı/güç oranı

Elektrik-sel Verim

Toplam Verim

Isı Enerjisi Kaynağı

Konderserli buhar türbinli sistemler

Her türlü yakıt 1 ile 100+ 3:1 ile 8:1+ 10-20% 80% e kadar2 veya dah fazla farklı basınçta buhar

Karşı basınçlı buhar türbinli sistemler

Her türlü yakıt 0.5 ile 500 3:1 ile 10:1+ 7-20% 80% e kadar2 veya daha fazla farklı basınçta buhar

Kombine gaz türbinli + buhar türbinli sistemler

Benzin, biogaz, Mazot, Fuel oil, LPG, nafta

3 ile 300+ 1:1 ile 3:1* 35-55% 73-90%Orta basınçta buhar: yüksek sıcaklıkta sıcak su

Açık Döngülü Gaz türbinli sistemler


0.25 ile 50+ 1.5:1 ile 5:1* 25-42% 65-87%Yüksek basınç buhar, yüksek sıcaklıkta sıcak su

Sıkıştırılmış Hava üzerine yakıt püskürtmeli motorlu


0.2 ile 20 0.5:1 ile 3:1* 35-45% 65-90%Düşük basınç buhar, düşük ve orta sıcaklıkta sıcak su

Buji ateşlemeli motorluBenzin, biogaz, Mazot, LPG, nafta

0.003 ile 6 1:1 ile 3:1 25-43% 70-92 %Düşük ve orta sıcaklıkta sıcak su


118

Şeker fabrikasyon teknolojisindeki gelişmeler sonucu 1970’li yıllara gelindiğinde BTK’lerde kullanılan buhar basıncı 24 - 32 bar’a üretilen EE’nin IE’ne oranı 0.11’lere çıkmıştı, 1980’li yılların sonuna gelindiğinde buhar basıncı 40 - 42 bar, üretilen EE’nin IE ne oranı 0.22’lere ulaşıyordu günümüzde ise, bu oran 0.30’lara çıkmıştır. Bunun sonucu olarak da günümüz modern şeker fabrikalarında kullanılan BTK’lerde buhar basıncının 80 - 100 bar’a ve buna paralel olarak, buhar sıcaklığı da, kazan kızdırıcı borularının imalinde kullanılan ferritik çeliklerin izin verdiği 530 °C’ye yükselmiştir. Buhar basıncının 100 bar’ın üzerine çıkması durumunda, buharın izoentropik olarak çıkış basıncı olan 3 bar’a genleştiğinde, buhar doygunluk noktası aşılmakta ve türbin çıkış buharı sıvı halde su içerir duruma gelmektedir, bu ise türbin açısından istenmeyen sakıncalı bir konumu işaret etmektedir. Türbin çıkış buharı içersinde yoğuşmuş su partiküllerinin bulunması türbin kanatlarında erozyona neden olacağından normal çalışma koşullarında asla istenmeyen bir durumdur. EE’nin IE ne oranının 0.30’lara çıkması karşısında yapılması gereken Gaz Türbini + Buhar türbininden oluşan birleşik kojenersyon sistemlere geçmektir (Şekil 10) [7,8].

SummaryCogenaration systems with steam turbine are the most common methods among the industrial applications of cogeneration technology supplied both heat and electrical energy. Having many undisputed advantages in many branch of industry that the heat requirement supplied by steam makes cogenaration systems with steam turbine indispensable also for the sugar factories. Types and its advantages of cogenaration systems with steam turbine besides historic developments of steam turbines in sugar industry were considered in this study.

Şekil 9. Kombine gaz buhar çevrimi akım şeması. 1. Kompresör, 2. Gaz türbini, 3. Hava fanı, 4. Yardımcı kazan,5. Buhar kazanı, 6. Kazan yanma odası, 8. Proseste ısı kullanan ekipmanlar, 9. Kazan besleme suyu tankıdır.

Kaynaklar[1] Sir Charles A. Parsons, 1911, The Steam turbine, Printed by

John Clay, M.A. at the Cambridge University Press[2] Wikipedia[3] Encyclopedia Britannica[4] Z. Bubnik, P. Kadlec, D. Urban, M. Bruhns, 1995, Sugar Tech-

nologists Manual (Chemical and Physical Data for Sugar Manufacturers and Users), Verlag Dr. A. Bartens, Berlin, 416 pages

[5] Poel, P., W.; Schiweck, H.; Schwartz, T., 1998, Sugar Tech-nology Beet and Cane Sugar Manufacture, Verlag Dr. Albert Bartens KG, Berlin, 1120 p.

[6] Sudzucker Arşivleri[7] Türkiye Şeker Fabrikaları özel arşiv[8] Leblebici, F., 2009, ICCI 2009 Bildiri, Pancar Şekeri Fabrikasyo-

nunda Enerji Akışının Tasarımı Ve Enerji Tasarrufuna Yönelik Yeni Teknolojiler

TeşekkürBildirinin hazırlanmasında yardımlarını esirgemeyen TŞFAŞ’de çalışan eski çalışma arkadaşlarıma teşekkür ederim.


119

ATIK GERİ KAZANIM SİSTEMİNDE “SIFIR ATIK” YAKLAŞIMI: TÜRK TELEKOM ÖRNEĞİ

Gülşen NİŞLİYön Temizlik Peyzaj İnşaat San. ve Tic. Ltd. Şti.

Özet İstanbul Türk Telekom Anadolu Yakası İl Müdürlüğü bünyesinde oluşan atıkların, Yön Temizlik tarafından kaynağında ayrı toplanması, ara depolanması, aktarma merkezlerine taşınması ile geri kazanım ve bertaraf işlemlerine kadar tüm süreçleri içeren “Sıfır Atık Projesi” hayata geçirilmiştir. Proje kapsamında, İstanbul Türk Telekom Anadolu Yakası İl Müdürlüğü bünyesinde yer alan Atık Yönetim Merkezi’ne ait Kompost Makinesi, Türkiye’de ilk defa bu proje kapsamında kullanılmıştır. ‘Kompost Makinesi’ kaynağında ayrı toplanmış organik atıklar ve yemek atıklarından kompost ürünü elde edilmesi için kullanılmaktadır. 700 lt/hafta kapasiteli Kompost Makinesinin faaliyeti sonucunda kurumda oluşan organik atıklardan ayda ortalama 250-350 kg iyi kalitede kompost ürünü elde edilmektedir. Sıfır Atık Projesinin başarıyla yürütülmesi sayesinde haftada üretilen 72 konteyner atık, 9 konteyner atığa kadar indirgenmiş olup, hacimsel olarak %88’e varan bir atık azaltımı söz konusudur.

Anahtar kelimeler: Enttegre Atık Yönetimi, Geri Kazanım, Kompost Makinesi, Sıfır Atık.

1. GirişAtık yönetimi; evsel, tıbbi ve tehlikeli ve tehlikesiz atıkların minimizasyonu, kaynağında ayrı toplanması, ara depolanması, gerekli olduğu durumda atıklar için aktarma merkezleri oluşturulması, atıkların taşınması, geri kazanılması, bertarafı, geri kazanım ve bertaraf tesislerinin işletilmesi ile kapatma, kapatma sonrası bakım, izleme-kontrol süreçlerini içermektedir (Çevre ve Orman Bakanlığı, 2008). Bu yönetim sistemi, farklı türdeki atıkların birbirleriyle karıştırılmadan kaynağında ayrı olarak toplanmasını ‘olmazsa olmaz’ koşul olarak kabul eder. Entegre atık yönetiminin, tüm unsurları bir bütün olarak değerlendirilerek hem çevresel hem de ekonomik açıdan sürdürebilirliğin sağlanması hedeflenir. Bu çerçevede, entegre atık yönetiminin yalnızca tek bir atık türüne veya tek bir kaynağa yönelik olması beklenemez (Çevre ve Orman Bakanlığı, 2008). Amacımız tüm atık türleri için oluşturduğumuz atık yönetim sistemi ile kurum ve kuruluşların bu önemli çevre problemine en doğru çözümleri sunmaktır. Bu kapsamda Türkiye’de ilk defa Türk Telekom’da uygulanmakta olan Sıfır Atık Projesi, amaca ulaşmada önemli bir adımdır. Projenin temel hedefi, Türk Telekom’un faaliyetleri sırasında ortaya çıkan atıkların kaynağında azaltılması ve bu atıkların geri kazanılmasını sağlayan çevre ile uyumlu teknolojilerin kullanılmasıdır. Bu amaçla, Türk Telekom Anadolu Yakası İl Müdürlüğü bünyesinde üretilen ve kaynağında ayrı olarak toplanan atıklar değerlendirilmeye çalışılmış ve atık merkezi bünyesinde bertaraf edilemeyen atıklar geri dönüşüm

amacıyla ilgili kurum ve kuruluşlara gönderilmekte, organik ve yemek atıklarından ise atık merkezinde bulunan kompost makinesi kullanılarak kompost üretilmektedir. Kompost, biyokimyasal olarak ayrışabilir, çok çeşitli organik maddelerin organizmalar tarafından stabilize edilmiş, mineralize olmuş ürünlerdir (Erdin, 2009). Kompostlaştırma ise, organik maddelerin biyolojik olarak ayrışma hızını arttırmak için uygulanan kontrollü biyolojik prosestir (Renkow ve Rubin, 1998). Kompostlaştırma prosesi esnasında meydana gelen su ve karbon dioksit kaybı, kalıntı maddenin hacminde %25 ila %60 azalma sağlamaktadır (Renkow ve Rubin, 1998). Evsel katı atıkların kompostlaştırılması, nüfusun arttığı Avrupa ülkelerinde ve Amerika’da, oluşan atıkların önemli bileşenlerinin düzenli depolama tesislerine gönderilmesine alternatif bir yol olarak görülmektedir (Borat, 2002).

Kompostun faydaları aşağıdaki gibi sıralanabilir:� Araziye gömülmesi gereken atık miktarını azaltan bir yöntem

olması sebebiyle kompost üretimi düzenli depolama için gerekli olan hacim ve alanlarda büyük ekonomi sağlamaktadır (Borat, 2002).

� Evsel atıkların içinde bulunan patojen mikroorganizmaların önemli bir kısmı kompostlaştırmadaki ısı yükselmesi sonucu ölmektedir. Olgun kompostta mantar, patojen bakteri, böcek yumurtası ve bitki tohumlarının tahrip olduğu gözlenmektedir (Borat, 2002).

� Kokusuz, tehlikesiz, humusa benzer bir madde olan kompost toprak yapısını ve özelliğini iyileştirmektedir. Kompostun tarımdaki olumlu etkilerini şu şekilde sıralamak mümkündür: Toprağa humus kazandırır, toprağın işlenmesini kolaylaştırır, zeminin su tutma kapasitesini arttırır, toprağın havalandırılmasını kolaylaştırır, topraktaki saprofit mikroorganizma sayısını arttırır ve topraktaki mikroorganizmaların hızla faaliyete geçmesini sağlar. Azot, fosfat, potasyum, vs ihtiva eden suni gübrelerin bitkiler tarafından daha kolay alınmalarını sağlar (Borat, 2002). Kompost, şu amaçlar için kullanılabilir: Tarım, ormancılık, ağaçlandırma, bahçe ve park bakımı, peyzaj mimarlığı, endüstriyel hava arıtımı için kompost filtrelerinin yapısı (Çevre ve Orman Bakanlığı, 2002).

Kompost içerisine belli oranlarda azot, fosfor, potasyum (N, P, K) ilavesi ile üstün kalitede gübre eldesi mümkün olabilmektedir. Elde edilen bu gübrenin tarım alanlarına yararı tüm yapay gübrelerden daha fazladır. Türk Telekom’da kompost işlemi için ayrılan organik atıkların geri kalan kısmı ilgili Belediye ile yapılan protokol gereği Köpek Barınağı’na gönderilmiştir. Bu iş neticesinde barınaktaki hayvanların yemek ihtiyaçlarının alternatif yollardan karşılanarak barınağa ait yemek giderlerinin azaltılması ayrıca çöpe atılacak


120

yemeklerin değerlendirilmesi amaçlanmıştır. Sıfır Atık Projesi, öncelikle Telekom merkez binasında, daha sonra ise merkeze bağlı 11 müdürlük binasında oluşan atıkların geri kazanılmasını sağlayıp “sıfır atığa” ulaşılmasını kapsamıştır.

Proje kapsamındaki tüm atıkları ayrı konteynerler içerisinde biriktirmek, uygun periyotlarla toplamak, atıkları mümkün olduğunca yeniden kullanmak, geri dönüştürerek ve geri kazandırarak çevreye verilecek zararı minimize etmek, bu maddeleri ikincil hammadde olarak ekonomiye kazandırmak, çalışma alanında temizlik kalitesini sürekli ve en üst seviyede tutmak ve çalışanların bu konudaki duyarlılığını artırmak hedef alınmıştır.

Projenin maksimum verimle uygulanabilmesi için öncelikle tüm atık türleri için yönetim planları oluşturulmuş olup zaman içerisinde ihtiyaç duyulması halinde bu planlar revize edilerek sürdürülebilir bir sistemin ortaya çıkması sağlanmıştır. Bu çalışma, tüm atık türleri için veri tabanı oluşturularak ilerleyen dönemlerde gerçekleştirilebilecek projelerin doğru analizi ve boyutlandırılmasında kullanılacaktır.

2. Materyal ve MetodTürk Telekom bünyesinde oluşan Sıfır Atık Projesi kapsamındaki atıkların yönetmeliklere uygun olarak biriktirilmesi işlemi için Türk Telekom bahçesinde Atık Yönetim Merkezi kurulmuştur (Fotoğraf 1). Atık Yönetim Merkezi iki bölümden oluşmakta olup ilk bölümünde ambalaj atıkları konteynırları, ikinci bölümünde ise Kompost Makinesi (Şekil 1) bulunmaktadır. Kullanılan kompost makinesine ait teknik bilgiler Tablo 1’de sunulmuştur.

Atık yönetimi entegre bir sistem olarak düşünülmekte olup, her bir atık sınıfı için yapılan işlemler aşağıda belirtilmiştir.

2.1. Ambalaj AtıklarıTürk Telekom binasında oluşan ambalaj atıklarının kaynağını mutfak, yemekhaneler, ofisler ve kafeterya oluşturmaktadır. Ambalaj Atıkları Kontrolü Yönetmeliği’ne uygun olarak diğer atıklardan ayrı

Fotoğraf 1. Türk Telekom-Yöntem Atık Yönetim Merkezi

toplanması için tüm katlarda belirlenen uygun yerlere mavi renkli ambalaj atık geri dönüşüm kutuları yerleştirilmiştir. Toplanan ambalaj atıklarının ölçümü düzenli olarak 2009 yılı boyunca yapılmıştır. Ayrı toplanan bu atıklar “Ambalaj Atıkları Toplama ve Ayırma Tesisi’nde türlerine göre ayrıldıktan sonra geri dönüşüm tesislerine gönderilerek ekonomiye kazandırılmıştır.

2.2. Atık Piller Türk Telekom binasında oluşan atık pil kaynakları; kişisel kullanımda olan cep telefonları, radyolar, çok çeşitli elektrikli aletler vb.dir. Atık Pillerin Kontrolü Yönetmeliği’ne göre, uygun toplama kaplarında biriktirilen piller, “Taşınabilir Pil Üreticileri ve İthalatçıları Derneği” TAP tarafından İstanbul Büyükşehir Belediyesi’ne ait Kemerburgaz Katı Atık Depolama sahasına gönderilerek, beton havuzlar içerisinde üzeri kapatılarak bertaraf edilmiştir. Geri kazanımı sağlanabilecek atık piller ise TAP Derneği tarafından yurt dışındaki geri kazanım tesislerine gönderilmiştir.

2.3. Bitkisel Atık YağlarTürk Telekom binasında oluşan bitkisel atık yağlar mutfakta yemek yapımı sırasında oluşmaktadır. Bitkisel Atık Yağların Kontrolü Yönetmeliği’ne göre, uygun toplama kaplarında biriktirilen bu atık yağlar Çevre ve Orman Bakanlığı tarafından lisanslandırılmış geri kazanım tesislerine gönderilerek biyodizel gibi önemli bir yakıt haline gelip ekonomiye geri kazandırılmıştır.

2.4. Elektronik AtıklarTürkiye’de elektronik atıkların yönetimiyle ilgili esasları içeren yönetmelik, Çevre ve Orman Bakanlığı tarafından henüz yayınlanmamıştır. Türk Telekom bünyesinde oluşan elektronik atıklar bilgisayar, yazıcı, telefon, faks, fotokopi, monitörler, radyo, kablolar, vb. malzemelerin ömrünü tamamlaması ile oluşan atıklardır. Türk Telekom’da biriktirilen elektronik atıklar Sıfır Atık Projesi kapsamında ilgili geri dönüşüm tesislerine gönderilmiştir.

2.5. İnşaat ve Yıkıntı AtıklarıTürk Telekom bünyesinde sıkça yapılan çalışmalar sonucunda yoğun miktarda hafriyat ve yıkıntı atığı çıkmıştır. Oluşan bu inşaat ve yıkıntı atıkları yönetmeliğin uyarladığı şekilde lisanslı araçlarla belediyelerin izin verdiği geri kazanım veya depolama tesislerine gönderilmiştir.

2.6. Organik AtıklarTürk Telekom binalarında oluşan organik atık oluşum yerleri mutfak, yemekhane, kafeterya, bahçe ve yeşil alanlardır. Orga-nik atıkların diğer atıklarla karışmaması ve kaliteli kompost üre-timinin sağlanabilmesi için ağırlıklı atık kaynağı olan mutfak ve yemekhanelere yeşil organik atık geri dönüşüm kutuları

Tablo 1. JK 5100 Kompost Makinesi Teknik Özellikleri

Dış Ölçüler 2950x1170 mm

Yükseklik 1470 mm

Kapasite 100 hane halkı

Ana Hat 3-faz 16 A

Havalandırma Fan dâhildir

MateryalÇelik ve geri dönüştürülebilen

polietilen Şekil 1. JK 5100 Kompost Makinesi


121

yerleştirilmiştir. Proje kapsamında, kaynağında ayrı toplanan organik atıklar ve yemek artıklarından kompost ürünü elde etmek için Türk Telekom’un merkez binasında Türkiye için bir ilk olan “kompost makinesi” kullanılmıştır. Ayrıca, kompost makinesiyle üretilen kompostun toprak iyileştirici özelliğinin test edilmesi amacıyla salatalık, fasulye ve domates bitkileri için çeşitli denemeler yapılmıştır. Bu denemelerde farklı kompost/toprak oranlarında bitki gelişimi izlenmiştir.

2.7. Tehlikeli AtıklarTürk Telekom’un faaliyet gösterdiği alanlara bağlı olarak çıkan tehlikeli atık maddeler; sentetik motor şanzıman ve yağlama yağları, kurşunlu piller, alkali piller, yağ katran ve diğer tehlikeli maddeleri içeren kablolar, atık baskı tonerleridir. Türk Telekom depolarında oluşan tehlikeli atıklar için Tehlikeli Atık Yönetimi Planı yapılmış olup atıklar ilgili yönetmeliklere uygun olarak bertaraf tesislerine gönderilmiştir.

2.8. Tıbbi Atıklar Türk Telekom bünyesinde oluşan tıbbi atıkların kaynağı, bina içerisinde bulunan Türk Telekom’a ait Poliklinik’tir. Poliklinik bünye-sinde oluşan bu atıklar için ilgili Yönetmeliğe uygun Sıfır Atık Projesi kapsamında kurum içi tıbbi atık yönetim planı oluşturulmuştur. Tıbbi Atıkların Kontrolü Yönetmeliği’nde belirtilen şekilde ayrı toplanan tıbbi atıklar, ilgili Belediye’ye teslim edilmektedir. Biriktirilen tıbbi atıklar İstanbul Büyükşehir Belediyesi Kemerburgaz Tıbbi Atık Yakma Tesisi’nde bertaraf edilmektedir. Tıbbi atıklar genellikle düzenli depolanarak veya yakılarak bertaraf edilmekte veya steri-lizasyon işlemine tabi tutularak zararsız hale getirilmektedir.

Sıfır Atık Projesi’nin başarılı olabilmesi için bu proje içinde yer alacak tüm personelin eğitilmesi ve bilinçlendirilmesi gerektiğinden, öncelikle uygulayıcı personele projenin özellikleri ve modern atık yönetimi konularında eğitimler verilmiştir. Daha sonra da Türk Tele-kom personelinin bilgilendirilmesini sağlayacak sunumlar verilmiş ve el broşürleri dağıtılmıştır. Yapılan sunumlarda;

� Hangi tip atıkların geri kazanıldığı ve geri kazanımın önemi,� Çevre-atık ilişkileri,� Evlerde ve sanayi sektöründe atıkların ne şekilde biriktirileceği,� Türk Telekom’daki atıkların nasıl biriktirilmesi gerektiği, biriktirilen

atıkların nasıl bertaraf alanlarına gönderildiği,� Her çöpe atılan atığın ülke ekonomisine, doğasına ve insan

gücüne verdiği kayıplar, � Ülkemizde ve dünyada geri kazanım teknolojileri, anlatılmıştır.

3. Bulgular ve DeğerlendirmeTürk Telekom’da modern atık yönetim hiyerarşisi; tekrar kullanım, geri dönüşüm ve geri kazanım prensipleri uygulanmıştır. Böylelikle sürdürülebilir ve devamlı olarak iyileştirilebilir bir “Atık Yönetim Sistemi” oluşturulmuştur. Projenin uygulanmasıyla, kullanılmış ambalaj ve benzeri değerlendirilebilir atıklar bir hammadde kaynağı olarak kullanılmıştır. Yerine kullanıldığı malzeme için tüke-tilmesi gereken hammaddenin veya doğal kaynağın korunması sağlanmıştır. Sıfır Atık Projesi’nin uygulanması esnasında kuruluş olarak üstlendiğimiz görev ve sorumluluklar aşağıda özetlenmiştir:

� Atıkları, cinslerine göre ayrı olarak toplamak, � İdarenin uygun göreceği bir yerde atıkları geçici olarak muhafaza

etmek,

� Toplanan atıkların mevzuata uygun olarak yalnızca T.C. Çevre ve Orman Bakanlığı tarafından taşıma ve geri kazanım konu-larında yetkilendirilmiş ve/veya lisanslandırılmış kurum ve kuru-luşlara vermek,

� Tekrar kullanımı, geri dönüşümü ve geri kazanımı özendirmek, � Proje kapsamındaki her türlü işlerin görülmesinde gerekli olan

deneyimli personeli bulundurmak,� Türkiye’ de ve dünyada bu alanda meydana gelen gelişmeleri

takip etmek, getirmek, sisteme adapte etmek, � Yapılan çalışmaların sürekli olarak daha iyi seviyeye gelebilmesi

için gerekli tüm çalışmaları yapmak ve önlemleri almaktır.

Proje kapsamındaki atıklar için atık envanteri oluşturulması, proje sonuç raporunda kullanılması ve projenin farklı safhalarında verimin gözlemlenmesi ve iyileştirmeler yapılmasında kaynak oluşturulması amacıyla tür ve miktar bazında atık veri sisteminin oluşturulması sağlanmıştır. Bu sebeple Türk Telekom binasında meydana gelen her bir atık türü için ölçümler yapılmıştır.

2009 Yılı boyunca yapılan düzenli ölçümler sonucunda Türk Telekom’da oluşan aylık Ambalaj Atık Miktarı ortalaması 6702 kg’dır (Şekil 2). Günlük toplanan ambalaj atık miktarının ise 258 kg olduğu belirlenmiştir.

2009 Yılı boyunca yapılan düzenli ölçümler sonucunda Türk Telekom’da oluşan aylık Bitkisel Atık Yağ ortalaması 247 kg’dır. (Şekil 3). Günlük toplanan bitkisel atık yağ miktarının ise 10 kg olduğu belirlenmiştir.

Şekil 2. 2009 Ambalaj Atık Verileri

Sanayi Tipi Kompost Makinesi ile elde edilen kompost miktarları Şekil 4’de sunulmuştur. Sanayi tipi kompost makinesine beslenen organik artık miktarı ortalama 707 kg iken kompost makinesinden çıkan nihai ürün miktarı 228 kg olup, yaklaşık %68 oranında bir

Şekil 3. 2009 Bitkisel Atık Yağ Verileri


122

atık azalımı söz konusudur. Ayrıca kompost makinesinden çıkan ürün oldukça değerli, toprak iyileştirici bir malzeme olup tarımsal ve peyzaj amaçlı kullanım alanları mevcuttur. Grafikte ilk ölçülen değerler gösterilmiş olup açık alanda bekletme sonrasında %20 ila %30’luk nem kaybı ile net ağırlığa ulaşmaktadır.

Düzenli depolama sahasına gönderilen atık miktarı ayda 8 m³’tür. Bu değer 10 m³ lük çöp kamyonunun ayda 1 kez Türk Telekom binasına gelmesi gerektiğini gösterir. Projenin değerlendirilmesi sonucunda elde edilen kazançlar somutlaştırıldığında ayda 64 m³’lük depolama alanından tasarruf sağlanarak, ayda 910 km sefer kazancı sağlanmıştır.

Türk Telekom’dan toplanan ambalaj atık miktarı yılda yaklaşık 80 ton olarak ölçülmüştür. 80 ton ambalaj atığının yaklaşık 70 tonu geri kazanıldığında ve ambalaj atık yüzdesi içerisinde kağıt+karton oranının %70 olduğu yapılan ölçüm ve istatistiklerle göz önüne alındığında yaklaşık 50 ton kağıt ve karton geri kazanılmıştır. 1 ton kağıt/karton atığın geri kazanılmasıyla ortalama 16 ağacın geri kazanıldığı bilindiğine göre Sıfır Atık Projesi’nin yapılmasıyla yılda 800 tane ağacın kesilmesi engellenmiştir. Aynı doğrultuda yapılan hesaplamalarda yılda 10 ton plastik atık geri kazanılmış,7 ton metal ve 3 tonda cam ambalaj atığı geri kazanılmıştır. Atıkların geri kazanılmasıyla sadece ekonomik anlamda fayda sağlanmış olmayıp çevre problemlerinin de engellenmesi sağlanmış olur. Ayrıca yine yapılan değerlendirmeler sonucunda ayda ortalama 182.000 gr CO2 emisyonunun havaya salınması engellenmiştir. CO2 emisyonunun salınımının engellenmesi sera etkisinin azalmasını sağlar.

Elbette depolama sahalarına giden atık miktarının azalmasıyla yeni depolama alanlarının kurulması ve mevcut depolama sahaların problemlerinin; patlama ve yangın tehlikesi, depolama sahası yakınındaki tarım ürünleri ve diğer bitkilere olumsuz etkisi, koku emisyonu, yer altı ve yüzeysel su kirliliği,sızıntı sularının hava ile temas etmesi sırasında oluşan kokular, görüntü kirliliği, haşere üremesi oluşması engellenmiş olur.

2009 Yılı boyunca yapılan düzenli ölçümler sonucunda Türk Telekom’da oluşan aylık Atık Pil ortalaması 1,75kg’dır. Günlük atık pil ortalamasının ise 0,07 kg olduğu belirlenmiştir.

4. SonuçTürkiye’de ilk defa uygulanan Sıfır Atık Projesi’nin başarıya ulaşması ile proje tüm ülke çapındaki kurumlarda örnek oluşturmuştur. Projenin uygulanmasıyla, değerlendirilebilir atıklar hammadde kaynağı olarak kullanılmış ve doğal kaynakların korunması sağlanmıştır. Türk Telekom binalarındaki faaliyetler sonucu oluşan tüm atıkların Sıfır Atık Projesi kapsamında sürdürülebilir olarak geri kazanımı gerçekleştirilmiştir. Geri dönüşüm sırasında uygulanan fiziksel ve kimyasal işlem sayısı, normal üretim işlemlerine göre daha az olduğu için, geri dönüşüm ile malzeme üretilmesinde önemli bir enerji tasarrufu sağlanmıştır. Proje kapsamındaki atık biriktirme, toplama, taşıma ve geri kazanımı ile ilgili her türlü iş ve hizmetler; yürürlükteki çevre mevzuatı doğrultusunda ve mevzuata uygun olarak tüm atık türleri için T.C. Çevre ve Orman Bakanlığı tarafından lisanslandırılmış ve/veya yetkilendirilmiş kurum ve kuruluşlar ile koordineli olarak yerine getirilmektedir.

Kaynaklar[1] AKKOYUN, M., Satırlı, S., Özdemir, S., Çelebi, Y., Organik

Atıkların Değerlendirilmesi: Kompost. Sakarya Üniversitesi Çevre Mühendisliği Bölümü. http://www.tarimkredi.org.tr/haber_goster.php?id=24 (27.03.2009 tarihinde alıntılanmıştır.)

Şekil 4. 2009 Üretilen Kompost Miktarı

Yapılan analizler sonucunda Sanayi Tipi Kompost Makinesi’nden elde edilen komposta ait C/N oranı, sıcaklık, nem, pH gibi parametreler yasal mevzuatta belirtilen standartlara uygunluk göstermektedir. Elde edilen kompost, gübre olarak kullanılabilmesi için yeterli fosfor (P) ve potasyum (K) oranına sahiptir. Elde edilen humusun toprak iyileştirici özelliğinin test edilmesi amacıyla büyütülen bitkilerin 8. gün sonundaki gelişimleri Fotoğraf 2’de sunulmuştur. Deneyler %10 kompost - %90 toprak karışımının bitki gelişimi açısından en verimli oran olduğunu gözlenmiştir.

Türk Telekom’da modern atık yönetim hiyerarşisi; tekrar kulla-nım, geri dönüşüm ve geri kazanım prensipleri- uygulanarak sürdürülebilir ve devamlı olarak iyileştirilebilir bir “Atık Yönetim Sistemi” oluşturulmuştur. Türkiye’de resmi olmayan atık geri kazanım sisteminin iyileştirilmesine katkı sağlamıştır. Yurtdışındaki ülkelerde uygulanmakta olan ancak ülke içinde yaygın olmayan kompost makinesi teknolojisinin kullanılmasının ulusal teknolojik gelişmeye katkı sağlaması öngörülmektedir.

Türkiye için genel bir sorun olan atık yönetimine yeni bir yaklaşım getirmesiyle, projenin çıktıları elektronik ortam ve diğer yöntemlerle duyurulmuştur. Bu sistemin başarıya ulaşmasıyla birçok fayda elde edilmiştir. Proje başlamadan önce Türk Telekom’da oluşan atık miktarı haftada 72 Konteyner olarak belirlenmiştir. Oluşan bu atık miktarı ayda 288 konteyner olup 800 litrelik konteyner baz alındığında ayda yaklaşık 69 ton atık olarak ölçülmüştür. Oluşan atıklar kaynağında ayrım yapılmadığı için hiçbir geri kazanım işlemine uğramadan düzenli depolama sahasına gönderilmektedir.

Düzenli depolama sahasına gönderilen atık miktarı ayda 72 m³’tür. Bu değer 10m³ lük çöp kamyonunun ayda 8 kez Türk Telekom binasına gelmesi gerektiğini gösterir. Projenin başlamasıyla Türk Telekom’da oluşan atık miktarı haftada 9 Konteynere indirgenmiştir. Oluşan bu atık miktarı ayda 36 konteyner olup 800 litrelik konteyner baz alındığında ayda yaklaşık 8 ton atık olarak ölçülmüştür.

Fotoğraf 2. Sırasıyla salatalık, fasulye ve domates bitkilerine ait deney kaplarının görünümü


123

[2] BORAT, M., 2002. Katı Atık Yönetimi. İstanbul Üniversitesi Çevre Mühendisliği Bölümü Ders Notları, sf: 109-129, İstanbul.

[3] Çevre ve Orman Bakanlığı Atık Yönetimi Genel Müdürlüğü Resmi web sitesi: http://www.atikyonetimi.cevreorman.gov.tr/eylul.htm (15.01.2009 tarihinde alıntılanmıştır).

[4] Çevre ve Orman Bakanlığı Çevre Yönetimi Genel Müdürlüğü, 2008. Atık yönetimi Eylem Planı (2008-2012). Çevre ve Orman Bakanlığı, Ankara.

[5] Çevre ve Orman Bakanlığı, 2002. Atık Yönetimi: Kompostlaştırma Tesisleri için Teknolojiler ve Yer Seçimi, Kompost Üretimi ve Kullanımı için Kriterler. Çevre ve Orman Bakanlığı Atık Yönetimi Genel Müdürlüğü, Ankara.

[6] Çevre ve Orman Bakanlığı, 2004. Atık Pil ve Akümülatörlerin Kontrolü Yönetmeliği, Çevre ve Orman Bakanlığı, Resmi Gazete, 31.08.2004 / 25569, Ankara.

[7] Çevre ve Orman Bakanlığı, 2004. Hafriyat Toprağı, İnşaat ve Yıkıntı Atıklarının Kontrolü Yönetmeliği, Çevre ve Orman Bakanlığı, Resmi Gazete, 18.04.2004/ 25406, Ankara.

[8] Çevre ve Orman Bakanlığı, 2005. Ambalaj Atıklarının Kontrolü Yönetmeliği, Çevre ve Orman Bakanlığı, Resmi Gazete, 19.04.2005/ 25791, Ankara.

[9] Çevre ve Orman Bakanlığı, 2005. Bitkisel Atık Yağların Kontrolü Yönetmeliği, Çevre ve Orman Bakanlığı, Resmi Gazete, 19.04.2005/ 25791, Ankara.

[10] Çevre ve Orman Bakanlığı, 2005. Tehlikeli Atıkların Kontrolü Yönetmeliği, Çevre ve Orman Bakanlığı, Resmi Gazete, 14.03.2005/ 25755, Ankara.

[11] Çevre ve Orman Bakanlığı, 2005. Tıbbi Atıkların Kontrolü Yönetmeliği, Çevre ve Orman Bakanlığı, Resmi Gazete, 22.07.2005/ 25883, Ankara.

[12] Çevre ve Orman Bakanlığı, 2006. Ömrünü Tamamlamış Lastiklerin Kontrolü Yönetmeliği, Çevre ve Orman Bakanlığı, Resmi Gazete, 25.11.2006 / 26357, Ankara.

[13] Çevre ve Orman Bakanlığı, 2008. Atık Elektrik ve Elektronik Eşyaların Kontrolü Taslak Yönetmeliği, Çevre ve Orman Bakanlığı, Ankara.

[14] ERDİN, E. Kompost ve Kompostlaştırma Hakkında Özlü Bilgiler. Dokuz Eylül Üniversitesi Çevre Mühendisliği Bölümü Katı Atık Web Sitesi. http://web.deu.edu.tr/erdin/pubs/doc25.htm. (15.01.2009 tarihinde alıntılanmıştır).

[15] RENKOW, M. ve Rubin, A. R. 1998. Does Municipal Solid Waste Composting Make Economic Sense? Journal of Environmental Management. 53, 339-347.

SummaryWith the aim of maintaining modern life, rapid extinction of the natural resources as well as waste disposal problems caused by environmental pollution and consumption, disposal costs, problems caused by storage space requirements prompt human beings to find new methods for reduction or utilization of wastes. Less consumption of primer source is aimed in optimum use of resources by reprocessing or directly using wastes. “Zero Waste Project” has been realized, that includes all processes from separate collection of wastes produced by İstanbul Turkish Telecom Anatolian Side Provincial Directorate in source by Yön Temizlik, interim storage, transportation to transfer centers as well as recycling and disposal proceedings. Every kind of work and services within the scope of project are coordinately performed with corporations licensed and / or authorized by T.R Ministry of Environment and Forestry in line with current environment legislation.

Compost machine in Waste Management Center situated in garden of İstanbul Turkish Telecom Anatolian Side Provincial Directorate has been used in a project first time in Turkey within the scope of project. ‘Compost Machine’ has been used for obtaining compost product from food wastes and organic wastes produced at İstanbul Turkish Telecom Anatolian Side Provincial Directorate center building and separately collected in source. Monthly approx. 250-350 kg good quality Compost product is obtained from organic wastes at institution as a result of operation of Compost Machine having capacity of 700 l/week. Thanks to successful realization of Zero Waste Project, 72 container waste which is weekly produced decreases by 9 container waste.

Evaluable waste is used as raw material source with implementation of Project. Protection of natural resources or raw material, which is required to be consumed for substitute material, has been provided. In the current situation, when considered waste management systems which are implemented in similar institutions in Turkey, “Zero Waste Project” has a feature of being first in Turkey due to reduction of waste management to the level almost zero and undertaking leadership of popularization of compost technology in Turkey.


124

ENERJİ ŞARTI ANTLAŞMASI ÇERÇEVESİNDE UYUŞMAZLIKLARIN ÇÖZÜMÜ

H. Ercüment ERDEMGalatasaray Üniversitesi Hukuk FakültesiTicaret Hukuku Anabilim Dalı Öğretim Üyesi

ÖzetEnerji Şartı Antlaşması 17 Aralık 1994‘te Lizbon’da imzalandı ve 16 Nisan 1998’de yürürlüğe girdi. Türkiye, Antlaşmayı 17 Aralık 1994’de imzaladı ve Antlaşma 6 Şubat 2000 tarihinde onaylandı. Antlaşma, 5. bölümünde çok ayrıntılı ve orijinal bir uyuşmazlıkların çözümü sistemi getirmiştir. Antlaşmada iki temel yöntem öngörülür:� Yatırımcı-Devlet tahkimi, yatırım uyuşmazlıklarına ilişkindir. � Devlet-Devlet tahkimi, esas olarak rekabet ve çevreye ilişkin

olanlar hariç olmak üzere Antlaşmadan doğan her türlü uyuşmazlığa uygulanır.

Ayrıca, devlet-devlet uyuşmazlıklarında ticaret ve transit konusunda özel hükümler vardır. Rekabet ve çevre konusunda Antlaşma daha yumuşak ve daha az şekilci olan bir uyuşmazlıkların çözümü yöntemi benimser.

Küreselleşen dünya ekonomisinin gittikçe daha fazla enerjiye gerek göstermesi, enerji projelerinin uzun dönemli olması ve yüksek sermaye gerektirmesi, enerji alanında uluslararası iş birliğinin somutlaşacağı antlaşmaların hazırlanmasını zorunlu kıldı¹.

Enerji Şartı Antlaşması (Energy Charter Treaty) Avrupa Enerji Şartı Deklarasyonu olarak da adlandırılan 1991 tarihli Enerji Şartı Deklarasyonu temelinde hazırlandı². Deklarasyon enerji alanında işbirliği sağlamayı hedefleyen siyasi bir niyet açıklamasıydı³. Enerji Şartı Antlaşması ise 17 Aralık 1994 tarihinde Lizbon’da uluslararası bir antlaşma olarak imzalandı ve 16 Nisan 1998’de yürürlüğe girdi4. Enerji Şartı Antlaşması enerji sektöründe bir yandan uluslararası işbirliğini destekleyen, diğer yandan bu iş birliğinden doğan uyuşmazlıklara orijinal çözümler getiren bir milletlerarası antlaşma olması nedeniyle önemlidir5 .

Enerji Şartı Antlaşması’na 51 devlet ve Avrupa toplulukları taraftır6. Ayrıca, 19 devlet ve çeşitli uluslararası örgütler de gözlemci statüsünde katıldı7.

Türkiye, Antlaşmayı 17 Aralık 1994’de imzaladı. Gerek Antlaşma gerekse Antlaşmanın ekini oluşturan kararlar ve Enerji Verimliliğine ve İlgili Çevresel Hususlara ilişkin Enerji Şartı Protokolü, 4519 sayılı kanunla 6 Şubat 2000 tarihinde onaylandı (RG.06.02.2000, S.23956).

Onaylanmaya ilişkin 2000/786 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı da 12.07.2000 tarih ve 24107 Mükerrer sayılı Resmi Gazete’de yayınlandı8.

Antlaşmanın Getirdiği SistemAntlaşma 5. bölümünde çok ayrıntılı ve orijinal bir uyuşmazlıkların çözümü sistemi getirdi. Sistemin ayrıntılı olması, Antlaşmanın müzakereleri sırasında kimi taraf devletlerin henüz gelişmiş bir uyuşmazlıkların çözümü sistemine sahip olmamalarında aranabilir.

Ayrıca, mevcut sistemlerin tarafsızlığı ve işlerliği konusunda da endişeler vardı. Antlaşma önerdiği uyuşmazlıkların çözüm yolları ile bir taraftan yatırımcı ve yatırım kabul eden devletler arasındaki9, diğer taraftan antlaşmaya üye devletler arasındaki uyuşmazlıkların adil, hızlı ve tarafsız bir şekilde çözümlenmesini amaçladı.

Enerji sektöründeki yatırımların büyüklüğü dikkate alındığında bu amacın önemi daha da iyi anlaşılır.

Antlaşma farklı konular açısından farklı uyuşmazlıkların çözümü yöntemleri getirir. İki temel yöntem öngörülür:� Yatırımcı-Devlet tahkimi; yatırım uyuşmazlıklarına ilişkindir (m.

26).

¹ BAKLACI P./AKINTÜRK E., “Enerji Şartı Antlaşması”, İşletme Fakültesi Dergisi, Cilt 7, Sayı 2, 2006, s. 98.² Deklarasyon, enerji alanında işbirliğinin serbest piyasa kurallarına, şeffaf ve rekabetçi temellere dayanması gerektiğini belirlemiştir. DEMİR E., “Enerji Şartı Antlaş-

ması”, Uluslararası Ekonomik Sorunlar Dergisi, Sayı VIII, s. 1. ³ BAKLACI/AKINTÜRK, s. 99.4 Türkiye, 5 Nisan 2001 tarihinde Onay Belgesini depoziter ülke olan Portekiz makamlarına tevdi etmiştir ve Türkiye Enerji Şartı Antlaşması’nı onaylayan 42. ülke

olmuştur. DEMİR, s. 1. Sözleşmenin Türkçe metni için bkz. RG, 12.07.2000, S. 24107, Mükerrer. 5 <http://www.encharter.org/index.php?id=7&L=>, <http://www.mfa.gov.tr/enerji-sarti-anlasmasi.tr.mfa>6 Antlaşmayı imzalayan taraflardan beş tanesi dışında hepsi Antlaşmayı onaylamıştır. BAKLACI/AKINTÜRK, s. 98. Ayrıca bkz. <https://www.encharter.org/index.php?id=61>. 7 <http://www.encharter.org/index.php?id=61>8 Enerji Şartı Antlaşması ve Antlaşma ile birlikte imzalanan Enerji Verimliliğine ve İlgili Çevresel Hususlara İlişkin Enerji Şartı Protokolü de 16 Nisan 1998 tarihinde

yürürlüğe girdi. BAKLACI/AKINTÜRK, s. 98.9 Bu husus Enerji Şartı Antlaşmasını ayırt edici özelliğidir. Gerçekten, Antlaşmada, yatırımcının, yükümlülüğünü yerine getirmeyen devlete karşı uluslararası tahkime

başvurabileceği öngörülmüştür. BAKLACI/AKINTÜRK, s. 108.


125

� Devlet-Devlet tahkimi; esas olarak rekabet ve çevreye ilişkin olanlar hariç olmak üzere (m. 6/7, 27/2) Antlaşmadan doğan her türlü uyuşmazlığa uygulanır (m. 27)10.

Ayrıca, devlet-devlet uyuşmazlıklarında ticaret (m. 29, Ek. D) ve transit konusunda (m. 7) özel hükümler vardır. Bu hükümler normal olarak devlet-devlet uyuşmazlıkları için öngörülen sistemden ayrılır. Rekabet ve çevre konusunda Antlaşma zorunlu tahkim yerine daha yumuşak ve daha az şekilci olan bir uyuşmazlıkların çözümü yöntemi benimser.

Yatırım UyuşmazlıklarıAntlaşma m. 26 yatırımcı ve yatırım kabul eden devlet arasındaki yatırım uyuşmazlıklarının çözümünü ele alır.

Pek çok iki taraflı yatırım antlaşmasının öngördüğü şekilde antlaşma da yatırım kabul eden devletin yatırımcıyı koruma ve yatırımı teşvik etme yönündeki yükümlülüklerine uymaması halinde yatırımcının dava hakkını düzenler.

Yatırımı kabul eden devletin bu konudaki yükümlülükleri Antlaşmanın 3. Bölümünde düzenlenir¹¹. Ancak uyuşmazlığın başka bir konudan (örneğin; yatırımcının sermaye piyasalarında yaptığı bir yatırımdan) kaynaklanması halinde Antlaşmanın öngördüğü uyuşmazlıkların çözümü yöntemi uygulanmaz, zira uyuşmazlık Antlaşmanın 3. Bölümünden doğmamıştır.

Sulh GörüşmeleriAntlaşma m. 26/1 uyarınca öncellikle uyuşmazlığın sulhen çözümlenmesi yolu aranır. Tarafların bu amaçla üç aylık süreleri vardır. Üç aylık bu süre taraflardan birinin dostane çözüm yoluna başvurmasıyla başlar¹². Tarafların ancak “dostça” bir sonuç alamazlar ise, uyuşmazlığın çözümü için yerel mahkemeye veya uluslararası tahkime gidebileceklerdir.

Uyuşmazlık Çözümünde Başvurulacak MerciilerSulh görüşmelerinin başarısızlıkla sonuçlanması karşısında, yatırımcının temelde uyuşmazlığın çözümü konusunda üç imkanı vardır (m. 26/2):

� Yatırım kabul eden devletin ulusal mahkemeleri veya idari makamlarına başvurmak;

� Daha önceden taraflarca kabul edilmiş bir uyuşmazlığın çözüm yöntemine başvurmak (örneğin İkili Yatırım Antlaşmalarında belirlenen yöntem);

� Uluslararası tahkim¹³.

Uluslararası Tahkim Konusundaki SeçeneklerEğer yabancı yatırımcı uluslararası tahkim yoluna başvurmak isterse Antlaşma üç seçenek sunar (m. 26/4)� 1965 tarihli Washington Sözleşmesi (The Convention on the

Settlement of Investment Disputes Between States and Nationals of Other States; Devletler ve Diğer Devletlerin Vatandaşları Arasında Meydana Gelebilecek Yatırım Uyuşmazlıklarının Çözümlenmesine İlişkin Sözleşme) uyarınca ICSID tahkimi14. Eğer yatırımcının ülkesi veya ev sahibi devlet veya her ikisi de ICSID sözleşmesine taraf değilse, tahkim ICSID İlave Hizmet Kurallarına (ICSID Additional Facility Rules) göre yürütülür.

� UNCITRAL (United Nations Commission on International Trade Laws) tahkim kuralları. Uyuşmazlık UNCITRAL tahkim kuralları uyarınca tek veya üç hakemden oluşan hakem heyeti tarafından çözülür.

� Stockholm Ticaret Odası Tahkim Enstitüsü (Arbitration Institute of Stockholm Chamber of Commerce) Tahkim Kuralları uyarınca tahkim15.

Antlaşma böylece yatırımcıya geniş bir tahkim seçeneği sağlar. Bir yandan kurumsal tahkim olarak ICSID ve Stockholm Ticaret Odası Tahkim Kurallarını, diğer yandan ad hoc tahkim olarak da UNCITRAL tahkim kurallarını öngörür.

Ancak, Enerji Şartı Antlaşması’nın 26/3-c ve 27/2 maddeleri uyarınca, EK IA’da yer alan taraflar, bir yatırımcının veya Antlaşma tarafının Enerji Şartı Antlaşması’nın 10/1 maddesinden¹6 kaynaklanan bir uyuşmazlıkla ilgili olarak, uluslararası tahkime gidemeyeceklerdir17 .

Ev Sahibi Devletin Uluslararası Tahkimi KabulüAntlaşma uyuşmazlıkların tahkim yoluyla çözümlenmesi ve ev sahibi devletlerin tahkim yargılaması sonunda verilecek kararlara uymasını sağlamak için özel bir hüküm getirir. Antlaşma m. 26/3 (a) hükmü uyarınca her taraf devlet uyuşmazlığın uluslararası tahkimde çözümlenebilmesine muvafakat eder. Ancak, kuralın iki istisnası bulunur:

10 Bu tür uyuşmazlıklara şu davalar örnek verilebilir: AES Summit Generation Ltd. (UK subsidiary of US-based AES Corporation) v. Hungary; Nykomb Synergietics Techno-logy Holding AB (Sweden) v. Latvis; Plama Consortium Ltd. (Cyprus) v. Bulgaria; Petrobart Ltd. (Gibraltar) v. Kyrgyzstan; Alstom Power Italia SpA, Alstom SpA (Italy) v. Mongolia; Yukos Universal Ltd. (UK – Isle of Man) v. Russian Federation; Hulley Enterprises Ltd. (Cyprus) v. Russian Federation; Veteran Petroleum Trust (Cyprus) v. Russian Federation; Ioannis Kardassopoulos (Greece) v. Georgia; Amto (Latvia) v. Ukraine; Hrvatska Elektropriveda d.d. (HEP) (Croatia) v. Republic of Slovenia; Libananco Holdings Co. Limited (Cyprus) v. Republic of Turkey; Azpetrol International Holdings B.V., Azpetrol Group B.V. and Azpetrol Oil Services Group B.V. (the Netherlands) v. Azerbaijan; Barmek Holding A.S. v. Azerbaijan; Cementownia “Nowa Huta” S.A. (Poland) v. Republic of Turkey; Europe Cement Investment and Trade S.A. (Poland) v. Republic of Turkey; Liman Caspian Oil B.V. (the Netherlands) and NCL Dutch Investment B.V. (the Netherlands) v. Republic of Kazakhstan; Electrabel S.A. v. Republic of Hungary; Mercuria Energy Group Ltd. v. Republic of Poland; Alapli Elektrik B.V. v. Republic of Turkey; AES Summit Generation Limited and AES-Tisza Erőmű Kft. v. Republic of Hungary; Vattenfall AB, Vattenfall Europe AG, Vattenfall Europe Generation AG & Co. KG v. Federal Republic of Germany; EDF International S.A. v. Republic of Hungary; EVN AG v. The Former Yugoslav Republic of Macedonia. Ayrıntılı bilgi için bkz. <http://www.encharter.org/index.php?id=213&L=0#AES>.

¹¹ Antlaşmanın 26. maddesi sadece Antlaşmanın Üçüncü Bölümündeki uyuşmazlıklara ilişkindir. BAKLACI/AKINTÜRK, s. 109.¹² LUTEN L., “Dispute Resolution Mechanisms of the Energy Charter Treaty in Investor – State Disputes”, Working Paper Series, Posted on January 29, 2009, <http://

ssrn.com/abstract=1333735>, s. 4. ¹³ Enerji Şartı Antlaşmasının 26/3 maddesi uyarınca, her bir sözleşmenin tarafı uyuşmazlığın uluslararası tahkime sunulmasına “şartsız” onay verir. Ancak Antlaşmanın

26/3-b maddesi bu kurala istisnalar getirmiştir: eğer yatırımcı uyuşmazlığın çözümü için uyuşmazlığa düştüğü Antlaşma tarafının yerel mahkemelerine ya da idari makamlarına başvurmuş ya da uyuşmazlığı önceden anlaşılmış herhangi bir uyuşmazlık çözüm merciine götürmüşse, madde 23/3-a’daki onay şartsız olarak kabul edilmeyecektir. BAKLACI/AKINTÜRK, s. 109; LUTEN, s. 4.

14 Türkiye’ye karşı yabancı yatırımcılar tarafından Antlaşma’ya dayanarak açılmış bulunan ve devam eden dört ICSID tahkim davası mevcuttur. Bunlar; Libananco Hol-dings Co. Limited (Cyprus) v. Republic of Turkey; Cementownia “Nowa Huta” S.A. (Poland) v. Republic of Turkey; Europe Cement Investment and Trade S.A. (Poland) v. Republic of Turkey; Alapli Elektrik B.V. v. Republic of Turkey. <http://www.encharter.org/index.php?id=213&L=0>

15 Stokholm Ticaret Odası Tahkim Enstitüsü tahkim kurallına ulaşmak için bkz. <http://www.sccinstitute.com/uk/Home/>.16 Bu hüküm “şemsiye hüküm” olarak da adlandırılır. LUTEN, s.5. 17 Enerji Şartı Antlaşması’nın 10/1 maddesinin son cümlesi şöyledir: “Her Antlaşma Tarafı, diğer bir Antlaşma Tarafı yatırımcısı veya yatırımcısının bir yatırımı ile

taahhüt etmiş olduğu yükümlülükleri yerine getirecektir”.


126

� Antlaşma m. 26/3 (b) hükmü, Ek ID listesinde yer alan taraf devletlere uyuşmazlığı daha önce ev sahibi devletin ulusal mahkemelerine götüren yatırımcının daha sonra uluslararası tahkime başvurmasına çekince koyma imkanı getirir. Türkiye bu yönde bir çekince koymamıştır.

� Antlaşma m. 26/3 (c) hükmü, Ek IA’da sayılan taraf devletlerin Antlaşma m. 10/1 hükmünden doğan uyuşmazlıklar için uluslar-arası tahkim konusunda çekince koymalarına olanak sağlar. Antlaşma m. 10/1 hükmü bireysel yatırım sözleşmelerinden doğan uyuşmazlıklara ilişkindir. Türkiye bu madde açısından da çekince bildirmemiştir.

Uygulanacak Hukuk ve Hakem Kararlarının BağlayıcılığıYatırım uyuşmazlıklarına ilişkin tahkimde, hangi tahkim yöntemi seçilirse seçilsin, uyuşmazlık öncelikle Antlaşma hükümlerine ve uluslararası hukuk kurallarına göre çözümlenir (Antlaşma m. 26/6). Hakem kararı hem yatırımcı, hem de devlet için18 kesin ve bağlayıcıdır ve ayrıca, faiz içerebilir Ayrıca da, her bir taraf devlet bu kararların icra edilmesini sağlamakla yükümlüdür (Antlaşma m. 26/8).

Hakem Kararlarının TenfiziAntlaşma m. 26/5 (b) hükmü uyarınca, yatırım uyuşmazlıklarından kaynaklanan hakem kararları 1958 tarihli Yabancı Hakem Kararlarının Tanınması ve Tenfizine İlişkin Birleşmiş Milletler Sözleşmesi (New York Sözleşmesi) uyarınca tenfiz edilir. New York Sözleşmesi bugün için 144 devletin taraf olduğu, Birleşmiş Milletler’in en çok kabul gören milletlerarası antlaşmalarından biridir19.

Antlaşma m. 26/5 (b) hükmü tüm taleplerin ticari ilişkilerden veya işlemlerden doğmuş olduğunu kabul etmektedir. Bu hüküm yabancı hakem kararının tenfizi açısından önemlidir. Zira, New York Sözleşmesi sadece ticari ilişkilerden kaynaklanan hakem kararlarına uygulanır. Böylece, Antlaşma çerçevesinde verilen hakem kararlarının ticari niteliği ve New York Sözleşmesi uyarınca tenfiz edilmeleri teminat altına alınır.

ICSID Antlaşması uyarınca taraf devletler zaten ICSID hakem kararlarını uygulamayı kabul etmiştir20. Bu nedenle, ICSID tahkiminin diğer tahkim yöntemlerine göre daha elverişli olduğu dahi söylenebilir.

Devletlerarası Uyuşmazlıkların ÇözümüEnerji Şartı Antlaşması yatırımcı ve devlet arasındaki uyuşmazlıkla-rın çözümü için öngördüğü tahkim sistemini, daha basit ve daha az seçenekli olarak Antlaşma tarafları arasındaki uyuşmazlıkların çözümü için de öngörür. Antlaşma m. 27 uyarınca öngörülen bu tahkim yatırımcı ve Devlet arasındaki uyuşmazlıkların çözümüne göre daha geniş kapsamlıdır; zira her türlü uyuşmazlığa uygulanır ve sınırlı sayıda istisna öngörür (örneğin ticari uyuşmazlıklar)²¹ .

Antlaşma m. 27 uyarınca, taraflar Antlaşmanın uygulanması veya yorumuyla ilgili uyuşmazlıkların çözümünde öncelikle diplomatik kanalları kullanarak sulhen bir çözüm aramaya çalışır²².

Uyuşmazlık makul bir sürede (makul sürenin ne olduğu Antlaşmada belirtilmemiştir ve uyuşmazlığın niteliğine göre her olayda ayrıca belirlenir) çözümlenemezse, UNCITRAL tahkim kurallarına göre oluşturulacak bir ad hoc hakem mahkemesi eliyle çözülür. Taraflar hakemlerini seçmezler veya üçüncü hakemin seçimi konusunda anlaşamazlarsa, bu takdirde, hakem seçimi Lahey’de bulunan Uluslararası Hakemlik Daimi Mahkemesi Genel Sekreteri tarafından yapılır. Yapılacak atamalarda uyuşmazlığın konusu, nitelikleri ve hakemlerin deneyimleri dikkate alınır.

Antlaşma m. 27 (2) ve m. 28 uyarınca devletlerarasındaki uyuşmazlıklara ilişkin tahkim aşağıdaki konular için uygulanmaz:� Rekabet ve çevreye ilişkin konular (Antlaşma m. 6 ve 19);� Antlaşma Ek-1A’da sayılan devletlere karşı yatırım

sözleşmesinden doğan uyuşmazlıklar;� Madde 29 uyarınca ticarete ilişkin konular veya ticarete ilişkin

yatırımlar (m. 5).

Kararlar hakemlerin oy çokluğuyla alınır. Hakemler uyuşmazlığın çözümünde Enerji Şartı Antlaşması, uygulanabilir kurallar ile uluslararası hukuk kurallarını uygular.

Hakem mahkemesinin verdiği karar nihai ve taraflar için bağlayıcıdır. Yargılama giderleri (hakem ücretleri ve diğer masraflar da dahil olmak üzere) taraflarca eşit olarak paylaşılır. Ancak hakem heyeti masrafların büyük kısmının uyuşmazlık içindeki taraflardan biri tarafından ödenmesine de karar verebilir.

Taraflarca aksi kararlaştırılmamışsa, hakem heyeti Lahey’de toplanır, Daimi Hakemlik Mahkemesi’nin binasını ve olanaklarını kullanır.

Devletlerarası uyuşmazlık çözümüne şimdiye kadar sadece bir taraf devlet başvurmuş; bu uyuşmazlık da daha sonra diplomatik kanallarla çözüme kavuşturulmuştur23.

Ticari UyuşmazlıklarEnerji Şartı Antlaşması m. 29 GATT/WTO modelini izleyen bir uyuşmazlıkların çözüm yöntemi getirir24. Ancak bu yöntemin uygulanması için taraflardan hiç değilse birisinin WTO (Dünya Ticaret Örgütü) üyesi olmaması gerekir. Bu nedenle, Enerji Şartı Antlaşması’nın yenilikçi bir düzen getirdiği ve gerçekte sadece üye devletler için öngörülen WTO uyuşmazlıkların çözümü sistemini WTO üyesi olmayan ülkeler için de geçerli kıldığı söylenebilir25.

Antlaşma m. 29 ile getirilen sistem yukarıda gördüğümüz ve Antlaşma m. 27’de düzenlenen devletlerarası uyuşmazlığa uygulanan sistem

18 DEMİR, s. 2.19 <http://www.uncitral.org/uncitral/en/uncitral_texts/arbitration/NYConvention_status.html>20 Ayrıntılı bilgi için bkz. EKŞİ N., “ICSID Hakem Kararlarının Tanınması Tenfizi ve İcrası”, Beta, İstanbul, 2009; TUYGUN S., “ICSID Tahkimine ilişkin Hakem Karar-

larının İcra Edilmesi”, Güncel Hukuk Yayınları, İzmir, 2007.21 KONOPLYANIK A., “The Energy Charter Treaty: Dispute Resolution Mechanisms – and the Yukos Case”, Russian / CIS Energy & Mining Law Journal, 1’2005, S. III,

s. 30.22 Yatırımcı-devlet tahkiminin aksine, devlet-devlet tahkiminde tarafların sulhen çözüm arayışlarını müteakiben bir seçim hakkı yoktur. KONOPLYANIK, s. 30.23 <http://www.encharter.org/index.php?id=269>24 Ancak ticari uyuşmazlıklarda öngörülen ihtilafların çözüm yolu WTO modeline göre daha az detaylı ve kolaydır. KONOPLYANIK, s. 31.25 KONOPLYANIK, s. 31.


127

ile yatırım uyuşmazlıklarına uygulanan ve m. 26’da düzenlenen tahkim yoluna bir alternatiftir26. Zira, Antlaşma m. 28 uyarınca taraflar açıkça kararlaştırmak kaydıyla ticarete ilişkin hususlardan doğan uyuşmazlıkları dahi m. 27 uyarınca tahkime götürebilir. Antlaşma m. 29 yabancı yatırımcının ticarete ilişkin hususlardan doğan uyuşmazlığı m. 26’da öngörülen tahkim yöntemiyle çözülmesine ilişkin bir yasak da içermez.

Genel olarak Antlaşma m. 29’da önerilen uyuşmazlık çözüm yönteminin WTO sistemine göre daha hafif, daha az detaylı ve daha basit olduğu görülür.

Transit UyuşmazlıklarıEnerji Şartı Antlaşması m. 7 enerji materyalleri ve ürünlerinin transitine ilişkin hükümler içerir. Antlaşma transit serbestliği ilkesini kabul eder.

Antlaşma m. 7(7), akit devletlerin transit uyuşmazlıkları konusunda arabuluculuk öngörür27. Arabuluculuk sistemi, uyuşmazlığa taraf olan Antlaşma tarafı devletler ile farklı bir uyuşmazlığın çözümü yöntemi benimsenmemesi halinde uygulanır. Genel Sekreter, başvuru üzerine, uyuşmazlığın taraflarıyla görüşerek bir arabulucu atar (Antlaşmanın Türkçe tercümesinde hakemden söz edilmişse de, bu arabulucu olarak anlaşılmalıdır). Arabulucunun uyuşmazlığa ilişkin konularda deneyimli olması ve uyuşmazlık taraflarından birinin veya diğer ilgili akit devletlerden birinin tabiiyetinde bulunmaması veya vatandaşı olmaması ya da bu ülkede sürekli ikamet etmemesi gerekir.

Arabulucu, uyuşmazlık tarafları arasında bir çözüm sağlanmasına yönelik çaba gösterir. Arabulucunun atanmasından sonraki 90 gün içerisinde bir anlaşma sağlanamaması durumunda, arabulucu uyuşmazlık için bir çözüm önerir veya bu çözüme ulaşılabilmesi için bir yöntem teklif eder ve uyuşmazlık çözümlenene kadar transit için uygulanacak geçici tarifeleri ve diğer şartları belirler.

Yukarıdaki hükümlere rağmen Genel Sekreter uyuşmazlığın arabuluculuk yoluyla çözümlenemeyeceği kanısına varırsa arabulucu atamaktan imtina edebilir.

Enerji Şartı Antlaşması’nın transite ilişkin m. 7 hükümleri, denizaltı kabloları ve boru hatlarına ilişkin kuralları da kapsayacak şekilde, akit devletlerin mutat uluslararası hukuktan veya mevcut ikili veya çok taraflı Antlaşmalardan kaynaklanan haklarına ve yükümlülüklerine aykırı olamaz.

Görüldüğü gibi Antlaşma m. 7(7) hükmü m. 27’de öngörülen olağan uyuşmazlıkların çözüm yöntemine göre daha hafif, daha hızlı ve fakat daha az formalite getiren bir yöntem öngörür.

Enerji Şartı Konferansı arabuluculuğun yürütülmesine ve arabuluculuk ücretlerine ilişkin kurallar getirir.

Rekabet UyuşmazlıklarıEnerji Şartı Antlaşması m. 6 rekabete ilişkin konuları düzenler. Akit devletler enerji sektöründe ekonomik aktivite alanında rekabete

ilişkin piyasa engellerini azaltmaya çalışmalıdır. Akit taraflar bu amaçla tek taraflı veya entegre rekabet kurallarının oluşması için gerekli ve uygun kanunlara sahip olacak ve yürürlüğe koyacaktır. Rekabet kurallarının uygulanmasında deneyim sahibi olan akit devletler diğer akit devletlere, talep üzerine ve mevcut kaynaklar ölçüsünde, rekabet kurallarının geliştirilmesi ve uygulanması konusunda teknik yardım sağlar.

Antlaşma m. 6 akit devletler arasında ortak bir rekabet düzeni öngörmez. Aksine akit devletlerin kendi iç rekabet hukuklarının uygulanacağını belirtir. Bu nedenle, Antlaşma m. 6(5) hükmü sadece karşılıklı bir bilgi alışverişi ve danışma mekanizması öngörür. Akit devletlerden birisi başka bir akit devletin rekabeti kısıtlayıcı davranışlar içinde olduğunu düşünürse durumu bu akit devlete ve onun rekabet otoritelerine bildirerek, rekabet otoritelerinin gerekli önlemleri almasını ister. Kendisine bildirimde bulunulan akit devlet veya onun rekabet otoritesi duruma göre bildirimde bulunan devletin rekabet otoritesiyle de fikir alışverişinde bulunarak bir önlem almanın gerekli olup olmadığına karar verir. Bildirimde bulunan taraf isterse Antlaşma m. 27(1)’de öngörülen diplomatik yollardan dostane bir çözümü de deneyebilir. Ancak, Antlaşma m. 6(7) uyarınca başka bir uyuşmazlıkların çözüm yöntemine gidemez.

Bu nedenle, rekabete ilişkin konularda Enerji Şartı Antlaşması’nın gerçek bir uyuşmazlıkların çözümü yöntemi öngörmediği ve rekabete ilişkin aykırılıklarda akit devletlerin rekabet otoritelerinin kararlarını öne çıkardığı söylenebilir.

Çevreye İlişkin UyuşmazlıklarAntlaşma m. 19 akit devletlerin çevreye ilişkin yükümlülüklerini düzenler. Ancak, Antlaşma diğer konularda olduğundan farklı şekilde çevre konusundaki uyuşmazlıkların çözümü açısından özgün bir sistem getirmez.

Antlaşma m. 19(2) uyarınca akit devletlerden birinin talebi üzerine çevreye ilişkin hükümlerin uygulanmasından veya yorumlanmasından doğan uyuşmazlıklar bu uyuşmazlıkların çözümüne ilişkin başka uluslararası forumlarda hüküm olmaması durumunda Enerji Şartı Konferansı tarafından incelenir.

Görüldüğü gibi, çevreye ilişkin konulardan doğan uyuşmazlıklar Enerji Şartı Konferansı’na havale edilir. Ancak yatırım uyuşmazlıkları veya akit devletlerarasındaki uyuşmazlıklar için öngörüldüğü gibi bir tahkim müessesesine başvurulmaz28.

Genel DeğerlendirmeEnerji Şartı Antlaşması’nın özellikle yatırım anlaşmazlıklarına ilişkin konularda tahkimi ön plana çıkaran özgün ve çok seçenekli bir uyuşmazlıkların çözüm yöntemi getirdiği görülür.

Antlaşma devletler arası uyuşmazlıklarda yatırım uyuşmazlıklarına nazaran daha basit, ancak daha geniş kapsamlı bir tahkim usulü öngörür, transit uyuşmazlıkları konusunda meseleyi sadece arabuluculuğa bağlar, rekabet ve çevre konularında ise özgün bir uyuşmazlık çözüm yöntemi getirmez. Ticari uyuşmazlıklar

26 KONOPLYANIK, s. 31.27 “Dostça” çözüm yolu transit ihtilaflarda kesintisiz bir transit sağlanabilmesi için daha hızlı ve daha az formalite içeren bir yol olması bakımından avantajlıdır. KO-

NOPLYANIK, s. 31. 28 WALDE, T. W., The Energy Charter Treaty, An East-West Gateway for Investment & Trade, Londra 1996, s. 536.


128

konusunda da Dünya Ticaret Örgütü sistemini üye olmayan ülkeler için de uygulanabilir hale getiren özgün bir yapı sunar.

Ancak hemen belirtilmelidir ki, Enerji Şartı Antlaşması’nın Türkçe metni bazı teknik kavramların hatalı kullanılması ve teknik hukuki kavramların karşılıklarının seçimindeki özensizlik nedeniyle fevkalade zor anlaşılır, hatta yanlış anlamalara yol açabilir niteliktedir. Bu eksikliğin ve hataların en kısa sürede düzeltilmesi önerilir.

Kaynaklar[1] BAKLACI P./AKINTÜRK E., “Enerji Şartı Antlaşması”, İşletme

Fakültesi Dergisi, Cilt 7, Sayı 2, 2006[2] DEMİR E., “Enerji Şartı Antlaşması”, Uluslararası Ekonomik

Sorunlar Dergisi, Sayı VIII[3] LUTEN L., “Dispute Resolution Mechanisms of the Energy

Charter Treaty in Investor – State Disputes”, Working Paper Series, Posted on January 29, 2009, s. 4, http://ssrn.com/abstract=1333735.

[4] KONOPLYANIK A., “The Energy Charter Treaty: Dispute Resolution Mechanisms – and the Yukos Case”, Russian / CIS Energy & Mining Law Journal, 1’2005, S. III

[5] WALDE, T. W., The Energy Charter Treaty, An East-West Gateway for Investment & Trade, Londra 1996

SummaryThe Energy Charter Treaty and the Energy Charter Protocol on Energy Efficiency and Related Environmental Aspects were signed in 17 December 1994 and entered into legal force in 16 April 1998. To date, the Treaty has been signed or acceded to by fifty-one states, the European Community and Euratom.

Turkey signed the Treaty on 17 December 1994 and it was ratified on 6 February 2000.

The Energy Charter Treaty contains a comprehensive system for settling disputes on matters covered by the Treaty. The two basic forms of binding dispute settlement are state-state arbitration on the interpretation or application of almost all aspects of the Treaty (except for competition and environmental issues), and investor-state arbitration for investment disputes. There are special provisions, based on the WTO model, for the resolution of inter-state trade issues and the Treaty also offers a conciliation procedure for transit disputes.

The dispute settlement mechanisms available under the Energy Charter Treaty are as follows:Disputes between parties to the Treaty: Article 27 provides for an arbitration procedure for disputes regarding the interpretation or application of the Treaty (except for competition and environmental issues).

Disputes between investors and host governments: Article 26 provides various options for investors to take host governments to international arbitration in the event of an alleged breach of the Treaty’s investment provisions.

Transit disputes: Article 7.7 provides a specialised conciliation mechanism for transit disputes, allowing for a faster and less formal procedure.

Trade disputes: Article 29 and Annex D include a mechanism (following closely the WTO model) for settling trade disputes between Energy Charter member countries, provided that at least one of them is not a WTO member.

Competition and environmental issues: as far as disputes concerning competition (Article 6) and environmental issues (Article 19) are concerned, the Treaty provides for bilateral (in the case of competition) or multilateral (in the case of environmental protection) non-binding consultation mechanisms.

If an investor chooses to bring a dispute to arbitration, there are three possible avenues: the International Centre for the Settlement of Investment Disputes (ICSID); a sole arbitrator or an ad hoc arbitration tribunal established under the rules of the United Nations Commission on International Trade Law (UNCITRAL); or an application to the Arbitration Institute of the Stockholm Chamber of Commerce. International arbitral awards are binding and final, and each Contracting Party is obliged to make provision for the effective enforcement of such awards in its area.


129

HEAT RATE IMPROVEMENT AND EMISSION REDUCTION IN A PC-FIRED BOILER VIA COMBUSTION OPTIMIZATION

Harun BİLİRGEN, Ph.D.Lehigh University, Energy Research Center

AbstractTighter emission regulations on NOx, mercury, sulfur, and particulate, and increased fuel prices together with carbon emission regulations have forced many electric generating companies to re-examine how they operate their boilers. Considering vast number of controllable parameters and boiler operator priorities, it is extremely difficult to operate a boiler at its optimal setting where the controllable parameters are set to a point at which boiler runs with maximum efficiency, minimum emissions and operating cost.

Lehigh University’s Energy Research Center has developed a practical and cost-effective procedure for combustion optimization, which relies on in-depth understanding of the underlying physics and significant experience in the operation of fossil fuel-fired boilers. The combustion optimization process contains an expert system, artificial neural networks, a mathematical optimization algorithm and a Windows interface for easy use. Objective of combustion optimization may vary from boiler to boiler depending on the priorities of a particular plant. Some utilities in the USA have used combustion optimization for reducing NOx emissions, slagging, particular emission and improving heat rate.

In this study, an application of combustion optimization in a pc-fired boiler with a combined optimization goals of reducing NOx

emission and improving heat rate is discussed. The results indicated a reduction in NOx emissions of the order of 20 percent and improvement in unit heat rate by approximately 0.3 percent.

1. IntroductionDecreasing fuel resources, increasing energy demand as a result of increasing human population and increasing life standards, and more stringent emission regulations force energy producers to find ways of using available resources intelligently. Significant amount of chemical energy stored in coal is wasted during the chemical to electrical energy conversion process in a coal-fired power plant. One of the ways of improving efficiency of a power plant is to recover waste heat from the condenser and the stack, which may require large capital investment and significant retrofit to existing power plant and considerable amount of research and development effort. Efficiency improvement can also be achieved through combustion optimization without the need of significant capital investment. Lehigh University’s ERC has developed a practical and cost-effective procedure for combustion optimization, which relies on in-depth understanding of the underlying physics and significant experience in the operation of fossil fuel-fired boilers [1]. The ERC utilizes the Boiler OP software, an artificial intelligence based combustion optimization code. The general approach to combustion optimization includes, test

preparations, combustion tuning, parametric testing and creation of test database, modeling of test data using artificial neural networks, determination of optimal solutions using mathematical optimizer, implementation of optimal control settings into new control curves, and maintaining optimal settings.

2. Unit DescriptionThe unit is a 135 MW, front wall-fired, sub-critical boiler with single reheat, 1953 vintage Babcok and Wilcox (B&W) boiler. Steam temperature control is achieved through attemperating sprays and by a bypass damper located in the convective pass. To comply with the year round NOx emission regulation, the original B&W swirl type burners were modified. In addition, an Over-fire Air (OFA) system was installed for NOx reduction. There are 12 burners arranged in 2 rows and 6 columns on the front wall. The original B&W swirl type burners were retrofitted by second-generation low-NOx burners. Each burner is equipped with oil guns for oil co-firing. The coal burners have single secondary air registers, with manually adjustable vanes [2]. Mills-1 and 5 feed six top burners (three burner pipes per mill), while mills 2,3, and 4 feed the bottom six burners (two burner pipes per mill). The OFA registers are single registers and are equipped with secondary air shrouds. The amount of secondary air flow is adjusted by the secondary air shrouds while the OFA registers are used to adjust the swirling component of the secondary air velocity.

3. Combustion TuningIn a typical boiler tuning step, adjustments are made to achieve uniform distributions of (primary and secondary) air and coal flows among the burners [3]. Boiler excess oxygen (O2) levels between the oxygen sensors are balanced. Instrument calibrations and new instrument installations are performed for accurate measurements.

Figure 1 illustrates the contour plot of CO emissions over the flue gas duct cross-section prior to the combustion tuning effort. High CO levels in a flue gas correspond to a poor combustion. The CO emission measurements were performed using a multi-point flue gas analyzer. As can be seen, the upper right corner of the flue gas duct had very high CO concentration of the order of 700 ppm. On the other hand, the CO emissions were very low in the rest of the flue gas duct. Plant operators had to increase the excess oxygen levels to control high CO emissions, which resulted in higher heat rate (lower efficiency).

Figure 2 depicts the CO measurement results after performing boiler tuning. The average CO emissions were lowered from 105 ppm levels at 3.1 percent excess oxygen to 21 ppm at 2.9 percent


130

excess oxygen. The boiler tuning step did not only help provide uniform the combustion in the boiler but also resulted in less combustion air in the boiler, which consequently helped increase the boiler efficiency. 4. Unit Parametric TestingA series of parametric tests was performed at full-load operating conditions. The tests included combinations of excess oxygen, Over-fire Air (OFA) register position, superheat damper opening, burner shroud bias and secondary air register, and mill bias. Figure 3 illustrates NOx emissions at three levels of excess oxygen as a function OFA register position. Moving the OFA register positions from 0.0 percent to 50.0 percent resulted in a relatively rapid decrease in NOx emissions at all three oxygen levels. However, NOx emissions were insensitive to the changes in OFA register positions between 50.0 percent and 100.0 percent. Increasing excess oxygen level at a fixed position of OFA register caused increased levels of NOx emissions. Figure 4 shows NOx emissions as a function of economizer excess oxygen at five different OFA register positions ranging from 0.0 to 100.0 percent. Relatively high impact of OFA register position on NOx emissions was observed for the OFA register positions between 100.0 and 50.0 percent open positions of the OFA registers. However, the slope of the relationship between the excess oxygen and NOx emissions was almost same at all OFA air register positions. The relationships between the economizer excess oxygen levels and unit heat rate are shown in Figure 5 at three levels of OFA register positions. Unit heat rate showed a decreasing trend between the oxygen levels of 3.6 percent and 4.3 percent while the unit heat rate increased for the oxygen levels of 4.3 percent and higher. Similar to the trends shown in Figures 3 to 5, the relationships between the other parameters were obtained during the boiler tests. The field test results were used to develop neural network models.

5. Boiler Op Model ResultsBoiler OP uses neural networks to develop relationships between dependent parameters such as NOx emissions and heat rate and independent parameters (boiler operating conditions, i.e., O2 and OFA register settings). Typically, models are built for NOx emissions, heat rate and additionally, for additional parameters of importance to the plant. Given the particularities of this unit, additional models were built for furnace exit gas and main steam temperatures. This section presents results of the neural network modeling for the full unit load at which parametric testing was performed. A comparison between measured NOx emission levels and those predicted by Boiler OP is shown in Figure 6. The average standard deviation between the measured and predicted values of NOx is +/- 0.038 lb/MBtu. Given the natural fluctuations in NOx emissions that occur during power plant testing, the neural network results, presented versus test number in Figure 6, trend fairly well.

The predicted effect of average oxygen (O2) levels on NOx emissions and heat rate is presented in Figure 7 for different levels of OFA register positions ranging from 0.0 to 100.0 percent, with 25.0 percent increments. Boiler OP predictions indicate that the dominant parameter affecting heat rate is excess air. Increased excess O2 results in an increase in both main and reheat steam temperatures, reducing the unit heat rate. However, at the same time, increasing

Figure 1. CO Distribution Over the Flue Gas Duct before Unit Tuning (Average CO = 105 ppm, Average O2 = 3.1 Percent)

Figure 2. CO Distribution Over the Flue Gas Duct before Unit Tuning (Average CO = 21 ppm, Average O2 = 2.9 Percent)

Figure 3. OFA Register Position vs. NOx Emissions at Various Economizer O2 Levels

Figure 4. Furnace Excess Oxygen vs. NOx Emissions at Various OFA Register Positions

Distance [ft]

Distance [ft]

Dis

tanc

e [ft

]

12

9

6

3

3 6 9 12 15 18 21 24 27

Dis

tanc

e [ft

]

12

9

6

3

3 6 9 12 15 18 21 24 27

38.0

24.1

38.0

57.7

38.0

10.4

10.4

673.5

626.1

199.8

294.6

24.1

24.1

15.1

18.5

14.8

14.8

15.1

24.6

24.6N

Ox E

mis

sion

[In/

Mbt

u]


131

excess O2 and flue gas flow rate as a consequence results in increased in stack losses. The heat rate calculations performed using test data for this unit showed that the heat rate reduced as the excess O2 increased. This indicates that the impact of changes in steam temperature on the heat rate is greater than that of the stack losses. The Boiler OP model was able to predict the increasing trend in heat rate as boiler excess oxygen levels were increased.

6. Optimal Boiler Control SettingsCombustion optimization results are presented in Figure 8, where unit heat rate is presented as a function of NOx emission level. Heat rates have been expressed as differences with respect to the minimum heat rate value obtained from all test points. Reference (baseline) tests are indicated by filled diamonds in Figure 8. Filled circles indicate the optimal settings determined by Boiler OP. The test data (indicated by open diamonds) show that for each NOx level there is a range of boiler setting combinations, with an associated heat rate range. Furthermore, the results indicate that low-NOx operation is possible at a significant heat rate saving.

7. Conclusions and RecommendationsCombustion optimization of a coal-fired boiler was performed using the intelligent optimization code Boiler OP. The objectives of this project were to determine baseline NOx levels, the combustion/NOx emissions characteristics of the unit and to perform combustion optimization to be used in the development of boiler settings for low-NOx operation of the unit. The recommended boiler settings provided assistance to the operators for operating at full-load at minimum NOx emissions levels, with minimal impact on unit heat rate and subject to operational and environmental constraints. NOx emissions were found to be a strong function of excess oxygen and OFA air register positions. The impact of the OFA register positions on NOx emissions was found to be almost negligible for the OFA register openings beyond 50 percent. Unit heat rate was found to be strongly dependent on excess oxygen and slightly dependent on burner shroud bias and the secondary air register positions.

Recommended boiler settings are given for achieving NOx emissions in the 0.22 lb/MBtu range during the Ozone Season (May to September). This represents a reduction in NOx emission of 0.055 #/MBtu (20 percent reduction) with respect to baseline NOx emissions, which is estimated to provide an annual savings of $273,240 during the Ozone season. These settings will result in a heat rate penalty of 12 Btu/kWh compared to the baseline settings. The fuel cost increase due to this heat rate penalty is estimated to be less than $10,000/yr. The assumptions used in these cost savings calculation include a fuel blend cost of $1.25/MBtu, heating value of 12,500 Btu/lb, unit capacity factor of 0.85, NOx credit of $2,400/ton.

References[1] SARUNAC, N., D’Agostini, M., Miles, J., Eldredge, T., Steele, S.,

and, William, S., “Boiler OP: Intelligent Software for Combustion Optimization”, Presented at the POWER-GEN International ’96 Conference, Orlando, Florida, December, 1996.

[2] BILIRGEN, H., and Romero, C., “Combustion Optimization of St. Clair Station Unit 4”, ERC Report No: 06-400-02-02, January 2006.

[3] BILIRGEN, H., and Levy, E. K., “Field Application of On-Line Coal Flow Balancing Technology”, 2003 Conference on Unburned Carbon on Utility Flyash, Pittsburgh, October 28, 2003.

Figure 5. Furnace Excess Oxygen vs. Heat Rate at Various OFA Register Positions

Figure 6. Measured and Predicted NOx vs. Test Number

Figure 7. Measured and Predicted NOx vs. Test Number

Figure 8. NOx Emissions vs. Heat Rate Map with Optimal Settings


132

SERBEST OLMAYAN ELEKTRİK TÜKETİCİLERİNDE REKABET

Hasan Gökalp CİNBİŞOrta Doğu Teknik Üniversitesi, Elektrik Elektronik Mühendisliği Bölümü

Feza CARLAKOrta Doğu Teknik Üniversitesi,Elektrik Elektronik Mühendisliği Bölümü

Özet Türkiye elektrik piyasası tam serbestleşme yolunda ilerlemektedir. Bu sürecin bir parçası olarak, serbest olmayan elektrik tüketicilerinin de tıpkı serbest tüketiciler gibi kendi elektrik tedarikçilerini seçebilmesi ve böylece perakende tüketici pazarında rekabet ortamının oluşturulması gereklidir. Bu bildiride, serbest olmayan elektrik tüketicilerinde rekabet kavramı, rekabetin önemi ve gerekleri açıklanmış, bu süreçte ülkemizde yaşanacağı düşünülen zorluklar ele alınmıştır.

1. GirişElektrik piyasaları, üretim, iletim ve dağıtımın tekel halinde yürütüldüğü yapıdan, bağımsız yapılara geçiş olarak bilinen “dikey ayrıştırma” süreci ile serbest piyasa yapısına kavuşturulmaya çalışılmaktadır. Bu sürecin yaşandığı piyasalarda bulunan elektrik tüketicileri, pek çok farklı koşulun yanı sıra dönemsel tüketim miktarlarına göre de sınıflandırılmaktadırlar. Dönemsel elektrik tüketimi, tüketicinin içinde bulunduğu bölgenin elektrik piyasasını düzenleyen otorite tarafından belirlenen değerden yüksek olan tüketiciler “serbest tüketici” olarak adlandırılırlar. Bu statüye sahip olan tüketiciler, şebeke kısıtları ile karşılaşmadıkları sürece, bağlı bulundukları dağıtım sistemi işleticisinin tedarik ettiği elektrik enerjisi yerine, diledikleri toptan satış şirketi ile ikili anlaşma yaparak seçtikleri kaynaktan, yine kendi belirledikleri niteliğe sahip elektrik enerjisi temin edebilirler.

Dönemsel tüketimleri, serbest tüketicilik limitinin altında olan kullanıcılar, “elektrik sistemi perakende tüketicisi” olarak adlandırılırlar. Serbest piyasa yapısına tam olarak geçilmemiş bölgelerde bulunan perakende tüketiciler, dağıtım sistemi işleticisi tarafından kendilerine sunulan tarife ve fiyatlandırmalara tabidirler. Serbest olmayan tüketicilerin de kendi tedarikçilerini seçebilmesinin mümkün kılınması durumunda, piyasa dinamikleri, hem dağıtım sistemi işleticileri hem de elektrik üreticileri açısından önemli şekilde değişmektedir.

Ülkemizde de, 3/3/2001 tarihli Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren 4628 sayılı Elektrik Piyasaları Kanunu’nu ile dikey ayrıştırma sürecinin yasal temeli oluşturulmuştur. Kanunun yürürlüğe girmesinden sonra, doğrudan iletim sistemine bağlı olan tüketiciler ile Kanunun yürürlüğe girmesinden itibaren 24 ay sonra geçerli olmak üzere, bir önceki yıla ait toplam elektrik enerjisi tüketimleri 9.000.000 kWh’tan fazla olan tüketiciler serbest tüketici olarak kabul edilmiştir. [1]

Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu bünyesinde bulunan Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu, 4628 sayılı kanunun 5. maddesinin

altıncı fıkrasının (b) bendi ve Elektrik Piyasası Serbest Tüketici Yönetmeliğinin 10. maddesi hükümleri uyarınca, her yılın Ocak ayının sonuna kadar, serbest tüketici limitine ilişkin karar alır. Tablo 1’de 2005 yılından itibaren her yıl alınan kurul kararları ile belirlenen serbest tüketicilik limitleri verilmiştir.

Tablo 1. Yıllara Göre Serbest Tüketicilik Limitleri [2]

Yıl Serbest Tüketicilik Sınırı (kWh/yıl)

2005 7.700.000

2006 6.000.000

2007 3.000.000

2008 1.200.000

2009 480.000

2010 100.000

Tablo 1’den görülebileceği üzere, 2012 yılında ülke genelinde serbest tüketicilik limitinin kaldırılması ve perakende elektrik tüketicilerinin de diledikleri tedarikçiden elektrik alabilmesinin mümkün kılınması hedeflenmektedir.

2. Dağıtım Şirketlerinin GelirleriDağıtım sistemini işleten şirketler, “birim elektrik fiyatı”, “sistem kullanım bedelleri” ve “hizmet bedelleri” olarak gruplanan üç ana bileşen üzerinden gelir elde ederler. Dağıtım sisteminin işletme hakları ve dağıtım hizmetleri, ilgili bölgenin dağıtım şirketinin tekelinde olduğu için, bunlara bağlı olarak müşterilerden talep edilen ücretler düzenleyici otorite tarafından belirli dönemlerde alınan kararlarla belirlenen bir “gelir tavanı” (revenue cap) ile regüle edilir. Birim elektrik fiyatı bileşeni ise elektrik enerjisinin son kullanıcıya satış fiyatı olup, dağıtım şirketi tarafından satın alınan elektrik enerjisinin ortalama fiyatına göre yine düzenleyici otorite tarafından belirlenen “fiyat tavanı” (price cap) ile regüle edilir.

Ülkemizde, 31/12/2010 tarihine kadar fiyat tavanı ve gelir tavanı hesaplamaları 21/12/2006 tarihli ve 26383 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren “20 Dağıtım Şirketinin İlk Uygulama Dönemine İlişkin Gelir Düzenlemesi Hakkında Tebliğ”e göre yapılacak olup, 2011 yılından itibaren 11/08/2002 tarihli ve 24843 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren “Perakende Satış Hizmet Geliri ile Perakende Enerji Satış Fiyatlarının Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ” hesaplamalarda esas alınacaktır. 2012 yılında tam serbest piyasa yapısına geçişle birlikte maliyet tabanlı fiyatlandırma mekanizmalarının da kullanılmaya başlanması ve dağıtım şirketlerinin kendi tarifelerini oluşturarak EPDK’nın onayına sunması planlanmıştır.


133

Dağıtım şirketinin sistem kullanım bedeli ve hizmet bedelinden elde edebileceği toplam gelir, yönetmelik ve tebliğlerle sınırlandırılmıştır. Dağıtım şirketi, son kullanıcılara satılan elektriğin birim satış fiyatının da düzenleyici otorite tarafından belirlenmesine karşın, ülke ortalama elektrik toptan satış fiyatını geçmemesi kaydıyla, dilediği fiyattan elektrik enerjisi satın alma hakkına sahiptir. Bu nedenle dağıtım şirketleri, hizmet verdikleri bölgenin enerji ihtiyacını karşılamak için yaptıkları elektrik enerjisi alım anlaşmalarında elde edecekleri her türlü ekonomik faydayı doğrudan kendi gelir hanelerine yazabilmektedirler.

Bağlı bulundukları dağıtım sisteminin dışında bulunan bir üretici ya satış şirketi ile ikili anlaşma yaparak elektrik enerjisi satın alan tüketiciler, dağıtım sisteminin işleticisine sadece sistem kullanım bedelini ve diğer hizmet bedellerini öderler. Bu tüketicilerin elektrik faturalarında yer alan birim elektrik fiyatı ise tüketicinin sistem dışından seçtiği tedarikçisi ile yapmış olduğu anlaşmaya göre belirlenir. Sistem dışından elektrik almaya başlayan her kullanıcı, dağıtım sistemi işleticisi açısından, birim elektrik fiyatı bileşeninden elde edilen karın kaybedilmesi anlamına gelirken; perakende elektrik satış anlaşmasını yapan üretici açısından ise ulusal sisteme kıyasla daha iyi bir fiyatla son kullanıcıya satış yapılması ve işletme karının arttırılması anlamına gelir.

3. Elektrik Piyasası ve RekabetBir sektörde rekabet ortamı yaratılmasının temel hedefi, tüketicilerin sahip olacakları seçim hakkı sayesinde, en kaliteli hizmeti ya da malı, en ucuz fiyata alma eğiliminde olacakları varsayımıdır. Bu nedenle üreticilerin ve satıcıların da ticarete devam ederek para kazanabilmek için kaliteyi arttırmak ve fiyatları düşürmek zorunda kalacakları öngörülmektedir. Düzgün yapılandırıldığı ve bağımsız otoritelerce düzenlendiği takdirde, pek çok ürün ve hizmet için serbest piyasa modelinin sağlıklı bir şekilde işlediği bilinmektedir.

Elektrik de ticari bir meta olmasına karşın, doğası gereği her alt sektöründe genel olarak faydalı bir rekabet ortamı yaratılamamaktadır. Örneğin, elektrik enerjisi üretiminde sağlıklı bir rekabet ortamının sağlanması, birim elektrik fiyatlarına eksi yönde etki eder. Buna karşın elektrik iletim sistemi yapısı gereği doğal bir tekeldir. Bazı ülkelerde elektrik iletim sisteminin özelleştirilmesi için denemeler yapılmış fakat sistemin işletilmesinde ve geliştirilmesinde ciddi sıkıntılar yaşanmıştır.

Elektrik sektörünün bir diğer zorluğu da, sektörü etkileyen bazı yasal düzenlemelerin etkisinin 3 ila 5 yıl gibi uzun bir süre sonra gözlemlenmesidir. Alınan kararların ve yapılan uygulamaların hatalı olması nedeniyle yaşanan sıkıntıların giderilmesi de uzun zaman almakta ve oldukça pahalıya mal olmaktadır.

Serbest piyasa modeli, arzın talebe göre yüksek olduğu piyasa şartlarında fayda sağlar. Elektrik piyasasında yeterli arz varsa, toptan ve perakende elektrik satışında rekabet ortamı yaratılabilir.

Üreticiler, rekabet ortamında satış yapabilmek için;� Verimlerini artırmaya çalışırlar,� Kar marjlarını düşürürler,� Sürümden kar elde edebilmek için ticaret hacimlerini arttırmaya

çalışırlar,� Yeni hizmetler geliştirerek ve hizmet kalitesini arttırarak,

tüketicilerin tercih önceliğini kazanmaya çalışırlar.

Üreticilerin rekabet ortamında varolmak için göstereceği bu çabalar, elektrik birim satış fiyatını da düşüş yönünde etkiler.

Arzın talebin gerisinde kalması durumunda ise fiyat artışlarının ve elektrik kesintileri yaşanması kaçınılmazdır. Bu durumun önüne geçebilmek için üretim yatırımlarının sürekliliğini ve uzun vadede arz güvenliğini sağlayacak önlemler alınmalıdır. Bu önlemler alınamadığında: � Pik (puant) saatlerde arz yetersizliği nedeniyle elektrik kesintileri

yaşanmaya başlar,� Üreticilerin, ulusal sistem işleticisine verdiği elektrik enerjisi satış

teklifindeki birim fiyat yükselir,� Düzenleyici otorite, zarar etmeye başlayan ulusal sistemi ayakta

tutabilmek için elektrik satış fiyatında tavan fiyat (price cap) uygulaması başlatır,

� Bütün üreticiler, belirlenen tavan fiyat üzerinden satış yapmaya başlar ve rekabet ortamı ortadan kalkar.

Sağlıksız bir serbestleşme sürecinde yapılan hatalar nedeniyle aşırı yükselen satış fiyatını kontrol altına alarak düşürmeyi hedefleyen tavan fiyat uygulamalarının ve çeşitli sebeplerle düzenleyici otoritelerin etkisiz kalmasının ne gibi sonuçlar doğurabileceği, 2000 ve 2001 yılında Amerika Birleşik Devletleri’nin California eyaletinde yaşanan elektrik krizinde her boyutuyla gözler önüne serilmiştir. [3]

4. Yaşanabilecek SorunlarElektrik tüketicileri arasında rekabet ortamının yaratılması dağıtım şirketlerinin karlılığını olumsuz yönde etkilemektedir. Dağıtım sistemi dışından enerji tedarik anlaşması yaparak sistem dışına çıkan her müşteri,� Yapılacak enerji alım anlaşmalarında, dağıtım şirketinin sahip

olduğu büyük tüketim portföyünün sağladığı pazarlık gücünü azalması ve

� Dağıtım şirketinin elektrik enerjisi satışından elde edeceği karın düşmesi anlamına gelir.

Serbest olmayan elektrik tüketicileri piyasasında gerçekçi ve sürdürülebilir bir rekabet ortamının sağlanabilmesi için, elektrik dağıtım şirketlerinin tüm faaliyetleri denetleyici otoriteler tarafından dikkatle izlenmelidir.

Bu alanda yaşanabilecek başlıca sorunlar şunlardır:a) Bir dağıtım sistemi kullanıcısıyla ikili anlaşma yaparak

elektrik satacak olan tedarikçinin, müşterisi için üreteceği her birim enerjiye ek olarak, müşterinin içinde bulunduğu bölge dağıtım sisteminin kayıp ve kaçak oranlarının toplamı kadar daha ilave enerji üretmesi ve üretilen bu enerjiyi sisteme vermesi gerekmektedir. Böylece, müşteriye aktarılan enerjinin dağıtım sisteminde kaybolan ya da kaçak tüketilen kısmı telafi edilmektedir. Fazladan üretilen bu enerji, üretici şirket için ek bir maliyet unsuru olmasına karşın üretici, tüketiciden ya da dağıtım şirketinden herhangi bir ücret talep edemez. Bu nedenle dağıtım şirketi ve şebeke verileri sıkı bir şekilde kontrol altında tutulmalı ve dağıtım şirketinin gerçek sistem kayıp ve kaçak oranlarını beyan etmesi sağlanmalıdır.

b) Dağıtım şirketi ile elektrik üretimi yapan şirketler arasında organik bağ bulunması durumunda düzenleyici otoritenin önemi daha da artmaktadır. Hizmet ve sistem kullanım bedelleri sıkı


134

bir şekilde regüle edilen dağıtım şirketleri, elektrik temininde sahip oldukları serbestlikten yararlanarak, kendileri ile aynı çatı altında elektrik üretim şirketlerinden, piyasadan temin edebileceklerinden daha yüksek fiyatlarla elektrik temin etme yoluna gidebilirler. Bu durumda dağıtım şirketinin elektrik enerjisi alım maliyetlerinin artmasına karşın, dağıtım şirketi ile aynı çatı altında bulunan üretim şirketi, ürettiği elektriği serbest piyasada satabileceğinden daha yüksek bir fiyatla satmış olacağı için şirketler grubunun toplam karlılığı değişmez. Buna karşın tüketiciye satılan elektriğin birim fiyatı yükseltilmiş olur ve daha rekabetçi fiyatlara sahip olan diğer üreticiler satış yapamayarak gelir kaybına uğrarlar. Önlem alınmazsa, uzun vadede bu gelir kaybını finanse edemeyen üreticiler piyasadan çekilir ve rekabet ortamı ortadan kalkar.

3/3/2001’de yürürlüğe giren “4628 sayılı Elektrik Piyasaları Kanunu”nun 3. maddesinin (c) fıkrasının 3. bendi ile dağıtım şirketlerinin, organik olarak bağlı oldukları üreticilerden satın alabilecekleri elektrik enerjisi, bir önceki yılda dağıtımını yaptıkları toplam enerji miktarının %20’si ile sınırlandırılmıştır. 3/7/2005 yılında yapılan değişiklikle bu hüküm kaldırılmasına karşın, böyle bir sınırlandırmanın gerekliliği halen tartışılmaktadır. Halen geçerli olan yasa maddesine göre elektrik dağıtım şirketleri, sahibi olduğu veya iştirak ilişkisinde bulunduğu üretim şirketi ya da şirketlerinden ülke ortalama elektrik toptan satış fiyatını geçmeyecek fiyattan elektrik enerjisi satın alabilmektedirler.

c) Tüketicilerin, sistem dışından elektrik enerjisi satın alabilmesi için yapmaları gereken bazı bürokratik işlemler vardır. Tüketicinin, serbest tüketicilik belgesi ve tek hat şeması gibi bazı belgeleri doğrudan, içinde bulunduğu dağıtım bölgesini işleten şirketten temin etmesi gerekmektedir. Dağıtım şirketleri de, kendi sistemleri dışından enerji satın almaktan başka bir amaç için kullanılmayan bu belgeleri talep eden müşterilerine belge verme sürecini mümkün olduğunca uzatmaktadırlar.

Tüketicilerin yabancı oldukları bu işlemlerin mümkün olduğunca kolaylaştırılması ve sürecin kağıda dayalı klasik bürokrasi sürecinden kurtarılması gereklidir. Örneğin, İngiltere’de, 1998/99’dan bu yana küçük tüketiciler, elektrik ve gaz tedarikçilerini seçme serbestisine sahiptirler. Yeni bir tedarikçi ile anlaşmak isteyen bir müşteri, içinde bulunduğu bölgede faaliyet gösteren bir enerji satış şirketinin internet sayfasından ilgili formu doldurarak ya da kısa bir telefon görüşmesi yaparak ücretsiz olarak başvurusunu yapmakta ve bu başvurudan kısa bir süre sonra da yeni tedarikçiden hizmet almaya başlayabilmektedir.

d) Dış tedarikçi ile yaptığı anlaşması herhangi bir sebeple sona eren tüketicilerin, tekrar eski sisteme dönerek, içinde bulundukları dağıtım şirketinden elektrik enerjisi almaya çalışmaları durumunda da bazı bürokratik zorluklarla karşılaştıkları bilinmektedir.

Bu gibi zorluklar ve gecikmeler hem ikili anlaşma yapmak isteyen diğer üreticiler için haksız rekabet ortamı oluşmasına sebep olmakta hem de tüketicilerin dağıtım sistemi dışından enerji tedarik etme kararlarını olumsuz etkilemektedir. Elektrik enerjisi maliyetlerini düşürmek gibi önemli bir fayda elde etme imkanları karşın tüketiciler, dış tedarikçi ile anlaşma yapmaktan çekinir hale gelmektedir.

Yaşanan bu gibi olumsuzluklar, rekabet ortamının gelişmesini yavaşlatmakta ve uzun vadede ülke ekonomisi ölçeğinde sorunlara sebep olmaktadır.

5. SonuçTürkiye Elektrik Piyasası, tam serbestleşme yolunda kararlı adımlarla ilerlemektedir. Bu sürecin bir parçası olarak, serbest tüketicilik sınırı her geçen yıl kademeli olarak düşürülmektedir. 2012 yılında serbest tüketicilik sınırının tamamen kaldırılması planlanmıştır.

Günümüzde elektrik enerjisi, sanayinin olduğu kadar gündelik yaşamın da vazgeçilmez ihtiyaçlarından biri haline gelmiştir. Elektrik fiyatlarındaki artış, ülke ekonomisine ciddi yükler getirirken, birim fiyatın düşmesi ise, arz güvenliğini tehlikeye atmadığı sürece ekonomiyi olumlu olarak etkilemektedir. Bu sebeplerden dolayı, serbestleştirilen elektrik piyasasında tam rekabet ortamının sağlanması ve bu ortamın sağlıklı bir şekilde muhafaza edilmesi hayati bir önem taşımaktadır.

Tam rekabetçi serbest piyasa modelinin uygulanabilmesi için, serbest olmayan tüketicilerin de kendi elektrik tedarikçilerini seçebilmesi ve böylece perakende tüketici pazarında rekabetin sağlanması gerekmektedir. Tüketicilerin, yaygın olarak, diledikleri tedarikçiden enerji temin ettiği bir elektrik piyasanın oluşturulabilmesi için:� Tüketicilerin, ikili anlaşma ile elektrik enerji tedariği konusunda

bilinçlendirilmesi ve bu anlaşmalara teşvik edilmesi,� Bürokratik engellerin kaldırılması ve sürecin hızlandırılması,� Haksız rekabetin ve ayrımcı uygulamaların önlenmesi

için düzenleyici kurumun etkin bir şekilde görev yapması gerekmektedir.

Kaynaklar[1] 4628 sayılı Elektrik Piyasaları Kanunu - Geçici Madde 7,

3/3/2001 tarih ve 24335 mükerrer sayılı Resmi Gazete[2] Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu, Elektrik Piyasası Kurul

Kararları, http://www.epdk.org.tr/mevzuat/kurul/elektrik.htm[3] BORENSTEIN S. , The Trouble With Electricity Markets:

Understanding California’s Restructuring Disaster, , ournal of Economic Perspectives - Volume 16, Number 1, pp.191–211, Winter 2002

SummaryElectricity markets are being restructured into open market structure with vertical unbundling process from bundled bodies, in which the generation, transmission and distribution operations are performed by a monopoly into independent structures, where those 3 main services of electricity business are separated into independent bodies.

Like many other classification criteria, electricity consumers in the open electricity markets are also sorted according to their periodical electrical energy consumption. Consumers, whose periodic electrical energy consumption is higher than the limit value determined by the electricity market regulatory authority, are named as “eligible customers”. Instead of getting the energy from the distribution company which supplies energy for their region, eligible customers are free to choose their electrical energy provider. By making a bilateral agreement with any energy supplier,


135

they can provide energy out of their distribution region, which is a process named as “wheeling”. The consumers, whose periodical energy consumptions are lower than the eligibility limit, are named as “retail (non-eligible) customers”. Retail customers cannot wheel electricity and they are subject to tariffs and pricing policies set by their distribution system operator. When the retail customers are also permitted to freely select their energy suppliers, market dynamics can change crucially both for the distribution system operators and electricity producers.

Distribution system owners make their revenues over three main constituents named as “unit electricity price”, “distribution system usage fee”, and “service charge”. Consumers, who opt to purchase electrical energy out of their distribution region, pay only the distribution system usage fee and service charge to their distribution system operator. Unit electricity price is defined at the agreement which is signed in between the consumer and the supplier out of the consumer’s distribution region. Each consumer who purchases electricity out of his distribution system means loss of profit from the unit electricity sales price constituent for the distribution system operator company. On the other hand, the new supplier gets the chance to sell their electricity with a better unit price compared to the prices in the national market thus increasing profits.

Turkish Electricity Market is in a determined progress on the way of complete deregulation. As a part of this progression, eligibility limit is being systematically lowered every year. In order to create a fully competitive energy market, even non-eligible consumers must be able to choose their own electricity suppliers like the eligible ones, enabling a competition environment in the retail consumer market. In this paper, competition concept in the non-eligible electricity consumers, importance and necessity of competition are explained and the possible difficulties which may be encountered in our country are evaluated.


136

TSAD PROJESİ KAPSAMINDA ATIK ENERJİ VE TERMİK SANTRALLERİN ATILAN ENERJİ POTANSİYELLERİ ¹

Yar. Doç. Dr. Hasan Hüseyin ERDEMYıldız Teknik Üniversitesi, Makine Mühendisliği Bölümü

Özet Sadece elektrik üretim amacı ile kurulmuş termik santrallerden gerekli dönüşümler yapılarak elektrik yanında ısı enerjisi de sağlanabilir. Bu dönüşüm uygun şartlarda yapıldığı takdirde sant-raldan atılan enerji miktarını azalacaktır. Bu amaçla başlatılmış olan “Enerji Verimliliğini Artırmak Üzere Termik Santral Atık Isılarını Faydaya Dönüştürme Yöntemlerinin Araştırılması, Geliştirilmesi ve Binalarda Isıtma Uygulaması (TSAD)” projesi ile kamuya ait termik santraller analiz edilerek atılan enerji potansiyelleri de-ğerlendirilmiştir. Bu santrallerin çevrelerindeki bölgelerin ısıtma ihtiyaçlarını karşılamaları amacı ile santraldan sağlanabilecek enerji potansiyelleri ve bu dönüşümün santral performansına etkisi araştırılmıştır.

1. GirişSürdürülebilir gelişme, şimdiki kuşakların ihtiyaçlarının gelecek kuşakların ihtiyaçlarını tehlikeye atmadan karşılanmasına imkan sağlayan ekonomik büyümedir. Bu ihtiyaçların başında da enerji gelmektedir. Enerji kaynaklarının verimli kullanılması, sürdürülebilir gelişme hedeflerinin gerçekleştirilmesini sağlar ve aynı zamanda gelecekteki kuşakların enerji ihtiyaçlarının tehlikeye atılmasını da engeller. Bu kapsamda, enerjinin türü ve kaynağı ne olursa olsun, mutlaka en verimli şekilde değerlendirilmelidir.

Termik santraller başta olmak üzere enerji dönüşümü yapan ve yoğun enerji tüketen birçok sektörde de atılan enerji potansiyelleri bulunmaktadır. Büyük potansiyeli olan atılan enerjinin geri kaza-nılmasının, hem ülkemiz hem de sanayimiz için önemli faydaları olacaktır. Atılan enerjinin geri kazanılması ile elde edilecek fay-daların bazıları aşağıdaki gibi sıralanabilir;� Birincil enerji tüketimini azaltarak ülke ekonomisine katkı sağlar.� Yerli kaynaklar daha verimli kullanıldığı için rezerv ömürleri

artar.� Enerji açısından dışarıya olan bağımlılığımız (özellikle de doğal-

gaza) azalır.� Enerji kullanım kaynaklı çevreye atılan emisyon miktarları

azalır.� Termal ve kimyasal kirlenmeler azalır.� Özellikle bölgesel ısıtma için konforlu, ucuz, güvenilir ve

güvenlikli enerji sağlanmış olur.� Yeni iş sahaları ve imkanlarını artırarak istihdam sağlar.� Sanayinin üretim maliyetlerini azaltarak rekabet gücünü artırır.

Tüm bu faydalar göz önüne alındığında enerji verimliliğini artırmak amacıyla atık enerjilerin değerlendirilmesi kamu ve özel tüm kurum ve kuruluşların hedefleri arasında olmalıdır.

Günümüzde sadece elektrik üretim amaçlı kurulmuş olan mevcut fosil yakıtlı termik santrallerde, yapılacak uygun dönüşümlerle atılan enerjilerin değerlendirilmesi mümkün olmaktadır. Santrallerden atılan enerjilerden geri kazanılan enerji, bina ve sera ısıtmasında, sanayide düşük sıcaklıklı proses ısısı elde etmede, bina soğutmasında ve bölge özelliklerine göre birçok değişik alanda (örneğin havuz balıkçılığı, kurutma vb.) kullanılabilir. Böylece sürdürülebilir gelişmeye de katkı sağlanmış olunur.

Bu amaçla, TÜBİTAK Kamu Kurumları Araştırma ve Geliştirme Projelerini Destekleme Programı (1007 Programı) kapsamında 2006 yılında müşteri kurumların Elektrik Üretim A.Ş. (EÜAŞ) ve Elektrik İşleri Etüt İdaresi Genel Müdürlüğü (EİE) olduğu “Enerji Verimliliğini Artırmak Üzere Termik Santral Atık Isı-larını Faydaya Dönüştürme Yöntemlerinin Araştırılması, Geliştirilmesi ve Binalarda Isıtma Uygulaması (TSAD)” adlı proje başlatılmıştır. Proje çalışmaları Yıldız Teknik Üniversitesi ve TÜBİTAK MAM tarafından beraber yürütülmektedir.

Projenin öncelikli amacı, kamuya ait mevcut fosil yakıtlı termik santrallerdeki atık ısıların ekonomiye kazandırılmasıdır. Bu amacı gerçekleştirmek için termik santrallerden atılan enerji potansiyellerini belirleme, geri kazanma yöntemleri ve teknikleri araştırma, geri kazanılan enerjilerin değerlendirilmesi ve ekonomik analizleri çalışmaları yapılmaktadır. Bu çalışmalar özellikle bölge ısıtma sistemleri olmak üzere, termik santrallerdeki gaz, buhar ve sıcak sulardaki atılan enerjilerin kullanım yerleri araştırılmakta, eko-finansal analizleri yapılarak tasarım ve optimizasyon algoritmaları geliştirilmektedir.

TSAD projesinin kapsamı, ülkemizde kamuya ait sadece elektrik enerjisi üretmek için kurulmuş, toplam kurulu kapasitesi 9910 MWe olan 18 adet fosil yakıtlı termik santraldan Şekil 1’de verilen 14 tanesinde atılan enerji potansiyellerinin belirlenmesi, 4 tanesinde

¹ Bu çalışma TÜBİTAK Kamu Kurumları Araştırma ve Geliştirme Projelerini Destekleme Programı (1007 Programı) kapsamında desteklenmiştir.

Şekil 1. TSAD projesi kapsamındaki EÜAŞ’a ait termik santraller.


137

detaylı analizlerin yapılması ve bir santralda pilot uygulamanın yapılmasıdır. Bu projeden beklenen faydalar, termik santral atılan enerjileri ile bölge ısıtma teknolojileri konusunda ihtiyaç duyulan bilgi ve teknoloji altyapısının oluşturulması, bölge ısıtma teknolojilerinin yaygınlaştırılarak atık enerji bilincinin yerleştirilmesi ve atılan enerjiyi verimli kullanma yöntemlerinin ülke çapına yaygınlaştırılması olacaktır.

TSAD projesi kapsamında yapılan çalışmalar aşağıdaki iş paketlerinden oluşmaktadır. 1. Ön inceleme 2. Potansiyel belirleme ve yapılabilirlik analizleri 3. Isı depolama sistemlerinin geliştirilmesi 4. Örnek uygulama için tesis seçimi ve projelendirilmesi 5. Pilot uygulama 6. Proje sonuçlarının tanıtılması ve yaygınlaştırılması

Projede, pilot uygulama aşamasına gelinmiş ve termik santral dönüşümü ile bölge ısıtma sistemini içeren pilot uygulamanın yapılması ile ilgili çalışmalar devam etmektedir. Bu çalışmada projenin amaçlarından olan proje sonuçlarının yaygınlaştırılması kapsamında atılan enerji ve santrallerin atılan enerji potansiyelleri konularında yapılan çalışmalar ve sonuçları aktarılacaktır.

2. Atılan ve Atık Enerji KavramlarıHerhangi bir enerji kaynağının kalitesi işe dönüşebilme potansiyeli ile ölçülür. Bu açıdan bakıldığında enerji türlerinin (mekanik, elektrik, iç enerji, ısı, vb.) hepsi aynı kalitede değildir. Verilen bir enerjinin işe dönüştürülen kısmına kullanılabilir enerji (ekserji) ve dönüştürülmesi imkânsız olan kısmına kullanılamaz enerji (anerji) denilmektedir.

Bir kaynaktaki enerji başka bir enerjiye dönüştürüldüğünde ya da bu enerjiden herhangi bir prosesi gerçekleştirmek için faydalandığında geriye kalan enerjinin (atılan enerji) şartları, çevre şartlarından daha yukarıda ise hala iş potansiyeli vardır. Sonuç olarak atılan enerji, endüstride herhangi bir prosesten sonra çevreye atılmasına rağmen kullanılabilir enerji potansiyeli (ekserjisi) olan enerjidir. Atılan enerji şartları çevre şartlarına yaklaştıkça iş potansiyeli (ekserji) azalır ve kullanılamaz enerji (atık enerji/anerji) artar. Atılan enerji şartları çevreyle dengeye ulaştığında kullanılamaz enerji yani atık enerji haline gelir (Şekil 2). Yukarıdaki açıklama literatürde ve uygulamada çok defa karıştırılan “atılan enerji” kavramı ile “atık enerji” kavramı arasındaki farkı açık bir şekilde ortaya koymaktadır. Şekil 2’de görüldüğü gibi yüksek kaynak sıcaklıklarında işe dönüşebilir enerji oranı fazla iken, çevre sıcaklığına yaklaşıldıkça atık enerji kısmı hızla artmaktadır. TSAD kapsamında yapılan çalışmalarda atılan enerji tanımı iki farklı şekilde ele alınmıştır. Bunlar enerjinin sistemden atıldığı veya çekildiği yere bağlı olarak proses sonu ve proses içi olarak adlandırılmıştır.

Proses sonu atılan enerji, tüm literatürlerde tanımlanan klasik atılan enerji olup, bir proses sonucunda atılan ve iş potansiyeli olan enerjidir. Şekil 3’de proses sonu atılan enerjinin akış diyagramı ve bu akışa bir örnek verilmiştir. Şekilden de görüldüğü üzere giren enerji istenen bir prosesi gerçekleştirdikten sonra sistemden

atılmaktadır. Ancak atılan enerjide hala kullanılabilir bir potansiyel olduğundan, geri kazanma sistemi ile bu enerji başka amaçlar için kullanılabilir. Örneğin, kazana giren yakıt ile buhar üretilmekte ve baca gazları kazandan atılmaktadır. Baca gazlarındaki enerjinin bir kısmı bir ısı değiştirici ile besleme suyunun ön ısıtılmasında kullanılarak geri kazanılabilir.

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

298388478568658748838928

10181108119812881378146815581648173818281918

Enerji (Atık Enerji +Ekserji)

Tçevre

Tkaynak

İşe Dönüşebilir EnerjiEKSERJİ

Atık Enerji

Şekil 2. Enerji kaynağının sıcaklığına bağlı olarak atılan enerjideki ekserji ve atık enerji oranlarının değişimi.

PROSES ENERJİSİ

GİR

EN

EN

ER

Jİ

GERİ KAZANILAN ENERJİ

ATIL

AN

EN

ER

Jİ

ÇEVREYE ATILAN ENERJİ

EKONOMİK OLMAYAN İŞ POTANSİYELİ

ATIK ENERJİ (ANERJİ)

YAKIT(Giren Enerji )

BUHAR

(Pro

ses

Enerj is

i) Çevreye Atılan EnerjiBACA GAZI

(Atılan Enerji )

ENERJİ GERİ KAZANIM SİSTEMİ

Ger

i Kaz

anıla

n E

nerj

i

Şekil 3. Proses sonu sistemden atılan enerjinin geri kazanımının şematik gösterimi.

Proses içi atılan enerji ise, proses sona ermeden farklı amaçlar için kullanılmak üzere sistemden çekilen enerjidir. Proses içi atılan enerjinin kullanılması ile sisteme giren enerjiden sağlanan toplam fayda artar ve proses sonu çevreye atılan enerji azalır. Faydadaki artış, proses içinden çekilen enerjinin şartları ile kullanılacağı yerin şartlarının uyumuna bağlıdır. Böyle bir uygulamaya örnek olarak, termik santrallerde besleme suyunun türbinden çekilen ara buharlarla ön ısıtılması verilebilir (Şekil 4). Ara buhar çekilmesiyle sisteme giren birim enerji başına üretilen güç dolayısıyla termik verim artar. Bu durum üretilen birim fayda başına kondenserden atılan atık ısının azaltılması anlamına gelmektedir. 3. Termik Santralden Atılan EnerjilerTermik santrallar, termodinamik kanunlar gereği kullandığı yakıt enerjisinin bir kısmını güce dönüştürürken bir kısmını da çevreye atmak zorundadır. Termodinamik zorunluluktan kaynaklanan atılan enerji, kondenserde, kondenser soğutma suyu ile çevreye atılır. Bunun yanında kazanda duman gazlarının sıcaklığı çevre sıcaklığına kadar düşürülemediği için bacadan duman gazları ile beraber enerji de atılmaktadır. Termik santrallerde çevreye atılan bu enerjilere atılan enerji denir.


138

Yukarıda yapılan atılan ve atık enerji açıklamaları doğrultusunda termik santralden atılan enerjiler değerlendirildiğinde, baca ve kondenser, proses sonu ve ara buhar uygulaması proses içi olmak üzere üç başlık altında toplanabilir. Bunların haricinde, sant-rallerdeki farklı noktalardan atılan buharlar ve kazan blöf suyu gibi atılan enerji kaynakları olsa da bunlar santral içinde farklı amaç-larda kullanılarak geri kazanılmaktadır.

TSAD projesi kapsamındaki santrallerin mevcut durumlarının belirlenmesi, ve bölge ısıtma sistemlerinin ilavesinin enerjitik ve ekserjitik performans analizlerinin yapabilmesi için simülasyon modeli geliştirilmiştir (Şekil 5. Termik santraller için geliştirilen simülasyon modeli örneği). Simülasyon sonuçları, santrallerin dizayn performans değerleri ile karşılaştırılarak test edilmiş ve doğrulanmıştır. Geliştirilen simülasyon modelleri, santrallerin atılan enerji potansiyellerinin belirlenmesi ve bölge ısıtma sistem-lerinin ilavesinin performans üzerine etkilerinin araştırılması çalışmalarında kullanılmıştır. Çalışmalarda santrallerin perfor-mans değerlendirilmelerinde enerji ve ekserji analizlerinden ya-rarlanılmıştır. Enerji analizlerinde, santralin güç üretimi ve termik verimleri ve ekserji analizlerinde, ekserji verimleri ve ekserji bozu-num oranları değerleri kullanılmıştır.

Termik santrallerin atılan enerji potansiyelleri değerlendirilmesinde öncelikle baca ve kondenser atılan enerjileri ele alınmıştır.

Kazanda yakılan yakıtın ve kazanın özelliklerine bağlı olarak bacadan sıcak gazlar ile birlikte enerji atılmaktadır. Baca gazı çıkış sıcaklığını belirleyen faktör ise linyit yakıtlı termik santrallerde yakıtın içindeki kükürt oranına bağlı olarak oluşan SO2 miktarıdır. Baca gazı sıcaklığının H2SO4 yoğuşum sıcaklığının altına düşmemesi istenir. Örneğin linyit içersinde %3 civarında kükürt bulunduğunda, baca gazı çıkış sıcaklığının 160 °C nin altına düşürülmesi uygun olmaz. Türkiye’deki bir çok termik santralda baca gazı sıcaklıkları bu değerler civarında olduğundan kullanılabilir önemli bir potansiyel görülememiştir. Kondensere giren çürük buhar, soğutma suyu ile gizli ısısı alınarak yoğuşturulmaktadır. Soğutma suyuna geçen atık ısı ise soğutma kulelerinde çevreye atılmaktadır. Kondenserde atılan enerjinin geri

kazanılması ile hem atılan enerjiden hem de kule soğutma suyundan tasarruf sağlanacaktır. Fakat kondenserde önemli miktarda atık enerji olmasına rağmen sıcaklığının düşük olması (~40°C) bu sıcaklıktaki enerjinin kullanılmasını oldukça kısıtlamaktadır. Bu sıcaklıktaki bir akışkanın proses ya da ısıtma amacı ile kullanılması için ya ısı pompalarının ya da yeni geliştirilmekte olan duvardan ısıtma sistemlerinin uygulanması gerekmektedir.

Santral üzerinde tamamı atık enerji olarak değerlendirilemese de, proses ve ısıtma için enerji alınabilecek diğer kaynaklar ön ısıtıcılar için çekilen türbin ara buharlarıdır. Bu buharların kazan besleme suyunu ön ısıtması yerine, bölge ısıtma sistemlerinde kullanılması, dünyadaki birçok bölge ısıtma yapabilen termik santrallerde görülmektedir. Fakat bu santraller, elektrik üretimi ve bölge ısıtma amaçları için dizayn edildiklerinden, ara buhar alma yeri dizayn aşamasında ka-rarlaştırılmakta ve uygulanmaktadır. Mevcut elektrik üretim amaçlı santrallere bölge ısıtma sistemi ilave edilmesi durumunda, ara bu-harların bölge ısıtma amaçlı kullanılmasının santral performansında meydana gelecek değişikliklerin mutlaka analiz edilmesi gerek-lidir. Analiz sonuçlarına bağlı olarak, ara buharların kullanılıp kulla-nılamayacağına, yeterli potansiyelin bulunup bulunmadığına ya da santral üzerinde bölge ısıtma için en uygun enerji kaynağının ara bu-har olup olmadığına karar verilmesi daha doğru olacaktır.

Termik santrallerde farklı amaçlar için kullanılmak üzere santraldeki bir çok noktadan enerji çekilebilir. Çekilen enerji sonucunda termik santralin esas amacı olan elektrik üretiminde farklılaşma olabilir. Ancak çekilen enerjinin kullanıldığı proses sonucunda elde edilen toplam fayda artıyor ise bu durum olumsuz olarak değerlendirilemez. Yapılan bu değişiklik sonucunda beklenen diğer bir fayda ise santralden atılan enerjinin azalmasıdır.

TSAD projesi kapsamında termik santrale bölge ısıtma sistemi ilave edilirken baca ve kondenser dışındaki diğer enerji çekilebilecek noktalar araştırılmış ve santralin farklı noktalarından buhar çekilebileceği görülmüştür. Santral üzerinde bölge ısıtma için çekilebilecek buhar yeri olarak öncelikle değişik ihtiyaçlarda kullanılmak üzere santral dizaynı esnasında yerleştirilen farklı basınçlardaki kollektörler ele alınabilir. Eğer bu buharlar uygun olmaz ise santral üzerinde santralin dengesini bozmayacak şekilde bir yerin belirlenmesi de uygun olacaktır. Elektrik üretim amacı ile dizayn edilmiş bir termik santraldeki herhangi bir noktadan çekilecek ara buharın bölge ısıtma amaçlı kullanılması durumunda santral performansında meydana gelecek değişikliklerin analiz edilmesi gereklidir. Böyle bir dönüşümden beklenen esas fayda ise santraldan atılan enerjinin azalmasıdır. Bu durumda çekilen

33

22

66

556

5

4

3

11

2

1

YAKIT(Giren Enerji )

ELEKTRİK(Ekserji )se

BACA GAZI(Atılan Enerji )

KONDENSER(Atılan Enerji )

Proses içi atılan enerji

Besleme Suyu Ön ısıtıcısı

Şekil 4. Proses sonu atılan enerjinin geri kazanılması

Şekil 5. Termik santraller için geliştirilen simülasyon modeli örneği.


139

noktadaki enerjiye bu çalışmada tanımlanan ismi ile proses içi atılan enerji denilir. Eğer çekilen buharın yeri doğru bir şekilde belirlenirse, kondenserden atılan enerji önemli oranda azaltılabilecektir.

Yapılan çalışmalar sonucunda, bölge ısıtma için enerji sağlanacak en uygun nokta alçak basınç türbin girişinden buhar çekmek olduğu tespit edilmiştir (Şekil 6). Böylece, termik santrale yakın yerleşim merkezlerinin enerji talepleri bu dönüşüm ile karşılamak mümkün olacaktır.

4. Sonuç TSAD proje kapsamındaki 14 termik santralden bölge ısıtma amacı ile enerji çekilmesi oluşturulan simülasyon modelleri ile değerlendirilmiştir. Bu çalışmalarda, alçak basınç türbini girişinden buhar alınmasının santral performansına etkileri ve maksimum bölge ısıtma potansiyelleri değerlendirilmiştir. Santrallerin performans değerlendirilmelerinde aşağıdaki performans kriterler kullanılmıştır.

Çoklu Üretim Termik VerimiElektrik üretimi yapan santrale bölge ısıtma sistemi ilavesi ile çoklu üretim gerçekleştiren bir kojenerasyon santrali elde edilir. Bu yeni sisteme giren tek yakıt ile elektrik ve ısı enerjisi beraber üretilmektedir. Bu nedenle çoklu üretim sisteminin performansını değerlendirmekte sadece elektrik üreten santrallerin performans kriterleri yetersiz kalmaktadır. Bu amaçla çoklu üretim termik verimi tanımlanmış ve aşağıdaki gibi ifade edilmiştir:

Şekil 6. Bir termik santralin bölge ısıtma için dönüşümü.

Alçak basınç türbin girişinden çekilecek buharın sahip olduğu ısı enerjisini bölge ısıtmada kullanmak türbinden elde edilecek güçte farklılık oluşturacaktır. Ancak, bu noktadaki buharın basıncı ve sıcaklığı daha düşük olduğu için düşüş miktarı oldukça az olmaktadır. Ayrıca, bu cüzi azalışa karşı önemli kazanımlar elde etmek mümkün olmaktadır. Şekil 7’de alçak basınç türbin girişinden çekilen buharın yüzdesel oranına göre santrale verilen yakıt enerjisinin santralde dağılım yüzdelerini göstermektedir.

Bu şekilden açıkça görülmektedir ki belirtilen noktadan çekilen buhar, kondenserden çevreye atılacak enerjiyi önemli derecede azaltmaktadır. Diğer bir deyişle, bölge ısıtma için gerekli ısı enerjisinin büyük bir bölümü kondenserden atılacak ama henüz atılmamış enerjiden karşılandığı anlamına gelmektedir.

Termik santrallerin bölge ısıtma için enerji kaynağı olarak kullanmanın yerleşim merkezlerinde ısınma için kullanılacak yakıtı ortadan kaldırması gibi neticeler ortaya çıkmaktadır. Sadece bu avantaj bile ülke ekonomisine çok büyük katkı sağlayacaktır. Ayrıca, atmosfere atılan emisyonların azalması, yaşam kalitesinin artması, insan sağlığına katkısı, enerjide dışa bağımlılığını azalması gibi birçok hayati ve stratejik faydaları olacaktır.

Şekil 7. Çekilen buhar oranına göre kullanılan yakıt enerjisinin santraldeki dağılımı.

burada, ηIS klasik ısıtma sistemlerinin (soba, kalorifer gibi) verimini göstermektedir. Eşitlik 1’den anlaşılacağı üzere, çoklu üretim termik verimin, ısıtma amaçlı bölgede yakılan yakıtın ısıl gücünün (QBIS/ηIS) santralde yakılan yakıtın ısıl gücünden (Qyakıt) çıkartılması ile termik verimin hesaplanmasıdır. Böylece sadece elektrik üretiminde kullanılan yakıt enerjisinin ne kadarının faydalı enerjiye (elektrik) dönüştüğü belirlenmiş olmaktadır.

Yararlanma Oranı Kojenerasyon sistemlerinin değerlendirilmesinde literatürde yaygın olarak kullanılan performans göstergesi yararlanma oranıdır. Eşitlik 2’de oluşturulan termik santralli kojenerasyon sisteminin yararlanma oranı kriteri ifade edilmiştir:

NETth,BIS

BISyakıt

IS

Wη =

QQ -η

&

&& (1)

(2)

(3)

Yararlanma oranı kojenerasyon sisteminden elde edilen elektrik ve ısı enerjileri toplamının sisteme giren yakıtın ısıl enerjisine oranıdır. Bu oran giren yakıt enerjisinin ne kadarından faydalanıldığını göstermektedir. Performans Katsayısı Ara buhar ile yapılacak bölge ısıtma sisteminin performanslarını mekanik ısıtma/soğutma sistemleri ile karşılaştırmak için bu sistemlerin performanslarını gösteren performans katsayısına benzer kriter tanımlanmış ve aşağıdaki denklem ile ifade edilmiştir:

tyakı

BISNETBIS Q

QWYO &

&& +=

burada, ∆N çekilen buhar ile termik santralde meydana gelen güç azalmasını göstermektedir. Mekanik ısıtma/soğutma sistemleri sistemlerinin performans katsayıları, birim elektrik enerjisi ile ede edilen ısı enerjisini göstermektedir. Buna göre oluşturulan Eşitlik üç santrale ilave edilen bölge ısıtma sistemiyle oluşturulan kojenerasyon sisteminde birim elektrik güç kaybı için elde edilen ısı enerjisini ifade etmektedir.

Örnek Simülasyon ÇalışmasıBu bölümde alçak basın türbin girişinden çekilecek ara buhar ile bölge ısıtma gerçekleştirmenin önceki bölümlerde tanımlanan

BISBIS

QCOP =ΔN


140

performans kriterlerinde meydana getireceği değişiklikler örnek bir simülasyon çalışmayla gösterilmiştir. Sonuçlar Şekil 8’de verilmiştir. Şekilden görüldüğü üzere mevcut bir santraldan bölge ısıtma amacı ile enerji çekilmesi çoklu üretim termik verimi ve yararlanma oranını artırmaktadır. Bu artış çekilen buhar miktarı ile artmaktadır. Ayrıca bu dönüşümün performans katsayısı 6.7 ile mevcut sistemlerin performans katsayılarının üzerindedir.

Maksimum Bölge Isıtma PotansiyelleriTSAD projesi kapsamında kamuya ait 14 adet linyit ve doğalgaz yakıtlı termik santralın maksimum bölge ısıtma potansiyelleri, yapılan simülasyon modelleri ile ayrıntılı olarak değerlendirilmiş ve Şekil 9’da verilmiştir. Şekilden görüldüğü üzere santral çevresindeki yerleşim yerlerinin ihtiyaçları olması durumunda termik santrallarda önemli bir bölge ısıtma potansiyelleri bulunmaktadır. Sonuç olarak termik santrallarda bulunan bölge ısıtma potansiyellerin değerlendirilmesi, santralde yapılacak dönüşümlere, santral çevre-

0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,300,36

0,38

0,40

0,42

0,44

0,46

0,48

0,50

Arabuhar Orani

Ço

klu

Üre

tim

Te

rmik

Ve

rim

i

ηIS=0,50

ηIS =0,70

(b)

0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,300,36

0,38

0,40

0,42

0,44

0,46

0,48

0,50

Arabuhar Orani

Yara

rlanm

a O

rani

(c)

0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,300

30

60

90

120

150

180

210

240

270

300

0,00

0,04

0,08

0,12

0,16

0,20

0,24

0,28

0,32

0,36

0,40

Ara Buhar Orani

Ne

t G

üç

[ M

W ]

Net Güç

Term

ik V

erim

Termik Verim

(a)

0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,300

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Arabuhar Orani

CO

PB

IS

BIS performans katsayisi

(d)

Şekil 8. Bölge ısıtma amaçlı çekilen buhar oranı ile termik santral performans değişimi.

Şekil 9. Termik santralların maksimum bölge ısıtma potansiyelleri.

sindeki yerleşim yerlerinin enerji talebine, yerleşim yerinin santrale uzaklığına ve mevcut durumdaki ısıtma sistemlerine bağlı yapılacak ekonomik analizler ile belirlenebilir.

Kaynaklar[1] Enerji Verimliliğini Arttırmak Üzere Termik Santral Atık Isılarını

Faydaya Dönüştürme, TÜM RAPORLAR, TÜBİTAK MAM, YTÜ, 2006-2010.

[2] World Energy Outlook 2006. <http://www.worldenergyoutlook.org/2006.asp>.

[3] TSAD bilgi sayfası 2009. www.tsad.org.tr [4] ERDEM H.H., Akkaya A.V., Cetin B., Dagdas A., Sevilgen

S.H., Sahin B., Teke I., Gungor C., Aktas S., “Comparative energetic and exergetic performance analyses of coal-fired power plants in Turkey”, International Journal of Thermal Sciences, Vol.48 (11), pp. 2179-2186, 2009

[5] ERDEM H.H., Dagdas A., Sevilgen S.H., Cetin B, Akkaya A.V., Sahin B., Teke I., Gungor C., Atas S., Thermodynamic analysis of an existing coal fired power plant for district heating/cooling application, Applied Thermal Engineering, Vol. 30(2-3), pp.181–187, 2010

SummaryThe thermal power plants, which are only built for electricity production, can also supply heat energy with the necessary conversions. The waste heat from the power plant will decrease, if the appropriate conversions are done. This has been initiated, the “Research and Development Methods to Benefit from Thermal Power Plant Surplus Heats and District Heating Application (TSAD)” project with the state-owned thermal power plants is analyzed and waste energy potential has been evaluated. The areas around these power plants to meet their heating needs with the goal, the potential of energy of the plant and the effect of this conversion to plant performance was investigated.

153.6

254.6

263.4

286.6

301

302.2

385.8

453.3

453.3

466.6

482.8

541.5

788.4

1106.8

1106.8

0 200 400 600 800 1000

Orhaneli

Çan

Tunçbilek

Çatalağzı

Hamitabat

Yeniköy

Kangal

Yatağan

Kemerköy

Bursa Doğalgaz

Seyitömer

Ambarlı

Soma

Afşin Elbistan A

Afşin Elbistan B

Bölge Isıtma Kapasitesi [MWt]


141

TÜRKİYE’NİN JEOTERMAL KAYNAK ZENGİNLİĞİ, YATIRIM OLANAKLARI, UYGULAMALAR, SORUNLAR ve ÇÖZÜM ÖNERİLERİ

İbrahim AKKUŞ Kayen Kayı Enerji Yatırımları A.Ş.

ÖzetÜlke genelinde yaygın olan ve kullanım çeşitliliğinin sağladığı avantajlardan dolayı enerji kullanımında önemli bir seçenek haline gelen jeotermal kaynaklar yaklaşık 50 yıl önce araştırılmaya başlanmıştır. Çoğunluğu MTA Genel Müdürlüğü’nce yürütülen projeler sonucu 190 adet jeotermal sahanın varlığı belirlenmiştir. Doğal boşalım halinde değişik aralıktaki sıcaklıkta 600 adet kaynak bulunmaktadır. Fosil enerji kaynakları kadar olmasa bile ciddi bir seçenek olarak değerlendirilecek ve yatırım yapılabilecek önemli bir potansiyel vardır. Üretilen akışkanlardan başta elektrik üretimi olmak üzere ısıtma, termal kullanım ve sera uygulamaları gibi geniş bir yelpazede yararlanılmaktadır. Kaynağın yasal zemine kavuşması ve başarılı uygulamaların artmasıyla jeotermal kaynaklara olan yönelim hızla artmakta ve büyük yatırımlar yapılmaktadır. Jeotermal kaynaklar önemli ekonomik kazanımlar sağlayacak yatırım olanakları sergilemekle beraber, potansiyel bilgilerinin yetersizliği ve bu kaynağın uzun bir süre yasal zeminden yoksun oluşundan dolayı birikmiş sorunları vardır. Rezervuar sınırlarının belirsizliğine karşılık; aynı rezervuar üzerinde birden fazla yatırımcıya ruhsat verilmesi, işletme aşamasında teknik ve hukuki sorunlar yaratacak gibi gözükmektedir. Mevcut yasa ise bu sorunlara çözüm olmaktan uzaktır.

GirişTürkiye ürettiği enerjiden fazlasını tüketen, kaynak kullanımında yenilenebilir enerji kaynaklarını devreye sokmak ve çeşitliliği artırmak yerine tercihini öteden beri hep ihtiyaca yetmeyen fosil enerji kaynaklarından yana kullanan, bu tercih nedeniyle enerji ihtiyacının karşılanmasında dışa bağımlılığı giderek artan bir ülkedir. Bu açıdan bakıldığında, ekonomik katkıları bir yana dışa bağımlılığın azaltılması, kaynakların en ekonomik biçimde değerlendirilmesi, özellikle çevre kirliliği yaratmayacak enerji kaynaklarına yönelme, kaynak çeşitliliğinin artırılması zorunluluğuyla yüz yüze gelinmektedir. Bu gerçeklik, önemi her geçen gün daha iyi anlaşılan yenilenebilir enerji kaynaklarının toplam enerji tüketimindeki payının artırılmasının öncelikli hedef olarak seçilmesini gerektirmektedir. Bu bağlamda ucuz, temiz, sürdürülebilir, çok amaçlı kullanılabilir, yerli, başarılı uygulamaları giderek artan, üzerinde bulunduğu kuşak nedeniyle önemli potansiyele sahip jeotermal kaynaklar ciddi bir seçenek haline gelmiştir. Her geçen gün artan tüketimin yol açtığı enerji açığı nedeniyle hızla yeni enerji kaynaklarına yönelen diğer ülkeler gibi, Türkiye’de de son yıllarda bu kaynaklara olan ilgi artmış, jeotermal enerji kaynaklarına dönük ciddi yatırımlar yapılmaya başlanılmıştır.

Ülkenin Jeotermal Kaynak Zenginliği Türkiye’de jeotermal kaynakların araştırılması yaklaşık 50 yıl öncesine dayanmaktadır. Öteden beri kullanılan enerji kaynakları

kadar olmasa bile ülkemizde ucuz, temiz, sürdürülebilir, çok amaçlı kullanılabilir özellikte önemli bir jeotermal kaynak potansiyeli vardır. Jeotermal sistemlerde bu güne kadar yapılan çalışmalarla belirlenmiş saha sayısı 190’dır (Şekil 1) [1]. Elektrik üretimi yapılabilecek olan 20, ısıtma (Konut-sera) uygulamasında yararlanılabilecek saha sayısı enerji üretilebilecek sahalardaki entegre kullanımla birlikte 120’dir. Geriye kalanlardan termal turizm ve balneolojik kullanımlarda yararlanılabilir.

Türkiye jeotermal potansiyeli bakımından dünya ülkeleri içerisinde ilk sıralardadır. Doğal çıkışların potansiyelinin 600 MWt olduğu kabul edilmektedir. Yaklaşık 130 civarındaki sahada MTA tarafından açılan kuyuların üretim değerlerine göre kullanılabilir potansiyel 3750 MWt’dır. Ancak MTA dışında açılan ve üretim değerleri resmi kayıtlara girmeyen kuyularla birlikte toplam kuyu sayısının 750-800 civarında olduğu tahmin edilmektedir. Bu kuyu değerleri de eklendiğinde termal kapasite doğal olarak çok daha yüksek olacaktır. Diğer yandan belirlenmiş 190 adet jeotermal sahaya karşılık 130 adet alanda kuyu açılmıştır. Gerek enerji üretimi gerekse diğer kullanımlar için yararlanılabilecek nitelikte olup ta henüz kuyu açılmamış veya potansiyeli ortaya koyabilecek yeterlikte kuyu açılmamış alanlarda geliştirme çalışmalarının yapılması halinde, Türkiye’nin sahip olduğu kullanım kapasitesine ulaşılabilecektir.

Batı Anadolu’da yer alan jeotermal sistemlerde yüksek, Orta ve Doğu Anadolu’da düşük ve orta ısıya sahip alanlar yer almaktadır. Yüksek potansiyele sahip olan alanların Batı Anadolu’da yoğunlaşması, ısı değerlerinin doğal sonucudur (Şekil 2). Bunu sırasıyla İç Anadolu, Marmara, Doğu Anadolu, Karadeniz, Akdeniz ve Güney Doğu Anadolu Bölgeleri izlemektedir. Ülkedeki alanların % 94’ü düşük ve orta entalpilidir. Geriye kalan % 6 oranındaki sahaların ısısı 120-242 °C arasında değişmektedir. Alanların % 55’i gibi önemli bir bölümü konut, termal tesis ısıtmacılığında, % 39’ u ise sera, termal turizm ve balneoloji gibi diğer uygulamalarda kullanılabilir özelliktedir (Şekil 3)[2].

Şekil 1. Türkiye jeotermal kaynakları haritası.


142

Jeotermal Kaynakların KullanımıSon yıllardaki başarılı uygulamalar nedeniyle jeotermal kaynak kullanımı ülkemizde de artan bir hızla yaygınlaşmaktadır [2]. Türkiye’de jeotermal kaynaklardan; � Konut, sera, termal tesis ısıtması, � Elektrik üretimi, � Termal turizm ve balneoloji, � Endüstriyel uygulamalarda yararlanılmaktadır.

Türkiye’de 1300 MWt kapasitede konut-termal tesis-sera ısıtması yapılmaktadır. Ayrıca, 410 MWt kapasitede termal turizm (kaplıca) amaçlı kullanım vardır (Şekil 4). Dolayısıyla toplam doğrudan kullanım 1710 MWt’dir. Bu haliyle Türkiye, jeotermal enerjinin doğrudan kullanımı açısından Çin, Japonya, ABD ve İzlanda’nın ardından dünyada ilk 5 içerisinde yer almaktadır [2]. Halen işletilmekte olan jeotermal ısıtma sistemlerinde toplam 171.000 konut eşdeğeri jeotermal ısıtma yapılmaktadır. Hızla yaygınlaşan konut ısıtmacılığı yanında kurulan modern seralarda jeotermal enerjiden ekonomik olarak yararlanılmakta, 195 kaplıcada hizmet verilmektedir.

Denizli-Kızıldere sahasında 20.4 MWe gücünde kurulan jeotermal santral 1984 yılından bu yana ortalama 15 MWe elektrik üretmektedir. Bunun yanında Aydın-Germencik, Aydın-Salavatlı, Çanakkale-Tuzla, Aydın-Sultanhisar-Köşk ile Kızıldere Jeotermal Santralinin atığı olan 140 °C’lik jeotermal akışkandan yararlanılarak Denizli-Sarayköy’de enerji üretimi yapılmaktadır (Tablo 1). Aydın-Germencik-Hıdırbeyli’de 17,5 MWe kapasiteli bir jeotermal elektrik santrali kurulması için lisans alınmıştır. Şekil 2. Bölgelere

göre kullanılabilir potansiyel(MWt) dağılımı

Şekil 3. Jeotermal alanların kullanım olanaklarına göre dağılımı.

1

2

3

Elektrik Üretimine Uygun Alanlar

Diğer Kulanımlara Uygun Alanlar

35%

9%

Isıtma Uygulamasına Uygun Alanlar

56%

Şekil 4. Jeotermal kaynak potansiyeli ve kullanımı.

Tablo 1. Jeotermal Alanlardaki Elektrik Üretimi

Alan Adı Üretim (Mwe) Açıklama

Denizli-Kızıldere 15 Üretimde

Aydın-Salavatlı 7,95 Üretimde

Aydın-Germencik 47,4 Üretimde

Aydın-Sultanhisar-Köşk 9,5 Üretimde

Çanakkale-Tuzla 7,5 Üretimde

Denizli-Sarayköy 6,85 Üretimde

Aydın-Germencik-Hıdırbeyli 17,5 Üretim lisansı var.

Toplam Üretim 94,2

Gönen (Balıkesir), Simav (Kütahya), Kızılcahamam (Ankara), Narlıdere+Balçova (İzmir), Sandıklı (Afyon), Kırşehir, Afyon, Kozaklı (Nevşehir), Diyadin (Ağrı), Salihli (Manisa), Sarayköy (Denizli), Edremit (Balıkesir), Yozgat-Sorgun, Bigadiç(Balıkesir) alanlarından üretilen jeotermal akışkandan yararlanılarak ısıtma uygulaması yapılmaktadır. Denizli-Kızıldere sahasında ise kabondioksit üretilmektedir.

Yatırım Olanakları Ülkemizde jeotermal kaynaklara yönelik yatırım yapılacak önemli bir potansiyel bulunmaktadır. Yüksek sıcaklıklı sahalardan bu aşamada herhangi bir bağlantısı olmayan Manisa-Alaşehir-Kurudere (214°C), Manisa-Salihli-Göbekli (182°C), Aydın-Yılmaz-köy (142°C), İzmir-Balçova (140°C), Denizli-Karataş (137 °C), İzmir-Dikili (130 °C) ve Denizli-Sarayköy Alanları(125 °C) nda içerdikleri ısı değerlerine göre elektrik üretimine yönelik yatırım olanaklıdır (Tablo 3). Bunun yanında gerek ısıtma (Tablo 4) ve gerekse diğer kullanımlar için yatırım yapılabilecek çok sayıda jeotermal alan bulunmaktadır [2].

Tablo 2. Isıtma Uygulaması Yapılan Alanlar ve Fiilen Isıtılan/Eşdeğer Konut Sayısı

Alan AdıSıcaklık

(°C)Sayısı Alan Adı

Sıcaklık(°C)

Sayısı

Balıkesir-Gönen

80 2500/3400Nevşehir-Kozaklı

92 1300

Kütahya-Simav

120 5000/7500Ağrı-Diyadin

70 150/400

Ankara-Kızılcahamam

80 2500Manisa-Salihli

94 5000

İzmir-Balçova-Narlıdere

98-125 ?/35000Denizli-Sarayköy

140 1500

Afyon-Sandıklı 70 4500/5000Balıkesir-Edremit

60 4100

Kırşehir-Terme

57 1180/1900Balıkesir-Bigadiç

96 1500

Afyon-Ömer-Gecek

95 4600/5500Yozgat-Sorgun

80 800/1500

Yozgat-Sarıkaya

50 600Yozgat-Yerköy

62 500


143

Ancak bu sahalarda yapılması öngörülen değişik amaçlı (Elektrik üretimi, konut-sera-termal tesis ısıtması, termal uygulamalar gibi) yatırımlar öncesinde yeteri kadar kuyu açılması, gerekli testlerin yapılması, potansiyelin belirlenmesine ihtiyaç vardır. Yapılacak yatırımın yükünün hangi ölçekte karşılanabileceğinin ve sahanın yeterliğinin belirlenmesi, elde edilecek bilgilere dayandırılarak hazırlanacak fizibilite çalışmasıyla mümkün olacaktır. Bu şekilde yatırımın riski en aza indirilecek ve jeotermal kaynaktan ekonomik olarak yararlanabilmenin koşulu yaratılacaktır. Öte yandan bugüne kadar belirlenmiş 190 sahanın dışında henüz keşfedilmemiş alanların ortaya çıkarılmasıyla ciddi bir yatırım olanağı doğacaktır. Sorunlar ve Çözüm ÖnerileriGerek kaynağa yönelik uygulamaların ulaştığı başarılı durum, gerekse ülkemizin sahip olduğu potansiyel, önemli ekonomik kazanımlar sağlayacak yatırım olanakları sergilemekle beraber jeotermal kaynaklara yönelik potansiyel bilgilerinin yetersizliği ve bu kaynağın uzun bir süre yasal zeminden yoksun oluşundan dolayı çözüm bekleyen birikmiş sorunları vardır.

Jeotermal sahalarda yaklaşık 50 yıldan bu yana arama-araştırma etüt ve çalışmaları yapılmaktadır. Bu sahaların bütününe yakın bölümünde alt yapıya yönelik yatırım öncesi önemli

Tablo 3. Elektrik Üretimi Yapılabilecek Alanlar

Alan Adı Sıcaklık (°C) DurumuYatırım Olanağı

Manisa-Alaşehir-Kurudere 214

MT

A a

dına

ruh

satlı

.

MT

A İh

ale

yolu

yla

devr

ediy

or

Manisa-Salihli-Göbekli 182

Kütahya-Simav 162

Aydın-Yılmazköy 142

Denizli-Karataş 137

İzmir-Balçova 136

İzmir-Dikili 130

Tablo 4. Isıtma Uygulamalarından Yararlanabilecek Alanlar

Afyon

Ömer-Gecek

Aydın

PamukörenBursa

Keramet

İzmir

Kaynarca

Niğde

Narlıgöl

Kızık-Uyuz Hamamı Çiflik Tümbüldek Dibek-Poyracık Acıgöl

Çay-Çobanlar Ortaklar-Gümüş

Çanakkale

Tuzla Bademli Çiftehan

Gazlıgöl Umurlu-Serçeköy Kestanebol Çeşme-IlıcaRize

Ayder

Hüdai

Balıkesir

Balya Hıdırlar Ilıcaburun Ilıcaköy

Erkmen Güre Ozancık Narlıdere Sakarya Akyazı

Bozhüyük Gönen Kırkgeçit Torbalı Samsun Havza

Ağrı Köprüçermik-Yılanlı Hisaralan Etili

Kırşehir

MahmutluSivas

Sıcak Çermik

Aksaray Ziga Derman Çankırı Çavundur Terme Akçaağıl

Ankara

Kızılcahamam Hisarköy

Denizli

Gölemezli Karakurt Şırnak Hısa Çermiği

Ayaş-Çoban Pamukçu Kızıldere

Kütahya

Eynal Tokat Sulusaray

Çağa Kepekler Tekkehama Naşa-ÇitgölUşak

Banaz

Aydın

Sultanlar Yıldız Bölmekaya Abide Hamamboğazı

Ömerbeyli Kızıkköy Karataş Uşbaş

Van

Hasanabdal

Ilıcabaşı Şamlı Dağ Ilıcası Yenice

Manisa

Kurşunlu Ozalp-Çaybağı

Güzelköy Batman Holi Karahayıt Sart Sorköy

İsabeyli

Bingöl

Hacıköy Karataş Saraycık Zereni

Kuyucak Harur Diyarbakır Çermik Menteşe Ayrancılar

Alangüllü Karlıova

Erzurum

Kığıhazman Kula-EmirYalova

Armutlu

Salavatlı Bitlis Nemrut Merkez-Pasinler Urganlı Termal

YılmazköyBolu

Sarıot Horasan Horzum-Sazdere

Yozgat

Sorgun

Ortakçı Kösenözü Eskişehir Sakarılıca Kavaklıdere Kara Mağara

AtçaBursa

Kaya-Sadaİzmir

Balçova Caferbey Yerköy

Bozyurt Kaynarca Seferhisar Nevşehir Kozaklı Sarıkaya

bir jeolojik ve jeofizik birikim olmakla birlikte, kaynakların yer aldığı sahaların tamamına yakın bölümünde rezervuara ilişkin parametreler, kapasite bilinmemekte, bu durum yatırımlar için risk oluşturmaktadır. Bunun önde gelen nedenlerinden biri açılan kuyu sayısının yetersizliğidir [2]. Jeotermal araştırmalar konusunda ileri ülkelerde saha başına düşen kuyu sayısı ortalama 20 iken bu sayı ülkemizde 3 civarındadır. Sahaların kapasitesi belirlenmediği gibi, üzerinde yer aldığı rezervuar sınırları da bilinmemektedir. Bu alanlara yapılacak yatırım riskini ortadan kaldırmak için belirsizliği giderecek çalışmalar yapılmamışken, jeotermal kaynak oluşumuna uygun jeolojik koşulları taşıyıp taşımadığına bakılmaksızın, salt MTA’nın ruhsatlarının yakınında veya etrafında olması ve bu sahaların devamı niteliğinde olduğu beklentisiyle, çoğunluğu jeotermal konusunda herhangi bir birikimi olmayan elemanlar/disiplinler tarafından yatırımcılara önerilen çok sayıda arama müracaatı ruhsata bağlanmıştır. Jeotermal kaynak arama etkinliği, değişik basamaklardan oluşan ve birden fazla meslek disiplinince yürütülen çalışmaları içermektedir. Kaynak dinamik bir özelliğe sahip olduğundan diğer yeraltı kaynaklarından farklı olarak aranmakta ve işletilmektedir. Bu açıdan bakıldığında arama çalışmalarının, nasıl yapılacağını, araştırılıp geliştirileceğini, etütte, sondajda, testlerde, kullanılması gereken mühendislik yöntemlerini iyi bilen, sahaların özelliklerini iyi tanıyan meslek disiplinleri tarafından yürütülmesi, kaynağın sürdürülebilirliğinin sağlanması için yaşamsal önem taşımaktadır. Kapsamlı araştırmalar yapılmamış alanlarda kuyu açılması öncesinde ayrıntılı bir jeoloji etüdü, toprak gazı ve jeofizik etüt gibi aletsel ölçümler ile kimyasal analiz çalışmalarının yapılması riski en az düzeye indirmek için gereklidir. Tersine bir tercihle, kapsamlı bir etüt yapılmamış ruhsatlarda zaman ve maliyet kaygısıyla, dünya standartlarındaki arama tekniği göz ardı edilerek yapılacak dar zamana sıkıştırılmış çalışmalar, aramacılığın doğasında var olan riski büsbütün artıracaktır. İşletme aşamasında çok merkezli, çok amaçlı, çok mülkiyetli faaliyetlerin tümü için aynı rezervuarın kullanılması söz konusu olabilmektedir. Oysa ki rezervuar sınırlarının belirsizliğine karşılık,


144

aynı rezervuar üzerinde birden fazla yatırımcıya ruhsat verilmiştir. Bu durum ruhsat pazarının oluşmasına yol açması yanında işletme aşamasında aynı rezervuarı paylaşıyor olacaklarından faaliyetlerin birbirlerini etkileme riskini de yaratmıştır. Dolayısıyla teknik ve hukuki sorunlar yaşanma olasılığı göz ardı edilmemelidir. Mevcut yasa ise bu sorunlara çözüm olmaktan uzaktır.

Ülkemiz için önemli bir jeolojik zenginlik olan jeotermal kaynakların, arama yöntemleri ve uygulanan teknikler gibi spesifik özellikleri nedeniyle, belli bir kültürün oluşması, birikimin tesisi ve sektörün uzun vadede zarar görmemesi için, bu kaynağa dayalı tüm faaliyetlerin; yetkin, yönlendirici, uzman kurum ve disiplinlerle planlanıp yürütülmesi gereklidir. Bir diğer sorun da jeotermal kaynak araştırılmasında üretilen bilgilerin dağınık oluşudur. Öyle ki MTA dışında açılan kuyuların sayısı bilinmemekte, bu kuyular hakkında teknik bilgiler bulunmamaktadır. Jeotermal kaynak araştırmalarında üretilen bilgilerin kurulacak Jeotermal Bilgi Bankası’nda toplanması gerekmektedir [2].

Sonuç olarak;� Ülkemizde jeotermal kaynaklara yönelik yatırım yapılacak

önemli bir potansiyel bulunmaktadır. 4350 MWt potansiyel kullanılabilecek durumdadır.

� Ortaya çıkarılmış alanlarda geliştirme çalışmaları yapıldığında, potansiyel değerleri ve ekonomiye katkısı önemli ölçüde artacaktır.

� Önemi giderek daha iyi anlaşılan ve kullanımı yaygınlaşan kaynaklar, gelecekte kaçınılmaz olan darboğazda seçenek haline gelecek, ülke, enerji ihtiyacının bir bölümünü yerli, ucuz, temiz, sürdürülebilir ve daha da önemlisi denetimi kendi elinde olan kaynaklardan karşılama olanağına kavuşacaktır.

� Artan tüketimin yol açtığı enerji açığı nedeniyle Türkiye, hızla yeni enerji kaynaklarına yönelmeli, yerli enerji kaynaklarında kullanım çeşitlendirilmeli, kaynaklar en ekonomik ve en fazla yararlanmayı sağlayacak biçimde değerlendirmelidir.

� Aramalarda dünya standartlarındaki metodoloji uygulanmalı, zaman ve maliyet kaygısı olmamalı, çalışmalar dar zamana sıkıştırılmamalıdır.

� İşletme aşamasında sınırları belirsiz rezervuarlar üzerindeki ruhsatlarda teknik ve hukuki sorunlar yaşanması kaçınılmaz görünmektedir. Kaynağın özelliğinden dolayı tüm faaliyetler; yetkin, yönlendirici, uzman kurum ve disiplinlerle planlanmalı, sürdürülebilirliğinin sağlanması için çalışmalar, kullanılması gereken mühendislik yöntemlerini iyi bilen meslek disiplinleri tarafından yürütülmelidir.

� Ülkenin jeotermal bilgilerini kolay erişilir hale getirmek için Jeotermal Bilgi Bankası kurulmalıdır.

Kaynaklar[1] AKKUŞ, İ., Akıllı, H., Ceyhan, S., Dilemre, A., Tekin, Z. Türkiye

Jeotermal Kaynaklar Envanteri. MTA Genel Müdürlüğü Envanter Serisi-201. 2005, Ankara

[2] AKKUŞ, İ. Enerji Kullanımında Jeotermal Kaynaklar Seçene-ği. TMMOB Jeoloji Mühendisleri Odası Haber Bülteni. Sayı:2008/2-3. S.81-85. 2008, Ankara

SummaryTurkey is a country that consumes more energy than produce, in the use of energy resources has a preference for a long

time in favor of fossil resources; therefore it has an increasing dependence on outside in supplying need of energy. To reduce dependence on outside; Turkey should have cost effective use of energy resources, particularly focus on resources don’t create environmental pollution, and obliged to increase resource diversity. This reality requires to increase the share of renewable energy sources among the total energy consumption, whose importance are appeared on day by day. In this sense, because of the zone geothermal energy that has important potential becomes a serious choice. Like the other countries tending to new energy sources, because of the energy deficit that caused by the consumption increasing every day; also in Turkey the involvement to these sources have increased and there have been investments in geothermal energy. Those areas are discovered by MTA and allocated by tender to potential investors. There was only Kızıldere Power Station, but now there are 6 geothermal power plants in the operation.

Geothermal resources in Turkey have begun to be investigated about 50 years ago. There are 600 springs (hot and warm discharges). There is a fundamental potential that can create a new choice and investment instead of fossil energy sources. Total potential is around 4350 MWt. Produced fluids can be used in a wide area like electricity, heating, thermal useage(Spa) and greenhouse. There are important investments for those sources. But there are some cumulative problems because of lack of potential knowledges and being out of legal proceedings for long years. Geothermal field in the Turkey, geological and geophysical studies were done but there is not enough information about reservoir and capacity in most of the fields. One of the leading causes of this gap is the insufficient number of drilling wells. The mean number of drilling wells per field in our country is around 3.

In Turkey, there are important potential geothermal resources those are cheap, clean, sustainable, multi-purpose and can provide unemployment in Turkey. There are 190 fields determined by exploration studies up to now. Electricity production can be done in 20 fields and 120 fields can be used for heating. Rest of them can be used for thermal tourism and balneology. According to production values of MTA drillings, approximately 130 fields have usable potential which is 3740 MWt. This potential value will be much more with wells drilled by some companies of those production values did not enter official records.

Geothermal resources’ uses in Turkey are; domestic heating, greenhouses and thermal plants; electricity generation, industrial applications, thermal tourism and balneology. 1300 MWt section of the available potential is being used for domestic heating, thermal plants and greenhouses, 410 MWt section is being used for thermal baths and with both uses, geothermal direct use capacity reached up to 1710 MWt. Turkey is located within the first 5 countries in the world. Turkey used direct geothermal energy after China, Japan, The United States and Iceland.

Geothermal energy which is generated from geothermal fluids in 13 fields those are still in operation and being used to heat 171 000 residences. As well as rapidly becoming common domestic heating, geothermal resources are exploited economically in 2000-acres greenhouse and are being used in 195 Spa.


145

ENDÜSTRİYEL FANLARDA ENERJİ VERİMLİLİĞİNİN ARTIRILMASI

İbrahim ÇAKMANUS Çakmanus Müh. Enerji San. ve Tic. Ltd. Şti.

Tuğba AKPINAR Çakmanus Müh. Enerji San. ve Tic. Ltd. Şti.

ÖzetGünümüzde çevre kirliliğinin azaltılması ve ekonomik nedenlerle fosil yakıt tüketiminin azaltılması amacıyla enerjinin verimli kullanılması ve yenilenebilir enerji kaynaklarından yararlanma yönünde yoğun çabalar gözlenmektedir. Bu bağlamda mevcut tesislerde enerji verimliliğinin artırılması da öneme sahiptir. Bu çalışmada mevcut fanlarda enerji verimliliğinin artırılması konusu incelenmiştir.

1. GirişFanlar, havayı basınçlandırarak belirli bir akış yolu içinde hareket etmesini (bir yerden başka bir yere naklini) sağlayan türbo makinalardır. İyi bir fan istenilen performansı yerine getirirken az enerji tüketen (yüksek verimli), mümkün olduğunca az gürültülü ve ömür boyu maliyeti düşük olan fandır. Fanlar; bina HVAC sistemleri, demir çelik, cam, çimento, ahşap sanayi, karayolu ve demir yolu tünel havalandırması, madencilik, elektrik santralleri (soğutma kulelerinde ve kazan besleme havası için vb.), otopark havalandırması, petrokimya, kimya, rüzgar tüneli, taşımacılık, demirçelik, şeker, kağıt, çevre teknolojileri, endüstriyel havalandırma gibi değişik sektörlerde kullanım alanına sahip cihazlardır.

Fanlar sanayide ve ticari binalarda önemli oranda elektrik tüketen makinalardır. Türkiye’de sanayide verimleri yüksek olmayan çok sayıda fan vardır. Bu nedenle enerji verimliliğinin artırılmasında fanların ve fan sistemlerinin verimliliklerinin artırılmasının katkısı olacaktır. Fan sistemlerinde enerjinin verimli kullanılması seçim, tasarım, imalat ve işletme süreçlerinin optimize edilmesi ile sağlanır. Çünkü fanların ömür boyu maliyeti içinde enerjinin oranı %90, ilk yatırım maliyeti ise %10 civarındadır. Bunun anlamı; bir işletme için en iyi fanın ilk yatırım maliyeti en düşük fan olmadığıdır. Bu nedenle fan, ömür boyu maliyeti en az olacak şekilde seçilmelidir.

Tasarımcılar genellikle sistem debisi ve basıncı belirlenirken tasarımda emniyet faktörleri dikkate alırlar, mal sahipleri de ilerideki olası kapasite artışı için bir marj olmasını isterler. Bunlar ve geçmişte fan tasarımlarında bilgisayar teknolojilerinin olmaması, eskime gibi nedenler mevcut fanlarda enerji verimliliğinin artırılmasında potansiyel oluşturur. Burada bir başka faktör de fan imalatçıları kendilerine verilen debi, basınç ve sıcaklık değerleri için en verimli noktada seçim yaparlar. Eğer işletmede yukarıdaki nedenlerle bu değerlerin dışına çıkılırsa fan verimsiz çalışır.

2. Fan ÇeşitleriFanlar; aksiyal fanlar, santrifüj fanlar, aksiyal-santrifüj fanlar, çatı tipi fanlar, jet fanlar, propeller fanlar şeklinde sınıflandırılabilir. Aksiyal fanlar karayolu, metro vb. tünellerinde havalandırma

ve duman kontrol fanları şeklinde (ayrıca jet fanlar), soğutma kulelerinde ve soğutma grubu kondenserlerinde kullanılır. Ayrıca son yıllarda otoparklarda havalandırma ve yangın fanları olarak da kullanılmaktadır. Santrifüj fanlar havayı mil ekseninde emip radyal yönde basınçlandırarak çıkış ağzına gönderen fanlardır.

Bu işlem fan çarkının dönmesi sonucu ortaya çıkan santrifüj hızlar ve kuvvetler yardımı ile olmaktadır. Endüstride genellikle bu fanlar kullanılmaktadır. Santrifüj fanlar tek emişli veya çift emişli olarak seçilebilirler. Ancak genel uygulama tek emişli fanlar şeklindedir. Çift emişli fanlar paralel bağlı iki fan gibi düşünülebilir ve debiyi artırmak için kullanılırlar.

3. Fan Seçimi

3.1. Fanların Performans DeğerleriFanlar, V (m³/s veya m³/h) debideki havayı ∆P (mmSS) basıncına yükselterek çalıştığı sistemin basınç kayıplarını yenerek bir yerden bir yere iletirler. Bir binanın havalandırılmasında dışarıdan alınan taze hava klima santralinde ısıtılıp veya soğutularak fan ile basınçlandırılması suretiyle tüm binaya dağıtılması, bir endüstriyel tesiste atık gazların filtrelenerek atmosfere atılması, çimento farin değirmen fanı örnek verilebilir. Fanlarda havanın hareketi akışkanlar mekaniğinin temel prensipleri ile açıklanabilir.

Fan gücü (kW)

Şeklinde ifade edilir. ηfan sürtünmeler ve kaçaklar nedeniyle tahrik motorundan fandaki hidrolik güce dönüşüme kadar meydana gelen kayıpları ifade eder.

Fan performans değerlerinde düzeltme yapılmasıFan performans eğrileri genellikle deniz seviyesi (1 bar atmosfer basıncı) ve 15 °C hava sıcaklığı esas alınan standart koşullar için hazırlanır. Bu şartlardaki havanın yoğunluğu ρ=1.205 kg/m³ - referans yoğunluk- olarak alınır. Ancak fanlar genellikle bu referans şartların dışında çalışırlar. Öneğin yüksek rakımlı yerlerde, deniz kıyısında ama yüksek sıcaklıkta veya hem yüksek rakımlarda ve de yüksek sıcaklıklarda çalışabilirler. Fanın bu gibi koşullarda çalışabilmesi için fan kanunlarında gösterilen yoğunluk düzeltmelerinin (rakım ve sıcaklık için) yapılması gerekir. Bunun için ideal gaz denkleminden (PV=mRT) yararlanılır. Bu denklem yoğunluk için düzenlenirse m/V=ρ=P/(RT) olur. Havanın yoğunluğu yerin rakımına (atmosfer basıncının değişmesi nedeniyle) ve prosesin sıcaklığına bağlı olarak değişir. Yoğunluk tablolardan doğrudan alınabilir veya ideal gaz denkleminden hesaplanabilir.

N (kW) = Vx∆P /(3600x102xηfan) [1]


146

Fan kanunları (fan denklemleri)Fan kanunları en genel hali ile aşağıdaki gibi yazılabilir.

5. Mevcut Fan Sistemlerinin İyileştirilmesiMevcut bir fan sisteminde iyileştirme yapılabilmesi için öncelikle mevcut durumun belirlenerek kayıt altna alınması gerekir. Bunun için fanın debisi, fan emişinde ve çıkışındaki statik basınç, sıcaklık, motorun çektiği akım, voltaj, cosϕ, motor verimi ölçülür veya var olanlar tablodan alınır.

Bu ölçümlerden sonra fan hidrolik gücü, şebekeden çekilen güç hesaplanır. Bu iki değer birbirine oranlanarak fan sisteminin (fan, kayış-kasnak veya kaplin, motor komple) toplam verimi (ηtoplam= ηfanxηaktxηnot) ve buradan hareketle de fan verimi [ηfan= ηt /( ηakt x ηmot)] hesaplanır.

Böylece fanda verim ve gerekiyorsa kapasite artış potansiyeli ortaya konulur. Tablo 1 ve Tablo 2’de iki farklı çimento fabrikasında bulunan yüksek güçlü fanların sahada yapılan ölçüm değerler verilmiştir.

Debi için : V1=V2 x (D1 / D2 )³ x (n1 / n2 ) x 1

Basınç için: P1=P2 x (D1 / D2 )² x (n1/ n2 )² x (ρ1 / ρ2 )

Güç için: N1=N2 x (D1 / D2 )5x (n1/ n2 )² x (ρ1 / ρ2 )

Gürültü için: L2 - L1 = 50 Log10(D2 / D1 ) + 50 Log10(n2 / n1 )

[2a]

[3]

[4a]

[4b]

[2b]

[2c]

[2d]

Fan kanunlarından yararlanılarak bir durum için bilinen değerlerden hareketle yoğunluk, devir sayısı, rotor çapı gibi parametrelere bağlı olarak yeni bir durumda çalıştırılması durumundaki debi, basınç, güç, gürültü hesaplanabilir.

4. Fanlarda Enerji VerimliliğiEndüstride kullanılan fanlar yüksek güç tüketen cihazlar olup arıza, bakım veya başka nedenlerle durdurulmadığı sürece çalışırlar. Bu nedenle fanın ömrü boyunca tüketeceği enerji, bu fanın imalat (ilk yatırım) maliyetinin yüzlerce katı olabilmektedir. Dolayısıyla yıllık çalışma süreleri fazla olan tesislerde enerji verimliliği önemlidir. Bu nedenle ömür boyu maliyeti (ilk yatırım ve ömür boyu enerji maliyetlerinin toplamı) az olan fan seçilmelidir. Bu bağlamda, fabrikalarda eski fanların incelenerek verimlerinin hesaplanması ve fizibilite etüdü yapılarak yenilenmesi yararlı olmaktadır. Bu yenilemeler ilk yatırım maliyeti getirse de aşağıda görüleceği üzere kendini kısa sürede amorti eden yatırımlar olabilmektedir.

Fan verimi fandan alınan hidrolik gücün fan şaftında fana verilen güce oranı şeklinde tanımlanır.

shaft

p

şaft

h

xT)102x3600(PVx

NN

ϖη

Δ==

şeklinde hesaplanabilir. Terimin paydasındaki ifade fandan elde edilen teorik hirolik gücü (kW), payda işe şaft gücünü ifade etmektedir. Tşaft fan torku olup aşağıdaki gibi yazılır.

Bu eşitlik santrifüj fanlar için geçerlidir. Aksiyal fanlarda çap doğrultusu ile akış doğrultusu bir birinden çok farklı olduğu için r1

ve r2 yarı çapları yerine kanadın ortasından geçen rm yarı çapı esas alınarak,

( )1u2um1u2umşhaft ccVr)cc(mrT −=−= ρ

eşitliği yazılabilir. Burada ω=2πn/60 (rad/sn), n (d/d) fanın devir sayısı, Tshaft: şafta verilmesi gereken tork (Nm), r1 ve r2 sırasıyla giriş ve çıkış yarıçapları (m), cu1 ve cu1 sırasıyla giriş ve çıkışta akışkanın mutlak hızının teğetsel bileşenleridir (m/s). Görüldüğü üzere şaft gücü fanın içinden geçen kütlesel debiye, fanın açısal hızına, rotor yarı çapına, emiş ağzı yarı çapına cu terimleri nedeniyle ise kanat eni, kanat açısı gibi parametrelere bağlıdır. Fanlarda enerji verimliliğini etkileyen başlıca unsurlar rotor ve kanat geometrisi, kanat sayısı, hidrolik kayıplar (türbülans, vorteksler, kanatların akışa kılavuzluk edememesi, sürtünme, kaçaklar vb.), yataklardaki sürtünmeler, tahrik sistemi ve motor kayıplarıdır.

Örneğin santrifüj fanlarda kanat verimi kanat tipine göre %60 ile %92 arasında değişmektedir. Dolayısıyla fan verimliliğinin artırılması için optimizasyon (örneğin airfoil, kanat açısı, kanat eni, emiş ağzı çapı, rotor çağı, kanat sayısının belirlenmesi vb.), fan imalat teknolojisinin iyileştirilmesi gerekir.

Tablo 1. Çimento Fabrikası A’daki Ölçüm Değerleri

Fanın Adı

Ölçüm Değerleri

Debi (m³/h)

Basınç (mmSS)

T (°C)

Fan Verimi

%

Nelektrik

(kW)

1. Bacagazı fanı 361.072 460 330 49 1067

2. Bacagazı fanı 132.391 660 20 82 320

Farin değirm. sistem fanı

761.596 1130 85 86 2980

Fırın elektro filtre fanı 383.206 140 250 50 328

VKS sistem filtre fanı 166.913 550 85 67 374

MİD air fanı 40.828 40 480 12 41

Tablo 2. Çimento Fabrikası B’deki Ölçüm Değerleri

Fanın Adı

Ölçüm Değerleri

Debi (m³/h)

Basınç (mmSS)

T (°C)

Fan Verimi

%

Nelektrik

(kW)

Farin baca gazı fanı 469.700 325 352 49 972

Elektro fanı 250.800 160 115 68 181

1. farin değirmen fanı 237.300 185 115 66 207

Kömür değirmeni fanı 67.028 1135 100 76 308

Verimlilik artışı potansiyeli olan fanlar yukarıdaki tablolarda koyu renk ile işaretlenmiştir. Verimlilik artışı potansiyeli tespit edilen bir fanın tasarımında; (3) ve (4) denklemleri kullanılarak kanat açıları, kanat sayıları, rotor ölçüleri vb. ölçülerde gerekli değişiklikler yapılarak (3) denklemindeki verim maksimum düzeye (%85’lere) gelinceye bilgisayar programı ile değişiklikler yapılır.

Fan verimleri günümüzde %80-85 civarına kadar çıkarılabilmektedir. Ancak çimento fabrikalarında olduğu üzere tozdan kaynaklanan aşınma, sıcaklık nedeniyle malzemenin mukavemet değerlerinin düşmesi, toz yapışması, çevresel kuvvetler gibi faktörler de tasarımda dikkate alınmalıdır. Optimum bir tasarım elde edildikten sonra bunun kontrolü için Şekil 1’de gösterildiği üzere CFD (Computational Fluid Dynamics) analizi yapılarak nihai karar verilir.

Yukarıda belirtildiği şekilde ölçümü yapıldıktan sonra mal sahibi tarafından onaylanıp siparişe bağlanan ve imalatı yapılarak halen çalışmakta olan iki fanın imalat öncesi ve sonrasındaki değerler ve elde edilen tasarruflar aşağıda iki örnekte açıklanmıştır.

( )1u12u2shaft crcrmT −= &


147

Uygulama Örneği 1:Bir çimento fabrikası tarafından bir filtre fanında motor değiştirilmeden (şebekeden yaklaşık aynı akım çekilerek) debi artışı yapılıp yapılamayacağının incelenmesi talep edilmiştir. Tarafımızca yapılan ön hesaplarda sadece rotor değiştirilip verim artışı sağlanarak fan kapasitesinin 320.000 m³/h’den 450.000 m³/h’e çıkarılabileceği hesaplanmıştır. Bu artışın sağlanabilmesi için denklem (1)’deki η değeri maksimize edilmiştir. Bu değer ise emiş çapı, rotor çapı, kanat giriş ve çıkış açılarına, girişte ve çıkışta kanat enine, devir sayısına bağlıdır. Bu parametreler gerektiği kadar değiştirilerek fan bir boyutlu tasarım ile optimize edilmiştir. Daha sonra bunun doğruluğu CFD simulasyonu ile kontrol edilmiş ve gerekli değişiklikler yapılmıştır. Bundan sonra ise fanın imalatı ve montajı tamamlanmıştır. Fabrika yetkilileri ile birlikte fan çalışırken yapılan ölçümde fan debisinin 463.000 m³/h olduğu belirlenmiştir.

Yapılan hesap sonucunda fan veriminin %82 olduğu belirlenmiştir. Bir başka ifade ile motor gücü artırılmadan verim artışı sağlamak suretiyle debi önceki duruma göre %45 civarında artırılmıştır. Fanın iyileştirme öncesi ve sonrasındaki değerleri aşağıda verilmiştir.

sonra yukarıda belirtildiği üzere yeni duruma göre verim maksimum olacak şekilde fan tasarımı optimize edilerek CFD simulasyonu yapılmış ve imalatı yapılacak hale getirilmiştir. Bundan sonra fan yerine monte edilmiş ve çalışırken debi, statik basınç, şebekeden çekilen akım, voltaj değerleri ölçülmüştür. Mevcut ve iyileştirilmiş duruma ilişkin bilgiler aşağıda verilmiştir.

Şekil 1. Fanlarda CFD simulasyonu.

Elektrik motoru

(kW)

Debi (m³/h)

Toplam basınç

(mmSS)

ÇalışmaSıcaklığı

(°C)

Verim(%)

Motordevri(d/d)

Önceki durum

400 320,000 220 210 60 994

İyileştirilmiş durum

400 463,000 220 210 82 994

TasarrufAynı motor gücü ile yukarıda belirtilen oranda hava debisi artışı sağlanmıştır. Bu değer yaklaşık 160 kW güce karşılık gelmektedir. Fanın yılda 7000 saat çalıştığı ve enerji maliyetinin 0.18 TL/kWh olduğu kabul edilirse yıllık parasal tasarruf (160 kWx7000 hx0.18 TL/kWh=) 201.600 TL/yıl olmaktadır. Bu işin ilk yatırım bedeli ise yaklaşık 90.000 TL olmuştur. Buna göre basit amortisman süresi (90.000/201.600=) 6 ay olmaktadır. Bu fan Haziran 2009’dan bu yana %82 civarında bir verimle çalışmaktadır.

Uygulama örneği 2:Bu uygulama bir MDF entegre fabrikasındaki kurutma fanıdır. Burada Firmaca, kapasite değişikliği olmadan şebekeden çekilen elektriksel gücün azaltılıp azaltılamayacağının incelenmesi istenmiştir. Bu uygulamada da öncelikle mevcut durumu sahada ölçülmüş ve verimlilik artış potansiyeli değerlendirilmiştir. Daha

Tasarruf (1411-970=) 441 kW olmaktadır. Fanın yılda 7000 saat çalıştığı ve enerji maliyetinin yine 0.18 TL/kWh olduğu kabul edilirse yıllık parasal tasarruf (441x7000x0.18=) 555.660 TL/yıl olmaktadır. Bu işin ilk yatırım bedeli ise yaklaşık 150.000 TL olmuştur. Buna göre amortisman süresi 4 aydan daha kısa olmaktadır. Bu fan Kasım 2009’dan bu yana belirtilen verimle çalışmaktadır (şebekeden çekilen güç yaklaşık 970 kW çekmektedir).

6. SonuçEnerji verimliği için fanlar, sistem ve prosesin ihtiyacına uygun biçimde tasarlanıp imal edilmelidir. Mevcut fanlarda öncelikle mevcut durumun analizi ve ölçümler yapılarak tasarruf potansiyeli belirlenmelidir. Günümüz teknolojisinde fanın cinsine bağlı olarak %70-85 arasında verim değerleri elde etmek mümkündür. Bunun için CFD simulasyonları ve diğer bilgisayar programları ile fanlar optimize edilebilmektedir. Bu kapsamda endüstrideki 200 kW’nın üzerindeki güçlerde fanların öncelikle incelenmesi yararlı olacaktır. Tekrarlamak gerekirse iyileştirme potansiyelinin nedenleri; emniyet faktörü ve kapasite artırım düşünceleri nedeniyle sisteme uygun fanın seçilmemiş olması (genellikle büyük fan seçimi), tasarım sürecinde verimliliğin yeterince sağlanamaması, zaman içinde fanların verimliliklerinin azalması ve proses ihtiyaçlarının değişmesidir. Enerji verimliliğinin artırılmasında fana ilave olarak tahrik sitemi (kayış kasnak varsa kapline dönme), elektrik motoru (örneğin 90 kW’a kadar EFF1 motor kullanımı) ve kontrol stratejileri (değişken debili sistemlerde paralel işletme, frekans invertörü uygulamaları) da önemli olup konu sistem olarak ele alınmalıdır.

Kaynaklar[1] ÇAKMANUS, İ., “Endüstriyel Fanlar: Tasarım, İmalat ve Enerji

Verimliliği. Türk Tesisat Mühendisleri Derneği Yayınları, no:23, Ankara, 2009.

SummaryOne of these days, reducing environmental pollution and economic reasons to reduce fossil fuel consumption efficient use of energy and renewable energy sources to benefit from intensified efforts in the direction observed. In this context, the existing facilities to increase energy efficiency is important. In this study, to increase energy efficiency in existing fan issues examined. Studies in existing industrial fan is significant potential for energy savings, and most of the project have been identified in a short time can redeem itself.

Ele

ktri

k

mo

toru

(kW

)

Deb

i (m

³/h

)

To

pla

m b

asın

ç(m

mS

S)

Çal

ışm

aS

ıcak

lığı (

°C)

Ver

im (

%)

Mo

tor

dev

ri (

d/d

)

Şeb

eked

en

çeki

len

ele

ktri

k g

ücü

(kW

)

Önceki durum

1600 443,000 630 180 58 1000 1411

İyileştirilmiş durum

1600 540,000 500 180 81 1000 970


148

KÖMÜR-ENERJİ-ÇEVRE ÜÇGENİNDE “LİNYİT SWOT ANALİZİ”

Dr. İlker ŞENGÜLERMTA Genel Müdürlüğü Enerji Dairesi

Özet“SWOT” İngilizce’de dört kelimenin baş harflerinden türetilmiş bir sözcüktür. Bu kelimeler; Strengths (Üstünlükler), Weaknesses (Zayıflıklar), Opportunities (Fırsatlar) ve Threats (Tehditler) dir. “SWOT Analizi” değişik konulara uygulanmakta, projeksiyonlarda önemli yer almakta ve çalışmaları yönlendirmektedir.

Ülkemizde yaklaşık 1.3 milyar ton taşkömürü, 1.6 milyar ton bitümlü şeyl, 82 milyon ton asfaltit ve yeni bulunan rezervler ile 11.5 milyar ton linyit bulunmaktadır.

Uzun yıllardır 8.3 milyar ton olarak bilinen linyit rezervlerimiz 2005 yılında MTA Genel Müdürlüğü koordinasyonunda başlatılan arama ve araştırma çalışmaları ile 12.6 milyar tona ulaşmıştır. Ancak, işletme yapılan linyit sahalarında bugüne kadar yapılan üretimin 1.1 milyar ton olduğu dikkate alındığında, bugün için ülkemiz linyit rezervlerinin 11.5 milyar ton olduğu ortaya çıkmaktadır. 2005 yılından sonra ülkemiz linyitlerinde artışı gerçekleştirilen 4.3 milyar tonluk görünür+muhtemel+mümkün rezerv, yerli kaynak olması bakımından çok önemli bir enerji kaynağıdır.

Burada kömür, enerji ve çevre üçgeninde ülkemiz linyit kaynaklarının değerlendirilmesine yönelik kısa bir SWOT analizi yapılmıştır. Linyitlerin özellikle termik santrallerde enerji üretimi amacıyla kullanılmasındaki üstünlükler (S), zayıflıklar (W), fırsatlar (O) ve tehditler (T) ortaya konmuştur.

GirişKömür, diğer birincil enerji kaynakları ile karşılaştırıldığında tartışmasız en fazla olan rezerv ömrü ve yeryüzündeki geniş dağılımı nedeniyle özellikle 2030 yılından sonra çok daha büyük önem kazanacaktır. Günümüzdeki üretim düzeyi dikkate alındığında, kömür rezervlerinin ömrü 200-220 yıl olarak hesaplanmaktadır. Bu süre petrol için 40 yıl, doğalgaz için 67 yıl olarak verilmektedir [1][2].

Dünyada elektrik üretiminde kullanılan enerji kaynakları içerisinde ilk sırayı % 41 ile kömür almaktadır. Kömürü % 20.1 ile doğalgaz, % 16 ile hidrolik, %14.8 ile nükleer, % 8.8 ile petrol ve % 2.3 ile diğer kaynaklar izlemektedir. Türkiye’de ise elektrik enerjisi üretiminin kaynaklara dağılımında ilk sırayı doğalgaz almaktadır. Bunu hidrolik, yerli kömür, ithal kömür ve diğer kaynaklar izlemektedir [3].

Kömürden elektrik üretiminde Güney Afrika % 94 ile başta yer almaktadır. Onu Polonya, Çin, Avustralya, İsrail izlemektedir. Bu oran komşumuz AB üyesi Yunanistan’da % 55 ve linyit rezervi bakımından dünyada ilk 10 içerisinde olan ülkemizde ise % 28 düzeyindedir [4].

Ülkemizde yaklaşık 1.3 milyar ton taşkömürü ve yeni bulunan rezervler ile 12 milyar ton civarında linyit bulunmaktadır. Özellikle Doğu Anadolu Bölgesinde ısınma amaçlı kullanılan asfaltit rezervi yaklaşık 82 milyon ton, yine fosil katı yakıtlar grubu içerisinde yer alan ve ülkemizde genellikle linyit sahalarında bulunan bitümlü şeyl (oil shale) rezervimiz ise 1.6 milyar tondur [5].

1990’lı yılların başında ülkemizin ithal doğal gaza yönelmesi ile durma noktasına gelen kömür arama çalışmaları, 2005 yılında MTA Genel Müdürlüğü koordinasyonunda başlatılan projeler ile yeniden büyük bir ivme kazanmıştır. Bu çalışmalarda önceliği, ülkemizdeki kömür çökelimine uygun alanların yeniden gözden geçirilmesi ve yeni alanların belirlenmesi oluşturmuştur. Bu bağlamda Trakya, Soma (Manisa), Karapınar (Konya), Dinar (Afyonkarahisar), Alpu (Eskişehir) ve Afşin-Elbistan (Kahramanmaraş) havzalarında yeni kömürler bulunmuş, bilinen sahalarda ise rezerv artışları sağlanmıştır.

Uzun yıllardır 8.3 milyar ton olarak bilinen linyit rezervlerimiz 12.6 milyar tona ulaşmıştır. Ancak, işletme yapılan linyit sahalarında bugüne kadar yapılan kömür üretiminin 1.1 milyar ton olduğunu dikkate aldığımızda, bugün için ülkemiz linyit rezervlerinin 11.5 milyar ton olduğu ortaya çıkmaktadır. 2005 yılından sonra ülkemiz linyitlerinde artışı gerçekleştirilen 4.3 milyar tonluk görünür+muhtemel+mümkün rezerv, çok önemli bir enerji kaynağıdır.

Doğal gaz, çok pahalı bir enerji hammaddesi olmasına rağmen çevresel özellikleri ön plana çıkarılarak ülkemizde elektrik enerjisi üretiminde tek kaynak haline getirilmiştir. Oysa AB üyesi ülkelerde bile elektrik enerjisi üretiminde bizde olduğundan çok fazla kömür kullanılmaktadır. Yakıtların emisyon değerleri linyitte 900 gr/kWh, taş kömüründe 800 gr/kWh, petrolde 800 gr/kWh, doğal gazda 400 gr/kWh dir.

Son yıllardaki yeni yakma teknolojileri ile kömürdeki emisyon oranları çok daha aşağılara çekilmiş ve doğal gaz emisyon oranlarına yaklaşmıştır. Doğal gazın pahalı bir enerji kaynağı olması dolayısıyla elektrik enerjisi maliyetini yükselttiğinden yerli kaynaklarımızın kullanımı her zamankinden önemli bir hale gelmiştir.

Burada kömür, enerji ve çevre üçgeninde ülkemiz linyit kaynaklarının değerlendirilmesine yönelik kısa bir SWOT analizi yapılmıştır. Linyitlerin özellikle termik santrallerde enerji üretimi amacıyla kullanılmasındaki üstünlükler (S), zayıflıklar (W), fırsatlar (O) ve tehditler (T) ortaya konmuştur.


149

Swot Analizi

S: Üstünlükler (Strengths)1. Türkiye, linyit kaynakları bakımından önemli bir potansiyele

sahiptir. Sahip olduğu rezervler ile Dünyada ilk 10 içerisinde yer almaktadır.

2. Bilinen linyit rezervlerimiz bugün için yaklaşık 11.5 milyar ton civarında olup yakın bir zamanda yürütülen projeler ile daha da artacağı tahmin edilmektedir.

3. Linyit rezervlerinin önemli bir bölümü termik santrallerde enerji üretimine uygun özelliklerdedir.

4. Türkiye coğrafik olarak kömür yataklarına yakın alanlarda termik santral için gerekli koşullara sahiptir.

5. Linyitin yerli enerji hammaddesi olması büyük avantajdır.6. Kömür madenciliği ve kömüre dayalı termik santraller

ülkemizde doğrudan veya dolaylı birçok insana çalışma alanı yaratacak özelliklere sahiptir.

7. Üretimi kota veya düzenlemeler ile sınırlanmadığından istikrarlı bir fiyata sahiptir.

8. Madencilik, taşıma, depolama ve kullanımı uygun koşullarda yapıldığında güvenilirliği son derece yüksek enerji hammaddesidir.

9. Günümüz üretim düzeyi ile, belirlenmiş olan kömür rezervleri çok uzun bir süre talebi karşılayacak durumdadır.

10. Dünyada 50’den fazla ülkede üretildiğinden ve arz güvenliği olduğundan politik riskler taşımamaktadır.

11. Linyite ve termik santrale bağlı olarak kül özellikleri uygun olduğunda termik santral külleri çimento fabrikalarında kullanılabilir.

12. Yalnızca enerji hammaddesi olmayıp, organik madde içeriği ile tarım ve endüstride proses hammaddesi olarak da kullanılabilir.

13. Madencilik işlemi zorunluluğu olmadan, uygun yatakların yeraltında gazlaştırma, sıvılaştırma gibi yöntemlerle değerlendirilmesi mümkündür.

14. Düşük ranklı kömürlerde uygulanan temiz kömür teknolojileri ile linyitlerimizden gaz eldesi mümkün görünmektedir.

15. Enerji sektöründe en önemli tehdit bağımlı olmaktır. Bu bağımlılık tek kaynağa ve belirli merkeze olduğunda ise durum tartışmasız çok daha kötüdür. Bu nedenle linyitlerimizin her türlü tehditten uzak bir enerji kaynağı olması çok önemli bir üstünlüktür.

16. Uluslararası Enerji Ajansı (IEA) önümüzdeki 25 yıl içinde dünya enerji talebinin % 50’ ye yakınının ve dünya kömür talebindeki artışın yüzde 80’inden fazlasının sadece Çin ve Hindistan’dan geleceğini açıkladı. Çin ve Hindistan’da yaşanacak olan enerji talebi artışının bu coğrafyada yeni dengeler oluşturacağı ve ülkelerin kendi enerji kaynaklarını kullanmanın çok önemli olacağı öngörülmektedir. Sahip olduğumuz kaynaklar coğrafik olarak üstünlük sağlamaktadır.

17. 2005 yılından sonra Çin’in dünya kömür piyasasına girişi ile birlikte kömür fiyatları artış göstermiştir. Çin ve Hindistan’ın elektrik sistemlerinin temelini kömür oluşturmakta olup ülkeler 2015 yılına kadar toplam 800 GW gücünde santral yapımı planlamaktadır. Bu kapasitenin, tüm Avrupa ülkelerinin II. Dünya Savaşı ile 2006 yılı arasında yaptığı santrallere eşit olacağı ve bu yatırımın % 90’ının kömüre dayalı olacağı ifade edilmektedir.

18. Ülkemizdeki linyit kaynaklarına dayalı yeni termik santraller kurulması ve kurulmuş olanlara yeni üniteler eklenmesiyle

kurulu gücümüzün bugün için yaklaşık 18.000 MW’a çıkabileceği hesaplanmaktadır.

19. Ülkemizde elektrik üretim santrallerinin toplam kurulu gücü 2010 yılı başı itibarıyla 41.041 MW’dır. Bu olgu dikkate alındığında, söz konusu kapasite, toplam kurulu gücün yaklaşık % 45’ini oluşturacaktır. Bu tablo, ülkemiz enerji güvenliğinin sağlanması açısından son derece önemlidir.

20. Dünya’da genellikle enerji güvenliği için elektrik üretiminde yerli kaynakların payı en az % 40, ithal kaynakların payı ise % 20 düzeyinde tutulmaktadır. Yerli linyitlerimizle bu orana ulaşmamız mümkün görünmektedir.

21. Ülkemizde 2020 yılında toplam enerji arzının % 30’unun yerli kaynaklardan, % 70’inin ise ithal kaynaklardan karşılanabileceğı öngörülmektedir. Bu olgu dikkate alındığında yerli kaynaklarımız içerisinde en önemli potansiyele sahip olan linyitler daha da önem kazanmaktadır.

W: Zayıflıklar (Weaknesses)1. Linyite dayalı termik santrallerin kurulması zaman almaktadır.2. Elektrik enerjisi üretiminde doğal gazın çevre dostu olarak

gösterilmesi nedeniyle halk arasında kömürle beslenen santrallere karşı olumsuz bakış oluşmuştur.

3. Konvansiyonel yakma sistemi ile çalışan santrallerin rehabilitasyonu için gerekli olan giderler yüksektir.

4. Kömürün zenginleştirilmesinde önemli olan yan kayaç ile yoğunluk farkı linyit sahalarımızda çok yaygın değildir.

5. Enerji hammaddeleri içinde birim ısıl değer başına en yüksek karbondioksit emisyonuna sahip olanı kömürdür. CO2 tutulumu için henüz geliştirilmekte olan pahalı tekniklerin kullanılması gerekmektedir.

6. Türkiye ortalamasında, linyit kalitesi düşük, buna karşın madenciliği göreceli olarak pahalı durumdadır.

7. Genellikle çok yüksek kül ve nem içeriği nedeniyle enerji yoğunluğu düşüktür ve buna bağlı olarak nakliye maliyeti yüksektir.

8. Yüksek kükürt içerikleri nedeniyle kirleticiliği yüksek olup, yakma ile bağlantılı ilave arıtma teknikleri gerektirir ve bunlar maliyete yansımaktadır.

9. Küçük ölçekte yapılan özel kömür işletmeleri, enerji amaçlı büyük yatırımlar karşısında bir araya gelme güçlüğü yaşamaktadır.

O: Fırsatlar (Opportunities)1. Dünyadaki enerji arayışlarının sürdüğü dönemde sahip

olduğumuz linyit rezervleri, elektrik enerjisi için çözüm niteliğindedir.

2. Dışa bağımlılığımızı azaltabileceğimiz bir enerji kaynağı olması nedeniyle son derece önemlidir.

3. Doğalgazdaki % 99, petroldeki % 92 olan dışa bağımlılığımız dikkate alındığında ülkemizin enerjideki sigortasıdır.

4. Fosil yakıtlar arasındaki rekabet ve arz güvenilirliği dikkate alındığında, kömür göreceli olarak en başta yer almaktadır.

5. Halen dünyada elektrik üretiminde ana enerji hammaddesi olarak kullanılmaktadır.

6. Yeni ve yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı konusunda yakın bir gelecekte büyük gelişme beklenmemektedir. Başka bir deyişle yakın bir gelecekte yeni ve yenilenebilir enerji kaynakları, enerji ihtiyacının önemli bir bölümünü karşılamaktan uzak görünmektedir.


150

7. Ham petrol fiyatlarının yükselmiş olması ve artma eğilimini taşıması, kömüre dayalı sentetik yakıt üretiminin rekabet şansını artırmaktadır.

8. CO2 tutulumu ve özellikle alkol bileşiklerine dönüştürülerek yakıta dönüştürülmesiyle ilgili araştırmalar, kömür termik santrallerinin dezavantajlarını giderme yönünde gelişmeler sağlamaktadır.

9. Ülkemizde 2008 yılındaki elektrik tüketim miktarının, % 5 olması gereken yedek enerjiyi % 0,7 oranına düşüreceği öngörüsü linyitlerimizi öne çıkarmaktadır.

10. Türkiye’de kişi başına düşen emisyon miktarı şu anda Avrupa ortalamasının dörtte biri kadardır. Bu emisyon miktarı linyitlerimizi kullanabilmemiz için bir başka önemli fırsattır.

11. Yakma teknolojilerindeki gelişmeler “Global İklim Değişikliği” endişesini gittikçe azalttığından, bütün Dünya’da olduğu gibi ülkemizde de yeniden önemli bir kaynak konumuna gelmiştir.

12. Uluslararası petrol ve doğal gaz şirketlerinin ellerinde bulunan petrol sahalarının ömrünü doldurmak üzere olması, ülkelerin öz kaynaklarını dolaylı olarak önemli kılmaktadır. Bu bağlamda linyit potansiyelimiz önemli olmaktadır.

T: Tehditler (Threats)1. Kyoto Protokolü ile oluşturulan yaptırımlar linyit bağlamında

ülkemiz için bir tehdit unsuru olarak gösterilmektedir. Ancak emisyonlar için açıklanan uluslararası rakamlar nedeniyle konu tartışmalı durumdadır.

2. İthal kömürlerin çok düşük fiyatlarla limanlarımıza teslim edilebiliyor olması yerli kömürlerin tercih edilebilirliğini azaltmaktadır.

3. Emisyonlar konusunda madencilerimiz ve yatırımcılarımız doğru bilgilendirilemediğinden sektörde çekingenlik yaratmak-tadır.

4. Sürekli daha sıkı hale gelme eğilimi gösteren emisyon kısıtlamaları, kömürlerin yakıt amaçlı kullanımında caydırıcı etki yapmaktadır.

5. Kömüre dayalı termik santraller için hala kendi kömürlerimize uygun yerli teknolojinin geliştirilememiş olması, enerjide dışa bağımlılığımızı azaltacağı öngörülen linyitlerimiz için önemli bir tehdit oluşturmaktadır.

ProjelerÜlkemiz linyitlerinin termik santrallerde kullanılması yanında gazlaştırılmasının ve oksijenli yakılmasının da uygun olacağı be-lirtilmektedir [6]. Gazlaştırma, tamamlanmamış bir yanma olarak ifade edilebilir. Oksijen miktarı yakıtın ihtiva ettiği bütün karbonu, karbonik gaz ve su buharına çevirmeye yetmez. Gazlaştırma işlemi ile sentetik gaz veya sentez gazı (SynGas) olarak adlandırılan karbonmonoksit, karbondioksit ve hidrojen karışımı elde edilir. Sentez gazından metanol, etanol, amonyak gibi çeşitli kimyasalların, benzin ve dizel eşdeğeri yakıtların, dimetileterin ve geleceğin enerji taşıyıcısı olarak görülen hidrojenin üretilebilmesi ise gazlaştırmayı daha da önemli hale getirmektedir [7]. Bu karışım gaz türbinlerinde yakıt olarak kullanılabildiği gibi ek kimyasal işlemlerle sıvı yakıta dönüştürülebilir [8]. Yaklaşık %95 oranında metan olan bu gaz, günümüzde Güney Afrika’da Sasol şirketinin geliştirdiği teknoloji ile sıvı yakıta dönüştürülmektedir. 1950’li yıllardan bu yana Güney Afrika’da ticari anlamda kömürden sıvı yakıt elde edilmektedir. Günümüzde 150.000 varil/gün düzeyinde olan üretim ülkenin petrol ihtiyacının yaklaşık %40’ını karşılamaktadır.

Linyitleri bir diğer verimli kullanma yöntemi de oksijenli yakmadır. Bu süreçte önce havanın oksijeni ve azotu ayrıştırılır ve yanma odasına sadece oksijen gönderilir. Oksijenli yanma sonunda oluşan gazlar sadece karbonik gaz ve su buharıdır. Su buharı yoğunlaştırıldığında tutulması kolay olan saf karbonik gaz elde edilir. Oksijenli yanma çok sıcak bir alev oluşturacağı için yanma sonucu elde edilen karbonik gazın önemli bir kısmı yanma odasına geri verilerek alev sıcaklığı düşürülür. Oksijenli yanma sırasında linyitin içerdiği bütün karbon oksitlenmekte ve buna bağlı olarak yanma verimi artmaktadır [9].

MTA Genel Müdürlüğü temiz kömür teknolojileri çerçevesinde araştırmalarına yıllar önce başlamıştır. Kömür kullanımından kaynaklanan SOx ve NOx gibi emisyonların en aza indirilmesi amacıyla yürütülen “Briketleme ve Yıkama” projeleriyle çevre dostu bir yakıt eldesi konusundaki araştırmaları gerçekleştirmiştir. Yürütülen özgün bir briketleme yöntemiyle (bu yöntem briketlerin hava kanallı olması ve dolayısıyla yanma yüzeyinin arttırılması esasına dayanmaktadır) kömürlerimizin yanma sürecinde at-mosfere atılan duman ve çevreye zararlı atıkların neredeyse ta-mamına yakınının yok edilebileceği ortaya konmuştur. Ayrıca Tunçbilek kömürleriyle yapılan deneylerde; parça kömür için ısıl verim % 45’den % 52’ye çıkarılmış, yakılan birim yakıt başına atılan kükürt miktarı 22 gramdan 12 grama, birim ısı başına atılan duman miktarı ise 4.8 mg/kcal’den 0.02 mg/kcal’e düşürülmüştür.

Elbistan Havzası’nda olduğu gibi ülkemizin birçok yerinde bulunan gitya ve leonardit’in organik tarım için önemli birer hammadde özelliğine sahip olması nedeniyle toprak güçlendirici olarak kullanma olanakları araştırılmıştır [10].

Son yıllarda temiz kömür teknolojileri kapsamında yapılan araştırmalar bütün dünyada olduğu gibi ülkemizde de yeniden gündeme gelmiş olup bu amaçla TKİ Genel Müdürlüğü’nde bir “enerji teknoloji oluşturma platformu” oluşturulmuştur. Kömürlerin gazlaştırılması yolu ile sentetik gaz, ısı, sıvı yakıt gibi birçok ürün eldesi mümkün olduğundan dünyada ve ülkemizdeki bu gelişmelere bakarak, enerji sektörü kömürü yeniden keşfediyor demek yanlış olmayacaktır. MTA, TTK ve TÜBİTAK işbirliği ile Zonguldak Havzası’ndaki kömür kökenli doğal gazın oluşumu, göçü ve birikmesi araştırılmış ve sonuçta havzada gaz potansiyelinin varlığı ortaya konmuştur. Kömür gazlarına yönelik bir araştırma da Soma Havzası’nda başlatılmıştır. Ruhsatı TKİ Genel Müdürlüğü’ne ait Soma linyit havzasında entegre sismik yöntemlerle (kuyu içi ve yüzey sismiği) kömür damarının yayılımının belirlenmesi ve havzadaki biyojenik ve termojenik kökenli gaz potansiyelinin araştırılması amacı ile TÜBİTAK destekli bir proje hazırlanmıştır. Proje ile havzada halen devam eden sondajlardan kuyu başında alınacak olan kömür örneklerinde desorpsiyon yöntemi ile gaz içeriği tespit edilecektir. Bu kömürlerin petrografik özellikleri ve maruz bulundukları basınç koşulları gözetilerek yapılacak enterpolasyon ve extrapolasyonlar ile havzanın basınç değerleri belirli (veya kestirilebilir) diğer bölgelerinde de gaz potansiyeli tanımlanacaktır. Ayrıca kuyu içi ve yüzey sismiği yöntemleri uygulanarak kömür damarının yayılım sınırı belirlenecektir.

Tüm dünyada kömürün gazlaştırılması veya sıvılaştırılması konu-sunda yapılan çalışmalar, enerji arzının daha güvenli olacağını, geliştirilen teknolojiler ile çevresel etkilerin minimize edilebileceğini göstermektedir


151

SonuçSon yıllarda, çevre faktörü ön plana çıkarılarak elektrik enerjisi üretiminde tek kaynak haline getirilen doğal gaz nedeniyle ülkemizde enerji güvenliği tehlikeye girmiş olup yerli kaynaklarımızın bu amaçla kullanımı her zamankinden önemli hale gelmiştir.

Ülkemiz linyit kaynakları açısından küçümsenemeyecek bir potansiyele sahiptir ve bugün ulaştığımız 12.6 milyar tonluk görünür+muhtemel+mümkün linyit rezervi ile dünyada ilk on içerisinde yer almaktadır. Özellikle gelişen yakma teknolojileri, iyileştirilmiş kömür madenciliği uygulamaları ve Avrupa ülkeleri gibi ülkemizde de gündeme gelen doğalgaz kısıtlamaları bu potansiyeli daha çekici kılmaktadır. Sürdürülebilir enerji için yerli kaynaklarımız içinde en önemlisi olan linyitlerimizi kullanmak üzere yeni termik santraller planlanmalı ve linyit aramacılığına kazandırılan ivme arttırılarak devam ettirilmelidir. Ülkemizde enerji güvenliğini sağlamak için, enerjiye kolay ve ucuz ulaşabilmek için linyit kaynaklarımız elektrik üretimi amacıyla etkin olarak devreye sokulmalıdır. Ülkemizde, Dünya çevre standartlarına uygun olarak (en fazla 100 mg/m³ toz-kül emisyonu ve en fazla 100 mg/m³ kükürt emisyonu) çalışan linyite dayalı termik santraller bulunmaktadır ve bu örnekler çoğaltılmalıdır.

Kömürün elektrik üretiminde kullanım oranının yükseltilmesi yanında serviste olan santrallerin rehabilitasyonu ve yeni yakma teknolojilerinin devreye girmesi sağlanmalıdır. Temiz kömür teknolojileri ve modern yakma sistemlerinin geliştirilmesi yönündeki araştırma ve uygulamalar özendirilmeli ve desteklenmelidir. Ülkemizin enerji planlamalarında, yerli kaynakları içerisinde kömür bulunmayan ülkelerin, elektrik üretiminde kömürün payı olarak korudukları %45 düzeyi kesinlikle ülkemizde de oluşturulmalıdır. Dışalım ile kullanılan doğalgaz ve petrolün payı elektrik üretiminde % 20’yi geçmemelidir.

Çoğunlukla düşük kaliteli linyitler sınıflamasında yer alan ülkemiz linyitlerinin [11] termik santrallerde değerlendirilmesi sürdürülebilir bir enerji ve dolayısıyla sürdürülebilir kalkınma için kaçınılmazdır [12,13]. Ayrıca kömürlerimizin enerjiye dönüştürülmesinde alternatif projeler mutlaka geliştirilmelidir.

Kaynaklar[1] International Energy Agency (IEA) (2007a) Key World Energy

Statistics 2007, Paris.[2] British Petroleum (BP) (2007a) Statistical Review of World

Energy 2007, London.[3] World Coal Institute (WCI) (2008b) Coal Facts 2008,

London.[4] World Coal Institute (WCI) (2008a) The Coal Resources – A

Comprehensive Overwiew of Coal 2008, London.[5] ŞENGÜLER, İ. (2003) Öz Kaynaklarımız İçinde Linyitin Yeri

ve Önemi. Türkiye 9. Enerji Kongresi Bildiriler Kitabı, 59-67, İstanbul.

[6] FABIAN, H., Christian, C. and Gokalp, I., (2008) Investigation on the Flamelet iner Structure of Turbulent Premixed Flames. Combustion Scienve and Technology, 180, 713-728.

[7] UYSAL, B.Z., (2008) Temiz Kömür Teknolojileri. Türkiye 16. Kömür Kongresi, Bildiriler Kitabı, 335-340, Zonguldak.

[8] GOKALP, I., (1992) On the Analysis of Large Technical Systems. Science, Technology and Human Values, 17, 57-78.

[9] FABIAN, H., Christian, C. and Gokalp, I., (2007) Characterization of the Effects of Hydrogen Addition in Premixed Methane/air flames. International Journal of Hydrogen Energy, 32, 2585-2592.

[10] ŞENGÜLER, İ. (2007) Enerji Bütünlemesinde Kömürlerimiz ve Havza Planlaması (Afşin-Elbistan Havzası Bölgesel Kalkınma Projesi). TMMOB Maden Mühendisleri Odası Temiz Kömür Teknolojileri ve Yakma Teknikleri Semineri Kitabı, 37-44, Ankara.

[11] Türkiye Tersiyer Kömürlerinin Kimyasal ve Teknolojik Özellikleri (2002) ISBN: 6595-46-9, Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü (MTA) Yayını, Ankara.

[12] ŞENGÜLER, İ. (2006) Sürdürülebilir Enerji ve Linyit Kaynaklarımız. Türkiye 10. Enerji Kongresi Bildiriler Kitabı, 25-31, İstanbul.

[13] ŞENGÜLER, İ. (2006) Lignite and Thermal Power Plants for Sustainable Development in Turkey. 18th World Energy Congress, Buenos Aires, Argentina.

Summary“SWOT” is a word derived from capital letters of four separate words in English. These words are Strengths, Weaknesses, Opportunities and Threats, respectively. “SWOT Analysis” is applied on various issues, makes up a major part for projection estimates and provides to aim at a specific issue on studies.

Our country has approximately 1.3 billion tonnes of hard coal, 1.6 billion tonnes of oil shale, 82 million tonnes of asphaltite and 11.5 billion tonnes of lignite together with recently found reserves of lignite.

Our lignite reserves, known as 8.3 billion tonnes for a long time, reached to 12.6 billion tonnes due to the exploration and research studies, commenced in 2005 and conducted by General Directorate of Mineral Research and Exploration. However, taking into consideration the exploited amount in the lignite fields is 1.1 billion tonnes so far, it is concluded that lignite reserves in our country is 11.5 billion tonnes. After 2005 an increasing amount of 4.3 billion tonnes of proven+probable+possible reserves is a very crucial source of energy because it is domestic.

Here, a short SWOT analysis is performed, aiming at the evaluation of lignite sources in our country in the triad of coal-energy and environment. It is revealed that lignites have strengths (S), weaknesses (W), opportunities (O) and threats (T) particularly used for energy production in coal-powered plants.


152

GÖNÜLLÜ EMİSYON TİCARETİ’NDEN TÜRKİYE’NİN KAZANIMLARI

İzzet ARIDevlet Planlama Teşkilatı Müsteşarlığı

Özetİklim değişikliği, insan faaliyetleri sonucu açığa çıkan sera gazı emisyonlarından kaynaklanmakta; küresel ısınma, deniz seviyesinde yükselme, su kaynaklarında azalma gibi sorunlara neden olmak-tadır. Kyoto Protokolü (KP) ile sera gazı emisyonu azaltımı ve sınırlandırılmasına yönelik sayısal hedefler içermektedir. KP altındaki Emisyon Ticareti ile ülkelerin emisyon azaltımlarının maliyet etkin bir şekilde gerçekleştirilebilmesine olanak sağlanmaktadır.

Türkiye, BMİDÇS ve KP’deki konumu nedeniyle gelişmekte olan ülkelere sağlanan esneklik mekanizmalarından yararlanama-maktadır. Türkiye’nin hali hazırda faydalanabildiği tek mekanizması Gönüllü Emisyon Ticaretidir. Bu mekanizma ile hem emisyon azaltımı sağlanmakta hem de projelere finansman desteği sağ-lanabilmektedir. Bu çalışmada, gönüllü emisyon ticaretinden Tür-kiye’nin kazanımları ele alınmaktadır.

1. Giriş Hızlı nüfus artışı ve sanayileşmeye imkanlarına bağlı olarak, doğal kaynaklara olan talebin giderek artması ihtiyaçların karşılanması sırasında pek çok çevresel problemin açığa çıkmasına neden olmaktadır. Bu sorunlardan iklim değişikliği, sera gazı emisyonlarının atmosferde birikmesiyle iklim sisteminin değişmesinden kaynak-lanan sorun olarak tanımlanmaktadır. Dünya Meteoroloji Ör-gütü iklimi, otuz yıllık bir dönem içerisinde istatistiki veriler ışı-ğında ortalama hava durumu olarak tanımlanmakta [1]; iklim değişikliğinde karşılaştırılabilir bir zaman periyodunda gözlenen doğal iklim değişikliğinin yanı sıra doğrudan ya da dolaylı olarak küresel atmosferin bileşimini bozan insan etkinlikleri sonucunda iklimde oluşan bir değişiklik olarak tanımlamaktadır. [2]

İnsan faaliyetleri sonucunda iklimdeki değişimlerin en önemli sebebi fosil yakıtların yanmasıyla artan sera gazı emisyonlarının neden olduğu iklim değişikliğinin en önemli sonucu küresel ısınmadır. [3]

İklim değişikliği ile mücadele için 1992 yılında Birleşmiş Milletler İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi (BMİDÇS) imzaya açılmış ve 1994 yılında yürürlüğe girmiştir. BMİDÇS’nin amacı, sera gazı emis-yonlarının iklim sistemi üzerindeki etkisini önlemeye çalışmaktır. 1997 yılında imzaya açılan ve 2005 yılında yürürlüğe giren Kyoto Protokolü (KP) bu ihtiyaca yönelik oluşturulmuştur. KP’nin amacı, BMİDÇS’nin Ek-1’inde sıralanan gelişmiş ülkelerin, belirlenen miktarlarda emisyon azaltım taahhütlerini somutlaştırmaktır. KP altında oluşturulan “Esneklik Mekanizmaları” (Temiz Kalkınma Mekanizması, Ortak Yürütme ve Emisyon Ticareti) azaltım kolaylaştırıcı düzenekler olarak tanımlanmıştır. Bu mekanizmaların

en önemli özelliği emisyon azaltım taahhütlerinin maliyet etkin bir şekilde gerçekleştirilmesini sağlamaktır.

KP altındaki emisyon ticaretinden bağımsız olarak sosyal sorumluluk prensibi kapsamında kurumsal faaliyetlerinden kay-naklanan emisyonlarını nötrlemek isteyen şirket ya da kurumlar alternatif mekanizmalar oluşturulmuştur. Gönüllü Emisyon Ticareti, bu kapsamda emisyon azaltım maliyetini düşürmeyi amaçlayan bir düzenektir. Katılımcılarına hukuki bağlayıcılık getirmeyen bu mekanizma özel şirketlere, uluslararası organizasyonlara (olim-piyatlar, konferanslar, konserler), kamu kuruluşlarına ve şahıslara açık yapıdadır.

2. Gönüllü Emisyon Ticareti Gönüllü Emisyon Ticareti’nde emisyon azaltımının hukuki bağlayıcı-lığı olmaksızın, tamamen gönüllülük esasına dayanmaktadır. Bu ti-caret emisyon azaltım maliyetini düşürmeyi amaçlamaktadır. Özel şirketler, uluslararası organizasyonlar (olimpiyatlar, konferanslar, konserler), kamu kuruluşları ve şahıslara açık yapıda olan Gönüllü Emisyon Ticareti, sosyal sorumluluk prensibi kapsamında kurumsal faaliyetlerini karbon nötr yapmak isteyen şirket yada kurumların KP ile tanımlanmış mekanizmalardan yararlanamamaları diğer taraftan KP’ye taraf olmayan ülkelerin emisyon azaltım faaliyetlerini daha maliyet etkin gerçekleştirmek istemelerine bağlı olarak alternatif mekanizmalar oluşturulmaya ve kullanılmaya itmiştir.

Gönüllü Emisyon Sertifikası olan VER’i satın alanların amacı, kendilerinin iklim değişikliğine yaptıkları etkileri kontrol altına almak, kamuoyunda prestij kazanmak, gelecekte düzenlenmesi muhtemel mevzuat ve uygulamalarda önceden avantaj sağlamak ya da tekrar satışlar yoluyla kar elde etmektir.

Gönüllü piyasa yapılan projeler ülkelerin KP taahhütlerine saydırılmamaktadır. Bununla birlikte gönüllü piyasa toplanan fonlar bireylerin ve kurumların sosyal sorumluluk bilinci ve tamamen gönüllü katkılarıyla oluşmaktadır.

Gönüllü piyasalarda ekonomiyi destekleyen yerel projeler tercih edilmektedir. Büyük yenilenebilir enerji projeleri yanında, küçük ölçekli projeler bu kapsamda ele alınabilmekte öylece projenin özgün fayda ve sürdürülebilir kalkınma hedefleriyle uyum aranmaktadır. Projeler yüksek enerji verimliliği ve düşük karbon yoğunluğu açısından ekonomiye katkı sağlamaktadır.[4]

Uluslararası organizasyonlar (olimpiyatlar, konserler, futbol tur-nuvaları), sivil havacılık (KP kapsamında olmayan bir sektör olarak) sırasında oluşturdukları emisyonların karşılığında


153

emisyon azaltmayı hedefleyenler, emisyon azaltan bir projeyi destekleyerek veya piyasadan VER satın alınarak emisyon nötr olabilmektedirler.

3. Gönüllü Emisyon Ticaretinde Roller ve Konuları Gönüllü Emisyon Sertifikaları uluslararası organizasyonlar (olimpi-yatlar, konserler, futbol turnuvaları), sivil havacılık (KP kapsamında olmayan bir sektör olarak), karbon nötr olmak isteyen şirketler (prestij kazanma ya da çevreye duyarlı olduğunu göstermek için) ve üçüncü kişiler satın almaktadırlar. Piyasadaki satıcılar ise KP’ye taraf olmayan, taraf olmakla birlikte Ek-B listesinde yer almayan ülkelerdir.

Satıcılar ya da emisyon sertifikalarını arz edenler dört gruptan oluşmaktadır:[5]

Proje sahipleri: Emisyon azaltma projelerini hazırlayarak toptan-cılara, perakendecilere ya da nihai kullanıcılara azalttıkları emis-yonları, sertifika olarak satmaktadırlar.

Toptancılar: Kendi portföylerindeki büyük azaltım sertifikalarını satmaktadırlar.

Perakendeciler: Küçük miktarlardaki sertifikaları bireylere veya organizasyonlara satmaktadırlar.

Komisyoncular: Kendilerine ait bir emisyon sertifikaları olmama-sına rağmen emisyon sertifikası alanlar ile satanları buluşturarak aracı olmaktadır.

Emisyon sertifikaları, bireysel veya kurum olarak örgütlenen proje üreticileri tarafından doğrudan satılabildiği gibi, sera gazı salım azaltım projelerine finansman sağlayanlar tarafından da satı-labilmektedir.[4]

Gönüllü emisyon sertifikalarının oluşturulduğu belli başlı sektörler ve proje konuları: Yenilenebilir enerji, enerji verimliliği, katı atık çöp deponi gazlarının toplanması, ormancılık, sanayi süreçlerinden kaynaklanan emisyonların azaltılmasıdır. Buna göre hidroenerji yüzde 32, rüzgar yüzde 15 ve biyoyakıt yüzde 3 ile bunların toplamı olarak yenilenebilir enerji toplamda yüzde 50; enerji verimliliği yüzde 4, ormanlaştırma yüzde 7, yakıt değişimi yüzde 9 ve katı atık yüzde 16 ile yaklaşık proje portföyünün yüzde 86’sını oluşturmaktadır.

4. Türkiye’deki Gönüllü Emisyon Ticaretinin İncelenmesi Türkiye’de emisyon azaltımına yönelik kuralları belirlenmiş ticari bir sistem olmamasına rağmen başta rüzgar, jeotermal, küçük hidroelektrik santraller ve katı atık yönetimi olmak üze-re yenilenebilir enerji yatırımlarından kazanılan emisyon sertifi-kalarının 2006 yılından bu yana bazı şirketler ve firmalar tarafından tezgah üstü piyasalarda işlem gördüğü bilinmektedir. Kazanılan bu sertifikalar, gönüllü emisyon azaltım sertifikası (VER) olarak karbon denkleştirmek ya da karbon nötr olmak isteyen şirket ya da kişilere doğrudan ve/veya aracı kurumlar vasıtasıyla satılmaktadır. Ancak gönüllülük esasına dayanan bu sistemin yasal ve kurumsal altyapısı oluşturulmadığından bu piyasanın işlem hacmi bilinmekle beraber bu bilgilerin izlenmesinde, güncellenmesinde ve paylaşımında süreklilik sağlanmamıştır. Diğer taraftan projeler-den elde edilen sertifikaların mali değerine ilişkin bilgiler de bulunmamaktadır. Bu bilgiler her ne kadar ticari sır niteliği taşısa

da, işletmeler için projelerden elde edilen bir ilave değer olarak ekonomiye girdi sağlamakta, proje finansmanının bir parçası olmaktadır. Bu işlemlere ilişkin kayıt sisteminin olmamasının yanı sıra projeler azaltılan emisyonlar olarak da resmi kayıtlara geçmemekte ve ulusal bir merci tarafından emisyon azaltımı bakımından onaylanmamaktadır. Bunun bir sonucu olarak ortalama bir emisyon sertifikası fiyatı bilinemediği gibi uygulanan benzer projeler için oluşan fiyatların mukayesesi de yapılamamaktadır. Yasal ve kurumsal çerçevesi belirlenmiş bir kayıt, izleme ve onay sisteminin olmaması dünyadaki emsallerine göre daha düşük fiyat oluşabileceğini düşündürmektedir. Kayıt, izleme ve onay mekanizmalarının kurulması ile emisyon envanterlerinde de bilgi kaybı önlenebilecektir.

Bu altyapı oluşmamasına rağmen sadece gönüllük esasına dayanan bir piyasa anlayışı içinde emisyon ticareti sisteminin gelişmesinin başlıca nedeni, Türkiye’de emisyon azaltımına imkan sağlayan başta yenilenebilir enerji olmak üzere emisyon azaltım potansiyelinin yüksek olması ve bu emisyon sertifikalarının ticaretinin KP çerçevesinde yapılmasının mümkün olmamasıdır.

5. Gönüllü Emisyon Ticaretinin Türkiye’ye Faydası Türkiye’nin birincil enerji kaynakları bakımından dışa bağımlılığının yüksek olması ve bu durumun enerji arz güvenliğini önemi göz önünde bulundurulduğunda, emisyon sertifikası pazarının en gözde sektörleri olan yenilenebilir enerji ve enerji verimliliği konularında yapılacak faaliyetlerin önemi bir kez daha artmaktadır. Diğer yandan ülkemiz cari açığında enerji ithalatının etkisi göz önünde bulundurulduğunda yerli enerji kaynaklarının kullanımı daha da önem arz etmektedir. Gönüllü Emisyon Ticareti projeleri bu çerçevede sadece sera gazı emisyonlarını azaltmakla kalmayıp yukarıda bahsedilen hususlarda ekonomiye ciddi katkılar da sağlayabilecektir.

İki yıl gibi kısa bir sürede yüksek standartlı ve yüksek hacimli bir potansiyeli harekete geçiren Gönüllü Emisyon Ticareti sistemi sera gazlarının azaltımı bakımından gelecek vadeden bir potansiyeli de ortaya koymaktadır. Bu piyasanın bazı kurallarla ve altyapılarla desteklenmesi ile KP kapsamında emisyon ticareti sistemine entegre olmayı kolaylaştıracaktır.

Gönüllü Emisyon Eicareti’ndeki projeler ile fosil yakıtlar yerine yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı, enerji arzının çeşitlen-dirilerek enerji arz güvenliğinin sağlanması, hava kalitesinin iyileştirilmesine yardımcı olmaktadır. Hava kalitesinin iyi olması insan ve çevre sağlığını olumlu olarak etkileyerek, sağlık giderle-rinin azalmasına da etki etmektedir. Ayrıca, yenilenebilir enerji teknolojileri için araştırma-geliştirme ve sanayi alanlarının artma-sıyla yeni istihdamların oluşmasını sağlamaktadır. Yenilenebilir enerji kaynaklarıyla üretilen elektriğin şebeke sistemine ihtiyaç duyulmadan da iletilebilme imkanlarına sahip olması açısın-dan özellikle kırsal alandaki insanların elektriğe erişimini kolay-laştırmakta ve insanların hayat kalitesini artırmaktadır.

Yine Gönüllü Emisyon Ticareti’ne konu olacak projeleri ile enerjinin verimli kullanılması sera gazı emisyonlarının azaltılmasını sağla-makla birlikte, daha az fosil yakıtın kullanımı sonucu daha az ha-va kirliliğine neden olan gazların atmosfere salımı sonucunda, in-sanların sağlığını tehdit eden unsurların azalmasını sağlamaktadır. Enerjinin daha verimli kullanılmasıyla nihai tüketiciler başta olmak


154

üzere tüm enerji kullanan kişilerin enerji harcamalarında azalma sağlamaktadır.

6. Sonuç Türkiye, iklim değişikliği ile mücadele için oluşturulan uluslararası anlaşmalarda, gelişmişlik düzeyine göre adil bir konumda yer alamamıştır. Bunun sonucu olarak oluşturulan mekanizmalardan da gelişmekte olan ülkeler gibi faydalanamamıştır. Bununla birlikte, Türkiye kendi imkanları çerçevesinde emisyonlarını azalt-maya yönelik olarak proje bazlı faaliyetlerini sürdürmektedir. Bu faaliyetlerden en önemlisi Gönüllü Emisyon Ticaretidir. Bu me-kanizma ile sağladığı emisyon azaltımları karşılığında emisyon sertifikalarını satabilmekte ve projelerin fizibilitesini artırmaktadır.

2012 yılı sonrası iklim rejimine kadar Türkiye için tek seçenek olan gönüllü emisyon ticareti vasıtasıyla yenilenebilir enerji ve katı atık bertarafı alanlarında 2006 yılından bu yana projeler ger-çekleştirmektedir.

Gönüllü Emisyon Ticareti ile proje firmaları, komisyoncular ve finans alanlarında yeni iş alanları oluşmuş, projelerin gerçekleşme oranları artmıştır. Ayrıca, sera gazı emisyonlarının azaltılması ile hem çevresel hem sosyal faydalar sağlanmıştır.

2007 yılında başlayan 2012 sonrası rejime yönelik sistemi be-lirlemeye çalışan iklim müzakerelerinde kapasite oluşumu sağ-layan Gönüllü Emisyon Ticareti ile bir emtia borsası niteliği taşıyan karbon borsalarının da oluşumu için ticaret potansiyelini ortaya koymaktadır.

Kaynaklar [1] Hükümetlerarası İklim Değişikliği Paneli (Inetgovernmental

Panel on Climate Change, IPCC), “Glossary”, 2008, (çevrimiçi), http://www.ipcc.ch/pdf/glossary/ipcc-glossary.pdf, 12.06.2008.

[2] Birleşmiş Milletler İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesinin (United Nations Framework Convention on Climate Change, UNFCCC), “Resources”, 2009a, (çevrimiçi), http://unfccc.int/resource/docs/convkp/conveng.pdf, 09.01.2009.

[3] TÜRKEŞ M., “İklim Değişikliğiyle Savaşım, Kyoto Protokolü ve Türkiye”, Mülkiye, Cilt XXXII, Yaz 2008, ss. 101-131, s.106-107.

[4] GOUMAS T., “Gönüllü Karbon Piyasaları ve Türkiye”, Mitigating Climate Change VCM workshop, Ankara, 4-5 Ekim 2007, s. 17

[5] EcoSystem Market Place-New Carbon Finance, 2008: 28-30 5

SummaryThe rapid industrialization, population growth, urbanization and socio-economical development cause many environmental problems such as climate change, which is the result of the increase in the emission of greenhouse gases (GHGs) especially CO2. Since the climate change problem threats all living beings, this problem needs to be dealt globally. The ultimate objective of United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) is to stabilize the GHG concentrations in the atmosphere at a level that would prevent dangerous anthropogenic interference with the climate system. In order to accomplish this task, GHGs emissions reduction should be reduced in significant amounts.

Kyoto Protocol flexibility mechanism is one of the tools to reduce the GHG emissions. Due to Turkey’s position in UNFCCC and KP,

she could not use this mechanism like other developing countries. Voluntary Emission Trading is the alternative way for Turkey to mitigate the GHG emissions in a cost effective manner. Voluntary Emission Trading also supplies new job opportunities for project develops, retailer, brokers, etc. The realization ratios of renewable energy and solid waste disposal project are increased by Voluntary Emission Trading credits.

Voluntary Emission Trading provides some social and environ-mental benefits during the offsetting projects. Renewable energy projects supply new and national primary energy sources to ge-nerate electricity. Solid waste disposal projects prevent some en-vironmental problems such as waste, leachate and noise.

Post – 2012 climate change regime was not determined in COP – 15, in 2009. Turkey wants to be a right position in post – 2012 climate change regime. For this reason, carbon projects and credits will be more important than today. In addition to this, Turkey should be ready for the new carbon mechanisms like NAMA crediting and sectoral crediting. Voluntary Emission Trading would be a good tool for preparing these issues.

Turkey as a developing country needs new financial resources to mitigate her GHG emissions. These resources will be supplied project and program based approaches. For project-based approaches, voluntary emission trading could be an exercise for Turkey. Ongoing voluntary emission reduction projects show Turkey’s capacity to use financial resources effectively. This will presents also Turkey’s GHG emission reduction potential. Turkey has a potential in renewable energy, energy efficiency and solid waste disposal.

Turkey has a special circumstance as decided in 26.CP/7 in Conference of Parities in 2001 under the UNFCCC. Turkey should use this decision to use more carbon projects. Also Turkey could try to become a host country for Clean Development Mechanism by showing the capability with the experiences in voluntary emission trading.

Bu makale bildiri olarak kabul edilmiş ancak ICCI 2010’da sözlü olarak sunulmamıştır.


155

COMBINED HEAT AND POWER (CHP): A NO-BRAINER CONTRIBUTION TO ENERGY COSTS CONTROL, CO2 EMISSIONS REDUCTION AND ENERGY SECURITY

Jayen VEERAPENInternational Energy Agency

AbstractSecure, reliable and affordable energy supplies are fundamental to economic stability and development. The worsening misalignment between energy demand and supply with major consequences on energy prices, the threat of disruptive climate change and the erosion of energy security all pose major challenges for energy and environmental decision makers. More efficient use of primary energy sources can help to mitigate the impact of these negative trends. Combined Heat and Power (CHP) or cogeneration and district energy represent a proven set of technologies to achieve that goal. Yet, the results from IEA research in 2008-09 found that only a small number of countries are currently maximising their use of CHP and district energy.

CHP: The Traditional And Non-Traditional ViewThe combination of CHP and district energy systems can in time provide the necessary flexibility to change the fuel mix towards a low carbon energy system. The average global efficiency of fossil-fueled power generation has remained stagnant for decades at 35-37%, and recent gains in natural gas plant efficiency threaten to be overtaken by a return to coal-fired power plants. CHP allows 75-80 % of fuel inputs, and up to 90% in the most efficient plants, to be converted to useful energy. The two thirds of input energy lost in traditional fossil-fuelled power generation represent significant missed opportunities for savings on both energy costs and CO2

emissions. While CHP cannot, in itself, increase power supply, it can increase the supply of useful heat. By making more efficient use of fuel inputs, CHP allows the same level of end-use energy demand to be met with fewer (fossil) energy inputs, hence, the reduced dependence on these exhaustible, CO2-generating fuels.

CHP and district energy technology finds applications beyond the traditional fossil-fueled power generation and/or space heating domains. Many renewable sources of energy are thermal sources, e.g. biomass, biogas, geothermal and concentrating solar. By making more optimal use of these energy sources, e.g. by adding value to waste heat from renewables-fueled power generation, CHP makes renewables a more attractive option to investors and developers, thereby promoting the shift to renewables. In addition, waste heat from nuclear power generation can potentially be recovered and fed into district energy systems. Nuclear power plants are often located far from inhabited areas but rising energy costs, CO2 emission reduction imperatives and energy security

requirements can help justify building long transfer pipelines. A recent study commissioned by Finnish energy company Fortum found that, despite the need to build a 100km pipeline, nuclear district heating is the most cost-effcient way to reduce Helsinki’s CO2 emissions from heat and power production after 2020¹.

Compared to the carbon scenario, which is based on the current production structure, heat production costs including infrastructure investments, decrease by €18-26/MWh in a nuclear district heating scenario and by €7/MWh in a bio-scenario.

It could be argued that heat energy is valuable mostly to cold regions and at specific times of the year. However, process heating, absorption chilling and desalination are a sample of applications that do not fit within this delineation. For example the IEA² predicts that by 2030, desalination capacity in the Middle East and North Africa will grow from 21 million cubic metres (mcm) of water per day in 2007 to 110 mcm per day. Currently, the main desalination technology - distillation - is heavily (heat) energy-intensive; using heat from power generation can help lower primary energy sources requirements as opposed to separate power and heat production. The IEA’s World Energy Outlook estimates that by 2030 so-called Combined Water and Power plants in the Middle East will account for 32% of total electricity generation as opposed to 10% in 2007.

The IEA CHP CollaborativeThe IEA launched the CHP Collaborative³ in 2008 to promote the penetration of CHP in the electricity and heat markets. The Collaborative has produced two global studies: CHP: evaluating the benefits of greater global investment (2008); and Cogeneration and district energy: sustainable energy technologies for today and tomorrow (2009). They provided data on, and a vision of, the potential benefits of CHP and district energy. They also included an overview of policy best practices while recommending options to consider when implementing these policies. The next phase of the CHP Collaborative will build from and advance the findings of these studies in 2010-11. Planned activities include: � Improved quality and geographic coverage of global CHP data� Development of new analysis on options for an expanding long-

term role for CHP in future low / zero carbon energy visions; this analysis will make a candid assessment of these options such as development of large-scale CHP systems, renewables integration and integrated approaches for local heat planning.

¹ “Cogeneration and On-Site Power Production”, Jan – Feb. 2010 issue, PennWell/WADE, 2010² “World Energy Outlook”, OECD/IEA, 2009³ http://www.iea.org/G8/CHP/chp.asp


156

Improving energy demand and supply fundamentals with major impacts on energy costs, reducing CO2 emissions and enhancing energy security will require a mix of solutions. What fraction each solution will occupy in the overall solution is still in the workings. However, it is clear that the drive towards more efficient use of primary energy sources is in for the long term. Does CHP have a role to play? The no-brainer answer is: YES.

The International Energy Agency (IEA) is an intergovernmental organisation, which acts as energy policy advisor to 28 member countries in their effort to ensure reliable, affordable and clean energy for their citizens. Founded during the oil crisis of 1973-74, the IEA’s initial role was to co-ordinate measures in times of oil supply emergencies. As energy markets have changed, so has the IEA. Its mandate has broadened to incorporate the “Three E’s” of balanced energy policy making: energy security, economic development and environmental protection. Current work focuses on climate change policies, market reform, energy technology collaboration and outreach to the rest of the world.


157

RÜZGAR SANTRALİ PROJELERİNDE PROJE FİNANSMANI

Kazım ŞAFAK Ataseven Group

Gittikçe artan bir hızla küreselleşen dünya ekonomisi şu günlerde son 30 yıl içinde karşılaştığı en büyük ve yaygın ekonomik kriz ile karşı karşıya. Bu büyük krizin kaynağının finansal piyasalar olduğunu söylemek yanlış olmaz. Bu büyük finansal kriz derinleşerek Real Sektörü de içine almış durumda. Bütün dünyada hissedilir şekilde yatırımlar azalmasına rağmen ülkemiz yenilenebilir enerji yatırımlarına baktığımızda yatırımlarda keskin bir düşüş görülmemektedir. Bu durum ancak şu şekilde açıklanabilir; finansal piyasalardaki daralmaya rağmen yenilenebilir enerji yatırımları, garantili nakit akımları sayesinde bankaların kredi portföyündeki paylarına büyütmektedirler.

Yenilenebilir enerji yatırımları özellikle de rüzgar enerji santralleri yatırımları ülkemizde son 2 yıl içinde hızlı bir şekilde artarak 30 MW Kurulu güçten 2009 yılı sonu itibari ile 850 MW Kurulu güce çıkmıştır. Bankaların yenilenebilir enerji yatırımlarını hedef olarak seçmesine rağmen ülkemiz de bu projelerin finansmanın da yatırımcılar halen çok fazla sorunla karşılaşmaktadır.

Yatırımcının Karşılaştığı Sorunlar Aşağıdaki başlıklar Altında Toplanabilir:

a) Kredilerin Teminat YapısıÜlkemizde halen saf proje finansmanı olanağı bulunmamaktadır. Bankalar finansman sağladıklarında firmalardan ya ana firma garantisi ya da ipotek ve benzeri kefaletleri talep etmektedirler. Genellikle ipotek ve benzeri teminatlar inşaat dönemi için talep edilmekte ve projenin kabulü yapılıp işletmeye alınmasından sonra ipotek ve benzeri teminatlar kalkmakta ancak ana şirket kefaleti kredi borcu bitene kadar devam etmektedir. Bu durumda ana şirket üzerinde ciddi bir kefalet yükü oluşturmakta ve firmaların büyüme stratejileri üzerinde ciddi bir sınırlama getirmektedir. Konuya sadece yatırımcı açısından bakmanın yanlış olduğunu düşünmekteyim. Burada bankaların inşaat dönemi risklerini bir şekilde bertaraf etmek için bu teminat yapıları üzerinde ısrar etmeleri normaldir. Eğer ülkemizde EPC (Mühendislik, Tedarik ve İnşaat) yüklenici sistemi oluşmuş olsaydı bankaların hem inşaat dönemi hem de kredi dönemi boyunca proje sahibi firmadan isteyeceği teminat yapısının daha kabul edilebilir olacağını düşünmekteyim. Çünkü bankalar EPC sözleşmesi sayesinde proje sahibinden karşılayamadıkları diğer bütün riskleri EPC sözleşmesi ile karşılayabileceklerdir.

b) EPC Sözleşmesi İçin Projelerde Yeterli Marjının BulunmamasıYukarıda da değindiğimiz üzere ülkemizde bir EPC piyasası oluşamamıştır. Bunun ana sebebi ise ülkemizdeki garanti fiyatın 0,55 Eurocent/kWh gibi oldukça düşük bir seviyede belirlenmesi ve

bu fiyat üzerinde kamunun ısrar etmesinden dolayı yatırımcıların bu tür bir yüklenici sözleşmesine ödeyecekleri bir marjın bulunmamasıdır. Dünya örneklerine bakıldığında garanti fiyat dışında sistemi ayakta tutan diğer bir piyasa ise ikili anlaşmalar piyasasıdır.

Ancak elektrik satış piyasasının yeni yapılanan ve kuralları tam oturmamış bir piyasa olduğu göz önüne alındığında, proje finansmanında kullanılabilecek ve firmalara EPC sözleşmeleri yapmalarına olanak sağlayacak vade ve kalitede ikili anlaşmalar ne yazık ki bulunmamaktadır.

c) Garanti Fiyatın Düşük Olması ve İkili Anlaşmalar Piyasasının Halen Oluşamamasının Öz Kaynak/ Yatırım Tutarı Dolayısıyla IRR Üzerindeki Etkileri:10 MW Kurulu gücünde yıllık 30.000.000 kWh üretimi olan ve 12.000 EURO toplam yatırımı bulunan bir Rüzgar Santralinin finansmanında garanti Fiyatın etkileri aşağıda sunulmaktadır.

Banka Açısından : (0,55 Eurocent/kWh)Yatırım Tutarı : 12.000.000 EUROElektrik İhraç Gelirleri : 1.650.000 EUROÖz Varlık Oranı : % 26= 3.229.200 Euro (1yıl + 10 Yıl Vade, %7 Faiz Oranı ve 1.15’lik Borç Çevirme Oranına Göre)Borç Oranı : 74% = 9.190.800 Euro (1yıl + 10 Yıl Vade, %7 Faiz Oranı ve 1.1’lik Borç Çevirme Oranına Göre))IRR : 12.3%

Yatırımcı Açısından : (0,65 Eurocent/kWh)Yatırım Tutarı : 12.000.000 EUROElektrik İhraç Gelirleri : 1.950.000 EUROÖz Varlık Oranı : % 12= 1.490.400 Euro (1yıl + 10 Yıl Vade, %7 Faiz Oranı ve1.15’lik Borç Çevirme Oranına Göre)Borç Oranı :88% = 10.929.600 Euro (1yıl + 10 Yıl Vade, %7 Faiz Oranı ve 1.15’lik Borç Çevirme Oranına Göre)IRR : 24%

Bankanın istediği öz kaynak koyulduğunda yatırımcının IRR: 18,7

Yukarıdaki hesaplamalardan da anlaşılacağı üzere garanti fiyatın finansman üzerinde yarattığı farkların yatırım kararı üzerindeki etkisi inanılmaz derecede büyüktür.

d) Borç Vadesindeki Yaşanan Kısalmalar:Dünya piyasalarını saran küresel krizin yarattığı belirsizlik ortamı borç vadeleri üzerinde de baskı oluşturmaktadır. Vadeler git gide


158

kısalmakta bu da projelerin finansmanı açısından yatırımcılar üzerindeki baskı yaratmaktadır.

e) Yıllık Enerji Üretim Raporlarındaki Belirsizliklerin Kaynakları ve Bunların Enerji Üretimi Dolayısıyla da Öz Kaynak/Yatırım Tutarı Üzerindeki Etkileri Bilindiği üzere rüzgar enerjisi için finansman ayağının en önemli bacaklarından birisini rüzgar ölçüm direklerinden alınan dataların akredite bir bağımsız kuruluş tarafından değerlendirilerek oluşturan yıllık enerji üretim raporları oluşturmaktadır. Ülkemiz şartlarında bir yıl kesintisiz yapılan rüzgar ölçümü sonucu oluşturulacak raporlar gerek ülkemiz proje sahalarının karmaşık yapısı gerekse ülkemiz de uzun dönem sağlıklı rüzgar ölçümlerinin bulunmamamsı sebebi ile yaklaşık %13 belirsizlik içermektedir. Bu belirsizliğin üzerine ülkemiz de faaliyet gösteren bankalar P75 üretimini uluslar arası finans kuruluşları ise P90 üretimini finansman için temel almaktadır.

Tablo 1.

ÜretimP50 Seviyesinden

düşülecek oran

Enerji Üretimi 30,000,000

Belirsizlik 13%

Standar Sapma 3,900,000

P-50 30,000,000

P-60 29,011,946 3.4%

P-70 27,954,838 7.3%

P-75 27,369,490 9.6%

P-90 25,001,949 20.0%

P-99 20,927,243 43.4%

Yukarıdaki tablodan da açıkça görüldüğü üzere P50 den P75 ve P90 a gidildikçe enerji üretiminde sırasıyla %9,6 ve %20 oranlarında bir azalma oluşmaktadır. Bunun yatırımcı üzerinde oluşturacağı ek yükler de kredi çalışmalarında göz önünde bulundurulmalıdır.


159

ECOLOGICALLY SOUND APPLICATIONS OF GE’S JENBACHER ENGINES AND LATEST DEVELOPMENTS ON THE J624 ENGINE

Klaus PAYRHUBER GE Energy

Martin SCHNEIDERGE Energy

AbstractGE Energy’s Jenbacher gas engine division has a long experience in developing and manufacturing gas engines for all type of gaseous fuels. The product portfolio ranges from 0.25 up to 4+ MW. GE’s Jenbacher engines are best in class in terms of fuel flexibility ranging from natural gas, biogas, landfill gas, flare gas, steel gases to coal mine gas. The type 6 engine is the largest engine in GE’s Jenbacher portfolio; it was introduced in 1988. All GE Jenbacher engines are high-speed engines running on 1,500 rpm, therefore have high power density and cost advantages compared to medium and low speed engines.

The J624 with 4+ MW output is the world’s first 24-cylinder gas engine and was introduced in 2007. Today GE has an installed fleet of more than 2,000 type 6 units worldwide running on all types of gaseous fuels from pipeline gas to low BTU gas as well as high hydrogen gas, and the applications range from power generation, cogeneration to tri-generation. A continuous development program is driving output and efficiency of all versions, having the largest engines achieving the highest electrical efficiency at around 45.5%.

GE has provided power plants with plant output up to 200 MW based on the type 6 engines. Key advantages of power plants with the type 6 engines are the easy transportation and short delivery time as well as very short installation time. A containerized solution has been developed to shorten delivery time and make installation work at customer site even simpler. The containerized solution makes the power plant mobile, because it can be easily re-located to other sites.

This paper presentation focuses on the experience with the newest and largest GE Jenbacher Gas Engine, the J624, and the development history of the type 6 engines. Improving efficiency is crucial for competitive cost of electricity and it is essential to reduce CO2 emissions in a carbon constrained environment.

IntroductionGE Energy’s Jenbacher gas engine division has been developing and manufacturing gas engines for more than 50 years. Today, only high-speed gas engines with 1,500 rpm are designed and produced in Jenbach. GE’s Jenbacher gas engines have cost advantages over medium- and slow-speed engines, since they achieve much higher power density, which results in high specific output in kW/ton and makes transportation easy.

GE’s Jenbacher cogeneration application – including tailored solutions for greenhouses – is ecomagination certified under GE’s

corporate initiative to offer customers advanced technologies to help meet their pressing environmental challenges. CHP plants are inherently more energy efficient because they consume less fuel than separate power and heating systems. With a total efficiency level of up to 95%, GE’s Jenbacher cogeneration plants for greenhouse applications provide CO2 fertilisation and economical supply of on-site electrical and thermal power (Figure 1).

Type 6 Engine DevelopmentIn order to achieve the highest customer value, the type 6 gas engine was developed focusing on highest electrical efficiency and highest specific output. From the early beginning, it was the target to develop a highly efficient high-speed gas engine with long durability and reliability. The design concept is based on a pre-chamber ignition system, favourable combustion geometry, reasonable piston speed with 11 m/s, separation of the cool mixture intake section from the hot exhaust gas flow (cross flow cylinder head) and a four-valve cylinder head design. This concept allowed continuous performance improvements over time. Figure 2 shows the history on output and efficiency of the type 6 gas engine family. The 12- and 16-cylinder engines were available as versions A, B and C. With the introduction of version E, the 20-cylinder engine was added to the type 6 engine family, extending the product offering into the 3 MW electrical output range. At that time, the 20 cylinder engine was considered as a unique design for a high-speed gas engine. A comprehensive improvement package on the version E allowed a further increase of the specific output to 20 bar brake mean effective pressure (BMEP) and paved the way for an even further output increase.

Figure 1. Greenhouse Application with J624 engine being brought on site.


160

In 2006, the commercialization of the later called F-version began as a staged field introduction. The most important feature of version F is the Miller camshaft timing allowing optimized ignition timing, thus enhancing mechanical efficiency – especially with low methane-number gases.

In 2009 another serial release was ready using features such as further combustion optimization and new piston technology. The newly introduced steel piston design results in higher peak firing potential and therefore in higher efficiency, without compromising the recoverable thermal output. In addition to this development step for high-speed gas engines, this new technology provides the base for further improvements regarding specific engine output or extended maintenance schedules and shows once more GE’s leadership in gas engine technology.

The staged field introduction of the above-mentioned improvements allows a reliable field validation of single features minimizing risk for the customer. That allows GE Jenbacher to continuously improve performance on the engine while maintaining reliability of the fleet and supporting growth of the type 6 fleet with another several hundred units installed worldwide.

J624 EngineWith the introduction of the J624 in June 2007, GE’s Jenbacher business presented the first high-speed 24-cylinder gas engine. With this new gas engine GE entered into the 4 MW power generation segment. After successfully completing a comprehensive test program on the test bench in Jenbach, Austria, the engine has since fulfilled all output and efficiency expectations in several field tests and represents a quantum leap in gas engine technology.

The J624 shows the continuation in GE’s Jenbacher gas engine developments, and it was the logical “next step” for the type 6 engine family after the successful growth story of the 20-cylinder model. The J624, with its highly compact design, delivers the highest electrical output of all currently commercially available 1,500 rpm high-speed gas engines using proven lean burn, turbo-charged and mixture-cooled design. Figure 3 shows the J624 highly packaged engine.

An optimized compression ratio that provides a further efficiency increase has been introduced for the type 6 platform with the

product program 2010. Depending on the natural gas quality, up to 46.6% mechanical efficiency can be achieved. The corresponding electrical efficiency at generator terminal is about 45.5%.

Figure 2. Type 6 Specific Output and Efficiency over time.

Figure 3. The J624 Engine.


161

RÜZGAR TÜRBİNİ ÜRETİMİNDE KOMPOZİT UYGULAMALAR

Kubilay ALPDOĞANPolin A.Ş

ÖzetRüzgar türbini maliyetine en çok etkisi bulunan rotor kanat, nacelle ve spinner parçaları kompozit malzemelerden üretilmektedir. Kanat üretiminde mevcut kullanılan epoksi reçine ve e-glass cam keçeden oluşan kompozit yapılar yerini karbon elyaf ve vinilester reçineye bırakmaktadır. Nacelle üretiminde ise polyester ağırlığını sürdürmektedir. Nacelle ve Spinner kısımlarının üretiminde yaygın olarak El yatırması ve bazı kısımlarında ise L-RTM yöntemleri kullanılmaktadır. Rüzgar türbin kanatlarının üretiminde günümüzde kullanılan en yaygın metot ise vakum infüzyon yöntemidir. Yöntemin uygulamasında genel olarak epoksi kalıplar tercih edilmektedir. Bu yöntem sayesinde daha stabil ve yüksek mekanik mukavemet değerine sahip ürünler elde edilmeye başlanmıştır.

Rüzgar Türbini ve ElemanlarıRüzgar türbini, rüzgardaki kinetik enerjiyi önce mekanik enerjiye daha sonra da elektrik enerjisine dönüştüren sistemdir. Rüzgar Türbinleri 4 ana kısımdan oluşur: rotor (rotor), kule (tower), nacelle (muhafaza) ve elektrik-elektronik sistem (balance of system) (Şekil 1). Rotor kısım, rüzgar enerjisini harmanlayarak mekanik işe dönüştüren kanatlardır. Nacelle ise mekanik işi elektriğe dönüştüren yapının kasasıdır. Nacelle’de yer alan ekipmanlar dişli kutusu, jenaratör, ve elektrik kontrol elemanlarıdır. Kule ise, rotor ve nacelle taşıyan kısımdır. Modern kullanım rüzgar türbinleri 60-

100 m yükseklikte ve 100 metre kanat çapında olup, rotor ve nacelle kısımlar yüzlerce ton ağırlığındadır. Zemindeki denge sistemleri gücü toplayan, kontrol eden ve ileten bağlantı elemanlarıdır [1].

Nacelle içerisinde yer alanlar: Makine kısmını dış etkilerden koruyan dış-kapak, makine kısmını taşıyan iç-kapak, şasi hızını artıran ve enerjiyi ileten güç alanı, mekanik enerjiyi elektrik enerjisine dönüştüren jeneratör, nacelle hareketini sağlayan yaw dişli, ve operasyonu izleyen ve kontrol eden mekanizmadır (Şekil 2) [1].

Şekil 1. Rüzgar Türbini Ana Parçaları [1].

Rüzgar türbinlerinde en büyük ağırlığı Kule oluştururken (%30-65), türbin bütününde maliyet olarak en az kısmı (%10-25) teşkil etmektedir. İkinci ağır kısım Nacelle ve ekipman (%25-40) ve sonrasında rotor (%25-40) parçalarıdır. Bu kısımlar ise maliyet olarak türbin maliyetinin yarısından fazlasını oluşturmaktadır. Tablo 1, rüzgar türbini parçalarının ağırlık ve maliyet oranlarını göstermektedir [2].

Rüzgar türbinlerinin büyüklük ve sağladıkları enerjiye göre tipleri vardır. Çıkan enerji, kanat uzunluğuna ve rüzgar hızına bağlıdır. Örneğin, 10 kilowatt türbin 7 metre rotor çapına, 750 kW üreten türbin 44 metre rotor çapına ve 1.5MW üreten türbin 70 metre çapına sahip olmaktadır [3]. Günümüz şartlarında türbin kanatları boylarına göre gruplandırıldığında; 40m altında olanlar, 40-60 m arasında olanlar ve 60 m’den daha uzun olanlar olmak üzere üç farklı gruptan bahsetmek mümkündür [4].

Şekil 2. Rüzgar Türbininin Alt Parçaları [1].

Tablo 1. Rüzgar Türbini Parçalarının Ağırlık ve Maliyet Oranları [2].

ParçaTürbin Ağırlığındaki

Payı %

Türbin Maliyetindeki

Payı %

Rotor 10-14 20-30

Nacelle 25-40 25

Dişli Kutusu ve dişli takım 5-15 10-15

Jeneratör 2-6 5-15

Kuleye binen Ağırlık 35-50 N/A

Kule 30-65 10-25


162

Kompozit ve Takviye MalzemeleriKompozitler; termoset veya termoplastik yapıda, tek ya da çok yönde takviye özelliği sağlayacak şekilde, cam elyafı ve/veya diğer takviye malzemelerinden yeterli miktarda (uzunluk ve ağırlıkça) katılmış bir polimer matriksdir [5]. Çelik levha, alüminyum kütük veya magnezyum dökümden farklı olarak ürün şekillendirilirken, kompozit malzeme özellikleri ve yapısı ürüne göre belirlenebilir.

Kompozitlerin üstün yanları aşağıdaki şekilde sıralanabilir [5]: 1. Yüksek Mukavemet2. Hafiflik3. Tasarım Esnekliği3. Boyutsal Stabilite4. Yüksek Dielektrik Dayanımı5. Korozyon Dayanımı6. Kompozit Parça İmalatı7. Yüzey Uygulamaları8. Düşük Araç/Gereç Maliyeti9. Geçmişteki Başarılı Uygulamalar

Kompozit endüstrisinde kullanılan en yaygın termoset reçineler şu şekilde sıralanabilir: Doymamış polyesterler, epoksiler, vinilesterler, poliüretanlar ve fenoliklerdir.

Polyester Doymamış polyester reçineler kompozit %75’ni temsil ederler. Bu reçineler kompozit ve kompozit dışı parçaların enjeksiyon ile kalıplanmasında farklı seviyelerde kullanılmaktadır. Polyesterler, dikarboksilik asitler ve polihidrik alkollerin (glikoller) kondensasyon polimerizasyonu sonucu oluşurlar. Ayrıca, doymamış polyesterler dikarboksilik asit bileşeni olarak maleik anhidrit veya fumarik asit gibi doymamış bir madde içerirler. Ürün olarak alınan polimer, şebeke yapısı oluşturabilmek ve düşük vizkozitede bir sıvı elde edebilmek amacıyla stiren gibi reaktif bir monomer içinde çözülür. Bu reçine sertleştiğinde, monomer polimer üzerindeki doymamış uçlar ile reaksiyona girer ve onu bir katı termoset yapıya çevirir [5].

Jelkot Jelkot kompozit parçaya estetik açıdan güzel bir görünüm ve dış etkenlerden (çizilmeye ve hava koşullarına dayanım sağlamak, ozmoz etkisini azaltmak gibi) koruma sağlar. Kalıp yüzeyinde bir tabaka oluşturacak şekilde uygulanan jelkotun, sertleşmeye başladığı anda (ancak tam sertleşme tamamlanmadan önce) cam elyafı ve polyester reçineden oluşan bir laminat jelkot tabakası üzerine takviye amaçlı olarak uygulanmaktadır [5].

Epoksi Epoksi reçineleri, her molekülde iki veya daha fazla epoksi grubunu veya daha genel tanımlamada glisidil gruplarını ihtiva eden maddelerdir. Sertleşme sırasında hiçbir yan ürün meydana gelmez. Çıkan sertleşmiş reçine genelde mükemmel kimyasal, mekanik ve elektrik özellikleri olan sert termoset maddelerdir. Epoksi reçineler öncelikle üstün mekanik özellikleri, korozif sıvılara ve ortamlara dayanımı, üstün elektriksel özellikleri, yüksek ısı derecelerine dayanım veya bu değerlerin bir kombinasyonu olarak yüksek performanslı kompozit ürünlerinin üretimi amacı ile kullanılmaktadır. Ancak, epoksi reçinenin vizkositesinin çoğu polyester reçineninkinden yüksek olması ve üstün mekanik özellikler elde etmek için post kür gerektirmesi nedeniyle epoksilerin kullanımı zordur. Epoksi reçinelerin diğer polyesterlere göre

sağladığı yararların başında sertleşme sırasındaki düşük çekme özelliği gelir. Bu genelde %1-2’dir. Fakat dolgu maddeleri ile sıfıra indirilebilir. Epoksi reçineler cam, karbon ve aramid olmak üzere çeşitli elyaf takviye malzemeleriyle birlikte kullanılmaktadırlar. Bor, tugsten, çelik, bor karbür, silikon karbür, grafit ve kuartz gibi özel takviye malzemeleri için matriks reçine olarak da kullanılmaktadır. Epoksi reçineler özellikle “vakum torba”, otoklav, basınçlı torba, pres, elyaf sarma ve el yatırması gibi kompozit üretim tekniklerinde kullanımda elverişlidir [5].

VinilesterVinilester reçineler, epoksi reçinelerin avantajları ile doymamış polyester reçinelere özgü “kolay işleme”/“hızlı sertleşme” gibi özellikleri birleştirmek üzere geliştirilmiştir. Epoksi reçine ile akrilik ya da meta akrilik asidin reaksiyona sokulması sonucu elde edilmektedirler. Bu reaksiyon, maleik anhidrit kullanıldığında polyester reçinelerde olduğu gibi doymamış bir uç üzerinde meydana gelmektedir. Polyester reçinede olduğu gibi benzer bir sıvı elde etmek için üretilen polimer, stiren içinde çözülür. Vinil esterler mekanik dayanım ve mükemmel korozyon dayanımı sağlarlar. Böylece epoksi reçinelerdeki gibi karmaşık proses veya özel kullanım becerisi gerektirmezler [5].

FenoliklerFenolikler, kondensasyon reaksiyonu sırasında sertleşen termoset reçinelerdir. Bu reaksiyonda, işlem sırasında su, ortamdan uzaklaştırılmalıdır [5].

Takviye Malzemeleri

Cam ElyafıAlümina-kireç-borosilikat gibi, ana malzemelerden üretilen “E” camından cam elyafı yüksek elektriksel yalıtım özellikleri, neme karşı direnç ve yüksek mekanik özellikleri sayesinde, polimer matriks kompozitleri içinde en çok kullanılan takviye malzemesi durumundadır. Diğer bir ticari cam kompozisyonu olan “S” camı; hem daha yüksek mukavemet, ısı dayanımı ve eğilme modülü, hem de geliştirilmiş kimyasal dayanım özellikleri ile daha spesifik cam elyafı takviye malzemesi olma özelliğine sahiptir. Kompozitlerin takviyesi için kullanılan cam elyafı genellikle 9 ile 23 mikron arasındadır [5].

Aramid ElyafıYüksek düzeyde yönlendirilmiş olan bu polimer, düşük yoğunluk ile yüksek modül ve yüksek düzeyde yapışma özelliği ile yüksek mukavemet/ağırlık oranını üründe bir araya getirmektedir. Mukavemet ve modül değerleri yanısıra, liflerin kolaylıkla ıslatılabilmesi ve üründe darbe dayanımı özellikleri dolayısıyla yaygın olarak kullanılan reçinelerin çoğunluğu ile kullanılabilmektedir.

Bor ElyafıBor elyafı; bor’un kimyasal buharının çok ince bir tungsten teli üzerinde yoğunlaştırılması ile üretilmektedir. Çok sağlam ve dayanıklı bir takviye malzemesi olup, yüksek yoğunluğu ve yüksek maliyeti kullanımını sınırlandırmaktadır. Piyasada yalnızca şerit halinde bulunmaktadır.

Karbon LifleriYüksek teknoloji ürünü olarak kompozit pazarının geniş bir kısmı, karbon veya grafit elyaf ürünlerinden yararlanmaktadır. Sentetik esaslı elyafların çoğunluğu, girdi malzeme olarak polikronitril


163

(PAN) kullanılarak elde edilmektedir. Bu liflerin modülleri ve dayanımları, proses sırasındaki gerilim ve sıcaklık koşullarının değiştirilmesi ile kontrol altında tutulmaktadır. Nispeten düşük elyaf yoğunluğu, yüksek mukavemet ve yüksek modül özelliklerini bir araya getirirerek üstün bir kombinasyon özelliği sunmaktadır. Aynı zamanda yüksek ısılarda özelliğini koruma ve yorulma dayanımı özelliklerine sahiptir. Bununla birlikte karbon liflerin sınırlı uzama özellikleri bazı darbe sorunlarına neden olmaktadır. Bu açığı kapatmak amacıyla daha yüksek uzama olanaklı elyaf ürünleri geliştirilmektedir. [5].

3. Hızlı Üretim (Döngü zamanı)4. Hafiflik5. Yorulma ve Burulma Direnci6. Bakım Kolaylığı

Küçük ve büyük türbinlerde tasarım ve imalat farklılıklar göstermektedir. Küçük makinalarda daha hafif döküm kullanılarak maliyet azaltma yoluna gidilmektedir. Birçok parçasının kalıbı döküm alüminyumdur. Büyük ölçekli türbinlerde ise çelik döküm kullanılarak daha mukavim ve yapısal yorulma direnci sağlanmaktadır. Çelik dökümlerin boyutu, kanadın göbek kısmında zorlayıcı üretim sürecine yol açar. Kompozit malzemelerin mukavemet ağırlık oranının yüksek olması, üretim kolaylığı, bakım maliyetinin düşük ve mekanik özelliklerinin iyi olması nedeniyle rüzgar türbin kanatlarının tasarımında ve uygulamasında büyük avantaj sağlamaktadır.

Tablo 3’te rüzgar türbini parçalarında kullanılan malzemeler yüzdelik gösterim ile verilmiştir [2].

RotorGünümüzde, birçok rotor kanadı, cam elyaf takviyeli polyesterden üretilmektedir. Daha başka denenmiş malzemeler, çelik, kimi kompozit ürünler ve karbon elyaf takviyeli plastiktir. Rotor çapı büyüdükçe, daha mukavim, ve yorulma direnci yüksek malzemelere yönelinmektedir. Türbin tasarımı geliştikçe, çelik, cam elyafı ve karbonelyaf içeren kompozitlerin kullanımı artacaktır [2]. Kullanılan matris malzemelerine göre kompozit malzemeler, yüksek rijitlik ve mukavemetleri, mükemmel yorulma ömürleri, yüksek korozyon ve erozyon dirençleri nedeniyle tercih sebebidir. E_glass camlar E=72.000 N/mm² ve Density= 2.540 kg/m³ değerlerini verirken; Carbon Elyaf E=230.000 N/mm² ve Density= 1.800 kg/m³ gibi çok daha mukavemet veren değerler göstermektedir. Reçinelere baktığımızda ise Epoksi E= 3.000 N/mm² ve Density= 1.200 kg/m³ değerlerini verirken; Vinilester Reçineler E= 4.000 N/mm² ve Density= 1.140 kg/m³ değerlerini vermektedir. Rüzgar türbin kanatlarında homojen bir kuvvet dağılımı ve yüksek mekanik mukavemet değerlerinin sağlanabilmesi için sandviç yapılardan yararlanılmakta ve ağırlıkla PVC köpük ve balsa ağacı kullanılmaktadır. En başta daha yaygın olan balsa yavaş yavaş yerini PVC köpük ve benzeri çekirdek malzemelere bırakmaktadır. Çekirdek malzeme olarak Balsa E=270 N/mm² ve Density=150 kg/m³ değerlerini verirken, kanatlarda kullanılan PVC köpükler E=70 N/mm² ve Density= 60 kg/m³ değerlerini vererek, özellikle hafiflik gerektiren büyük kanatlarda tercih edilmektedir.

Tablo 2. Takviye Malzemelerinin Özellikleri [5].

Takviye Türleri

Gerilme Dayanım

(MPa)

Gerilme Modülü(GPa)

ÖzgülAğırlık

Özellikler

Cam 3000-5000 72-82 2,48-2,60Yüksek mukavemet, iyi kalıplama özellikleri, düşük maliyet

Karbon/Grafit

2500-3000 200-700 1,75-1,96Yüksek modül, elektriksel iletkenlik, yüksek maliyet

Aramid 2750-3000 82-124 1,44İyi spesifik özellikler, orta maliyet

Boron 3500 400 2,55Yüksek modül, yüksek maliyet

Polyester 1000 9 1,38İyi darbe dayanımı ve kimyasal özellikler

Naylon 950 5 1,16İyi darbe dayanımı ve alkali dayanımı

Polietilen 1200-1500 40-60 0,97Düşük yoğunluk, iyi darbe dayanımı, düşük derece

Kompozitlerde Kullanılan Ara Malzemeler ise şunlardır:1. Köpükler2. Sentaktik Köpükler3. Bal Peteği4. Tahta / Balsa Ağacı Rüzgar Türbini Parçalarının Üretimde Kompozit MalzemelerKanatların üretim yöntemleri ve üretimde kullanılacak malzeme seçimleri genellikle kanat boylarına göre farklılıklar göstermektedir. Malzeme yorulma özelliği türbin tasarım ve malzeme seçiminde önemli bir olgudur. Rüzgar Türbininin 30 yıllık ömründe, birçok parça 4x108 yorulma stres döngüsüne dayanmak durumundadır. Söz konusu yüksek yorulma direnci döngüsü, havacılık, otomotiv, köprü gibi diğer insan yapımı yapılardan daha ağırdır [3]. Genel olarak türbin üretiminde kullanılacak malzeme seçiminde aşağıdaki kriterleri sıralayabiliriz:1. Maliyet2. Mukavemet ve Rijitlik

Tablo 3. Rüzgar Türbininde Kullanılan Malzeme Oranları

Parça/Malzeme (Ağırlıkça %)

Kalıcı Manyetik Malzemeler

Baskı Uygulanmış

BetonMetal Alüminyum Bakır CTP

Ağaç Epoksi

Karbon Lif Takviyeli Plastik

RotorGöbek Kısmı (95)-100 (5)

Kanat 5 95 (95) (95)Nacelle (17) (65)-80 3-4 14 1-(2)

Dişli Kutusu 98-(100) (0)-2 (<1)-2Jeneratör (50) (20)-65 (30)-35

Kapak, ekipman ve kasa 85-(74) 9-(50) 4-(12) 3-(5)Kule 2 98 (2)1. 100kW altındaki Türbinler Küçük Türbin olarak sınıflandırılmıştır. Parantez içindeki değerler Küçük Türbin içindir.2. Nacelle; 1/3 Dişli Kutusu, 1/3 Jeneratör ve 1/3 Kapak ve diğer ekipmanlar olarak kabul edilmiştir.3. Küçük Türbin pazarının yarısı, dişli kutusu olmayan direct-drive sistemli olarak kabul edilmiştir.4. Rotor kanatları CTP, Epoksi veya karbon takviyeli plastiktir


164

NacelleSpinner ve Nacelle kısımlarında ise yaygın olarak CTP (camelyaf takviyeli polyester) kullanılmaktadır. Spinner ve Nacelle üretiminde NPG takviyeli izoftalik jelkot ve reçine olarak da orto ya da izoftalik reçineler tercih edilmektedir.

KuleKule metal olarak üretilmektedir. Kısmen beton uygulamaları da söz konusudur.

Türbinleride kullanılan malzemelerin geçen 10 içerisindeki gelişimi Şekil 3’te gösterilmiştir[2]. Rüzgar türbinlerinde en sık kullanılan malzemenin CTP olmasının nedeni, gerekli özellikleri düşük maliyet ile sağlayabilmesidir. Bunlar, iyi mekanik özellikleri olması, korozyon direncinin yüksek olması, yüksek ısı dayanımı, kolay imalat ve kabul edilebilir maliyette olmasıdır. Cam elyaf en yaygın kullanılan takviye olmasına karşın, daha komplike kompozit malzemelerde saf karbon elyafı tercih edilmektedir. Daha mukavim ve hafif olmasına karşın cam elyafa göre daha pahalıdır. Karbon elyaftan daha dayanıklı ve pahalı elyafsa boron elyaftır.

malzemeyi yüksek dayanımlı ve hafif ürünler elde edilebilecek şekilde sertleştirir. Üretimin başlangıç aşamasında, pigment katkılı jelkotlar kalıp yüzeyine sprey tabancası veya fırça ile uygulanır. Jelkot yeterli derecede sertleştiğinde, takviye malzemesi tabakaları jelkot’un üzerine yerleştirilir ve reçine elle kalıba uygulanır. Takviye malzemesi üzerine tatbik edilen reçine sertleşene kadar rulolama işlemine tabi tutulur. Nacelle ve spinner üretiminde ağırlıklı bu yöntem kullanılır. Kanatların elle yatırma yöntemi ile üretilmesi durumunda reçine/elyaf oranı göreceli yüksek kalacağından kanatların çoğu diğer yöntemlerle üretilmektedir.

L.RTMÖnceden kesilmiş veya önceden şekillendirilmiş takviye malzemelerinin, erkek ve dişi kalıp arasına yerleştirilerek kapatıldığı bir kapalı kalıplama yöntemidir. Reçine, enjeksiyon kanallarından, basınç altında kalıp içerisine pompalanır. Genellikle enjeksiyon basıncı 2,75–3,5 bar’dır. Kalıp yüzeylerinden birine veya ikisine birden jelkot uygulanabilir. Korozyon dayanımı ve/veya dış yüzey görünümünün daha iyi olması istenen durumlarda tül veya yüzey keçesi kullanılabilir. Sandviç konstrüksiyon ara malzemeleri mekanik ekleme parçaları ve somun cıvata gibi metal parçalar kalıplama sırasında bünye içerisine gömülerek birlikte kalıplanabilir. Nacelle ve Spinner bazı kısımlarında L-RTM kullanılır.

Vakum Torba KalıplamaRüzgar türbin kanatlarının üretiminde günümüzde kullanılan en yaygın ve kabul gören metot vakum infüzyon yöntemidir. El yatırmasından farkı sertleşme işlemi sırasında basınç uygulanmasıdır. Bu kalıplama yöntemlerinin her birinde malzeme uygulama aşamasında, ıslak sistemler ve prepregler kullanılır. Islak sistemlerde keçe veya dokunmuş fitil takviyeleri kalıba yerleştirilir. Sıvı reçine, takviye malzemesi yüzeyine uygulanır. Kolay şekillenebilir plastik bir film (torba diye de adlandırılır), reçine emdirilmiş takviye malzemesinin üzerine yerleştirilerek, parçanın çevresinde kalıba yapıştırılır. Islak sistem yerine prepreg kullanıldığında, levhalar ve şeritler kalıp yüzeyine el ile ya da ATP yöntemiyle yerleştirildikten sonra, plastik film kaplanır. Vakum torba kalıplamada, kalıp yüzeyi ile plastik film (torba) arasındaki hava vakumlanır. Islak sistem kullanıldığında, önce reçine takviye malzemesine emdirilir. Daha sonra, sertleşme tamamlanana kadar vakum uygulanarak, plastik filmin atmosferik basınç altında kalması sağlanır. Sertleşme süreci, ayrıca ısı uygulanarak da hızlandırılabilir. Basınç torba kalıplama, atmosferik basınçtan daha yüksek basınçların kullanılması gereken uygulamalarda kullanılır. Bu yöntemde prepreg veya ya sistem malzemeleri kullanılabilir. Esnek plastik film reçine emdirilmiş takviye malzemesi üzerine yerleştirildikten sonra, yaklaşık 3,5 bar’lık basınç sertleşme tamamlanana kadar plastik film yüzeyine uygulanır [5]. Yöntemin uygulamasında genel olarak epoksi kalıplar tercih edilmektedir. Bu yöntem sayesinde daha stabil ve yüksek mekanik mukavemet değerine sahip ürünler elde edilmeye başlanmıştır (yüksek cam oranı verdiğinden) ki büyük ölçekli rüzgar türbin kanatları (5MW ve üzeri) için tercih nedenidir.

Vakum Destekli Reçine Enjeksiyon Kalıplama (VARTM)SCRIMP (Seeman Composites Resin Infusion Molding Process) firması tarafIndan patenti alınan bir enfüzyon yöntemidir. Geleneksel vakum torba kalıplamadan farklı olarak, kuru malzeme bir kalıp içine yerleştirilir ve reçine vakum altında, kuru malzeme arasından süzdürülür. Kalıp tamamen doldurulduktan sonra,

Şekil 3. Rüzgar Türbini Malzeme Kullanımı.

Rüzgar türbini kanadında E-Glass ve S+R Glass tipler kullanılır. E-Glass en yaygın kullanılan tiptir. Maliyeti düşük, etkin izolasyon ve düşük su emiş oranı özellikleri vardır. S+R Glass ise, düşük maliyet ve yüksek performans özellikleri içerir. Elyaf iplik çapları E Glass’takinin yarısı kadardır, bu nedenle elyaf iplik sayısı arttığından daha sert yüzey kalitesi sağlanır. [6].

Hem epoksi hem de polyester, hatta vinilster, rüzgar kanadı sektöründe ilk günlerden beri kullanılmaktadır. Kanatlar büyüdükçe epoksi daha etkin tercih edilmektedir. Polyester işlemesi daha kolay ve daha ekonomik olmasına karşın epoksi 26m ve üzeri kanatlarda mukavemeti daha yüksek olduğu için tercih edilmektedir. Polyester ise post-kürlenme ihtiyacı duymamaktadır ama kanatlar daha ağır olur. E-glass en çok kullanılan takviye malzemesi iken daha uzun kanatlarda ağırlık azaltan ve sertlik sağlayan daha pahalı karbon elyafı kullanılmaktadır [7].

Rüzgar Türbininde Kompozit Parça Üretim Teknikleri Türbin üretiminde kompozit kullanılan kısımlarda uygulanan üretim yöntemleri şunlardır:

El YatırmasıBu proseste sıvı reçine malzemesi ile elyaf beraberce açık kalıba uygulanır. Reçinede meydana gelen kimyasal reaksiyonlar


165

çevresinde esnek bir film yayılarak vakum uygulanır. Kuru malzeme sıkıştırılarak hava dışları atılır. Patentli kılcal borular, vakum altında reçinenin dağılımı için kullanılır. Reçine sertleştirme reaksiyonu istendiği takdirde ısı uygulanarak hızlandırılabilir [5]. Büyük kanat üreticilerinden bu yötemi uygulayanlar mevcuttur.

Sargı TekniğiElyaf sarma yöntemi üstün kalitede yüzeye sahip ürünlerin üretimi açısından bir devrim niteliği taşımaktadır. Takviye malzemesi lifler ve reçineler, dönen bir kalıp yüzeyine veya makine kontrollü geometrik yapıya sahip mandreller üzerine uygulanır [5]. Çok nadir kanat üretiminde karşılaşılan bir yöntemdir.

Prepreg KalıplamaKolay işlenebilir bir kalıplama malzemesi elde etmek üzere, reçine ve takviye malzemesinin birleştirilmesi yöntemidir. Elyafın çok doğru bir biçimde yerleştirilmesinin gerekli olduğu uygulamalarda otomatik şerit yerleştirme (ATP) tekniği kullanıldığında veya kalıp yüzeyine el yatırması işleminin özenle yapılması gerektiğinde kullanılan bir yöntemdir. Prepreg malzemede, takviye/reçine oranının çok hassas bir şekilde kontrol edilmesi, son ürünün elde edilmesinden önce, malzeme kalite kontrol testlerinin yapılabilmesine olanak tanımaktadır. Prepregde takviye malzemesi olarak devamlı lifler, keçeler, düz dokumalar ve kumaşlar kullanılmaktadır. Reçine olarak polyester, epoksi ve fenolik reçineler yanı sıra, polyester, polietereterketon (PEEK) ve polifenilensulfür (PPS) gibi termoplastiklerin bir kısmı da prepreg üretiminde kullanılmaktadır. Prepreg kumaşlar ile üretim maliyetleri diğerlerine göre oldukça yüksektir [5].

SonuçKanatlar, rüzgar türbinlerinde sistem verimine direkt olarak etki eden bir parametredir. Rüzgar enerjisi dönüşüm sistemlerinde verimliliği arttırmak için jeneratör bölümlerinde de bir takım mekanik ve elektronik iyileştirmeler yapılmaktadır. Ancak yapılan bu iyileştirmeler malzeme ve aerodinamik açıdan doğru bir biçimde tasarlanmış kanatlar ile bütünleşik olarak kullanılmadığı sürece istenilen sonuçlara ulaşmak mümkün değildir. Bu sebeple kanat ve kanat kalıplarının üretiminde günden güne otomasyon artmaktadır. Bir ispanyol kanat üreticisinin geliştirdiği otomasyon üretim ile işçilik ve döngü zamanının % 75 kısalttığı ve daha tutarlı kanatlar üretildiği rapor edilmiştir [7]. Günümüzde, rüzgar türbinlerinde önemli bir kısmı kapsayan kompozit malzeme teknolojisi üzerinde yoğunlaşılarak dayanım/ağırlık oranı parametresinin arttırılmasına yönelik çalışmalar devam etmektedir. Bunun yanı sıra Epoksi-vinilester/cam-karbon-elyafı ve metal kompozit hibrid sistemlerde ya da termoplastik yapıların kanatlara uygulanabilirliği araştırılarak özellikle daha büyük kanat üretimine yeni ufuklar açılmaya çalışılmaktadır. 2015 ler Rotor çaplarının 180-200 metrelerde tek bir kanat ağırlığının ise 37-57.000 kg’larda 2020’de ise bunların rotor çaplarında 250 metrelerde ve tek bir kanat ağırlığının ise 60-90 ton seviyelerinde olacağı öngörülmektedir. Ancak bu gelişim hızı otomasyon ve malzemedeki yeniliklerle tolere edilebilir.

Kaynaklar[1] STERZİNGER G, and Svrcek M, “Wind Turbine Development:

Location of Manufacturing Activity”, Renewable Energy Policy Project (REPP), Technical Report, September 2004.

[2] ANCONA D., and McVeigh J, “Wind Turbine-Materials and Manufacturing Fact Sheet”, Princeton Energy Resources International, LLC, US Department of Energy, August 2001.

[3] “Wind Energy Applications Guide”, American Wind Energy Association, January 2001.(www.awea.org.tr)

[4] BİLLUR E., Çevik E., Parnas L., Balya B., Şenel F., “Rüzgar Türbinleri rotor Kanatlarının Üretilmesi ve Belgelenmesi”, Elektrik Mühendisleri Odası E-Kütüphanesi

[5] CTP Teknolojisi, Camelyaf A.Ş.[6] EKER B., Akdoğan A., and Vardar A., “Using of Composite

Materials in Wind Turbine Blades”, Journal of Applied Sciences, Vol.6 (14), pp.2917-2921, 2006.

[7] GRANDE J.A., “Wind Power Blades Energize Composites Manufacturing”, Plastics technology, http://www.ptonline.com/articles/200810fa2.html, 2010.

SummaryWind Turbines are composed of tower, blades, generator, spinner, nacelle, and electrical parts. Every part is made of different materials. The blades and nacelles, which take the largest share in total turbine cost, are composite products.

Composite materials (or composites for short) are engineered materials made from two or more constituent materials with significantly different physical or chemical properties which remain separate and distinct on a macroscopic level within the finished structure. In wind blade manufacturing, epoxy resin and e-glass composites are applied in general. The new trend is using carbon fibers instead of e-glass and applying vinyl ester resin instead of epoxy resin. The main reason for this is the growing diameters of the blades and the need for lighter but tough materials. In nacelle and spinner manufacturing, it is common to apply glass reinforced polyester (GRP). As constituent, isoftalic gelcoat with NPG additive can be utilized. Furthermore orto or isoftalic resins are the mostly preferred resins.

The new type of materials for blade manufacturing is continuously researched. Composite materials are preferred against matrix materials because of their high rigid and toughness, resistance to corrosion and erosion. In the recent years, the new developments in fiber technology provide high toughness levels, easy manufacturing, lower maintenance costs, and better mechanical specifications in wind blade design and application.

Nacelle and spinner parts are generally manufactured with Hand Layup technique and some pieces can be produced by Light Resin Transfer Molding method. In terms of turbine blades, vacuum bagging technique is the most common method. Generally, epoxy moulds are preferred for the application of the technique. The blades from carbon polyester can be manufactured with mix technique of hand layup and vacuum infusion. In addition to this, some other new methods like preform and fiber placement are also tried. Carbon polyester helps reducing the blade loads and weights, and providing lower costs. In contrary, carbon fibers have disadvantages of high raw material costs and liable production process requirements.

In conclusion, the applicability of composite materials in wind turbine blade, nacelle and spinner manufacturing is discussed and the advantages and disadvantages are listed. Finally, the future manufacturing techniques and expectations have been evaluated by means of developing technology and industrial requirements.


166

BP

2012 ÖNCESİ VE SONRASI GÖNÜLLÜ KARBON PROJELERİNİN ROLÜ

Lale ÇAPALOVMavi Consultants

ÖzetBildiri düşük karbonlu ekonomiye geçişte, hem küresel ve bölgesel hukuki çerçeve hem de stratejik ve fiziksel etkiler açısından iklim değişikliği risk yönetimi konusunda bilgilendirmeyi amaçlamaktadır. İklim değişikliği ile mücadelede uluslararası politikalar her ne kadar yoğun olarak tartışılıp gündemde olsa da küresel anlamda uygulama aşamasında doğan zorluklardan dolayı, istenilen etkinliğe ve verimliliğe ulaşılması beklenenden daha uzun zaman almaktadır. Bu çerçevede, hem özel sektör ve hem de kamu sektörü sorumluluk alarak düşük karbonlu ekonomiye geçişte bilinçli olarak yeni uygulamalarda gönüllü olarak da etkin bir rol almaktadır.

Sanayileşmenin sonucunda salınımı gün geçtikçe artan sera gazlarının iklim değişikliği açısından oluşturduğu küresel tehdit, geniş kapsamda ilk olarak 1980’li yılların başlarında gerçekleştirilen çeşitli konferanslarda gündeme gelmiştir. Bu çerçevede Hükümetler Arası İklim Değişikliği Paneli -Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) 1988’de iklim değişikliğinden kaynaklanacak olası tehditleri değerlendirmek amacı ile bilimsel çalışmalara başlamış ve ortaya çıkan tablo sonucunda Birleşmiş Milletler, 1992 yılında Rio de Janeiro’daki ilk küresel çevre konferansını gerçekleştirmiştir. Bu konferans sonucunda Birleşmiş Milletler İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi - United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) imzaya açılmış ve 190’dan fazla ülke tarafından tasdik edilerek 1994 yılında yürülüğe girmiştir. Bu çerçevede başlayan uluslararası müzakereler, 1997 yılında Kyoto’da (Japonya) gerçekleştirilen iklim konferansında emisyon azaltım hedeflerinin belirlendiği bir protokol ile sonuçlanmıştır.

Kyoto Protokolü’ne (KP) göre EK I ülkeleri bir “baz yılı” kabul ederek (genelde 1990) 2008-2012 yılları arasında beş yıllık bir süreyi kapsayan dönemde emisyon azaltım hedefleri belirlemişlerdir. EK I Emisyon Hedefleri belirtilen bir ön şarta göre, protokolün yürülüğe girmesi için, 1990 yılı küresel emisyonlarının en az % 55’ini kapsayan ülkeler tarafından tasdik edilmesi gerekiyordu. Amerika Birleşik Devletleri bu kapsamda protokülü imzalayıp, senatoda onaya sunulmadığı için, KP’nin yürürlüğe girmesi, ancak 2004 yılında Rusya’nın onayından sonra, 2005 yılında gerçekleşti. Protokole göre karbon salımlarını azaltma taahhüdü almış (gelişmiş) ülkeler, kendi içlerinde aldıkları tedbirlerin yanı sıra uluslararası piyasalardan da belli ölçüler dahilinde karbon sertifikaları alabilecek ve taahhütlerini bu şekilde yerine getirebileceklerdir.

Bu sayede KP mekanizmaları olarak hayata geçen� Emisyon Ticareti� The Clean Development Mechanism (CDM) – Temiz Kalkınma

Mekanizması� Joint Implementation (JI) - Ortak Uygulamamekanizmaları bir anlamda bugün bildiğimiz karbon pazarı ile beraber emisyon azaltımı ya da telafisi olarak ele alacağımız “ticari emtia” yı da oluşturmuş oldu.

Kyoto Protokolü’nün 2005 yılında yürürlüğe girmesini takiben, ülkeler taahhüt ettikleri salım azaltımlarını gerçekleştirmek için etkin bir şekilde çalışmalar yapmaya başladılar. Uyum piyasaları adı verilen bu piyasaların en büyüğü, Avrupa Birliği’nin üyelerini kapsayan bir kota sistemi olan EU-ETS’dir. Avrupa’daki büyük sanayi tesisleri, bu çerçevede salımlarını azaltmak, azaltamadıkları kısmı EU-ETS içinde kullanmadığı kotası olan diğer firmalardan veya esneklik mekanizmalarından gelen sertifikalarla karşılamak zorundadır. Bir başka deyişle, kotasını aşan firmalar, kotasını aşmayanlardan sertifika satın alır ya da alternatif olarak CDM veya JI projelerinden kaynaklanan CER veya AAU sertifikalarından temin eder. EU-ETS’in ilk fazı (öğrenme dönemi) 2007 sonunda sona ermiştir. 2008-2010 dönemini kapsayan ikinci fazı, halen devam etmektedir. Üçüncü faz ise, 2012-2020 dönemini kapsayacaktır.

Bu sertifikalar arasında herhangi bir birim farkı yoktur ve seçim firmalara bağlıdır. EU-ETS kotaları, fiyatlar 2009’da ciddi düşüşler göstermiş olsa da, aralarında en yüksek fiyattan satılmaktadır¹. Global karbon piyasalarında hacimsel olarak en büyük pay EU-ETS’e aittir. 2008 rakamlarıyla 126 milyar USD büyüklüğündeki karbon pazarının 92 milyar USD’yi EU-ETS’ten kaynaklanmaktadır. Birincil ve ikincil CDM ile JI’ın toplam hacmi ise 33 milyar USD büyüklüğündedir. Bu piyasalar içinde proje bazlı gönüllü piyasalar, küçük bir yer (yaklaşık 400 milyar USD) kaplamaktadır² (Grafik 1).

Grafik 1. EUA fiyatı¹

¹ Avrupa İklim Borsası (ECX)

² “State and Trends of the Carbon Market 2009”, Dünya Bankası raporu, Mayıs 2009.


167

K

Kopenhag’da müzakerelerde bağlayıcı bir anlaşma çıkmayacağının anlaşılması üzerine Türkiye heyetinin Başmüzakerecisi Mithat Rende, Türkiye’nin karbon emisyonu indirimine dair herhangi bir hedef açıklamayacağını söyledi4. Bildirinin yazıldığı tarihte Türkiye henüz bu konuyla ilgili bir çalışma yapmamıştı.

Mutabakatta üzerinde anlaşma sağlanan konu başlıkları özetle:

� Hedef Küresel ısı artışının 2°C olacak şekilde sera gazı emisyonlarında

azaltma yapılması (bağlayıcı olarak hedef verilmedi)� Finans Gelişmekte olan ülkeler için 2012’ye kadar 30 Milyar USD’lık bir

fon ayrılması. Ayrıca 2020’ye kadar her yil 100 USD’lık bir fon oluşturulması (azaltma, uyum ve teknoloji transferi başlıkları için mali yardım)

� Gözlem Ölçümleme Raporlama ve doğrulama konularında uluslararası

analizin benimsenmesi

� Teknoloji Kalkınma ve teknoloji transferini hızlandıracak yeni bir

mekanizmanın ortaya konması5

Mutakabatta, karbon pazarları konusuna değinilirken esneklik mekanizmalarından bahsedilmemesi dikkati çekti ve bu konuda soru işaretleri oluşturdu.

Görüşmeler sonucunda küresel bağlayıcılığı olmayan bir metnin çıkmasına rağmen ülkelerin bölgesel anlamda düşük karbonlu ekonomiye geçiş konusunda kararlı oldukları gözlemlendi. Örnek olarak Japonya salımları 1990 yılına göre % 25, Güney Kore ise mevcut duruma göre % 30 azaltacağını anons etti. Ayrıca Amerika Birlkeşik Devletleri’nin 2005 yılına göre 2020’ye kadar % 17 ve sonrasında 2050 yılına kadar % 80 azaltım hedefi uzun vadede dikkat çeken konulardı. Ayrıca Avrupa Birliği’nin 1990 yılına göre 2020 yılına kadar aldığı % 20 azaltım hedefi zaten biliniyordu – ki bu hedef diğer ülkelerde benzer hedeflerin alınması durumunda % 30’a çıkacak şekilde deklare edildi.

Kopenhag mükarelerinin en dikkat çekici tarafı aslında özel sektörden gelen yoğun ilgiydi. Karbon yönetimi birçok sektör için orta ve uzun vadede risk yönetimi açısından önem taşıyor. Risk başlıkları fiziksel etkiler, hukusal boyut (ülkesel ve uluslararası), pazar dinamikleri ve prestij olarak ele alınabilir. Prestij konusu hem konunun küresel anlamda tüm sosyal paydaşların gündeminde olması ve hem bireylerin hem de firmaların konuya sosyal sorumluluk açısından ele aldıkları için özellikle önem taşıyor.

Gönüllü karbon piyasaları, birçok farklı amaca hizmet eder. Firmalar, organizasyonlar ve bireyler, değişik amaçlar doğrultusunda kendi karbon ayak izlerini telafi etme yoluna gitmektedir. İklim değişikliğiyle mücadele konusunda kanunların çıkması uzun süre aldıkça, bu konuda daha aktif olmak isteyen ve inisiyatif alan bireyler ve şirketler, gönüllü karbon kredilerine ilgi göstermektedir. Bunun yanı sıra, ABD örneğinde olduğu gibi firmalar faaliyet

Şekil 1. Dünyadaki karbon piyasaları.

Şekil 1’de de görüldüğü gibi, uyum piyasalarında ve gönüllü pazarlarda bir çok farklı inisiyatif ve mekanizma söz konusudur. Kyoto Protokolü, CDM ve JI mekanizmalarını oluşturmuştur. Bunun dışında farklı bölgelerde birbirinden farklı zorunlu ve gönüllü emisyon ticaret sistemleri mevcuttur. Temiz Kalkınma Mekanizması (CDM), Kyoto Protokolü’nün yürürlüğe girdiği tarihten bu yana önemli bir başarı göstermiştir. Şubat 2010 itibariyle CDM’e kayıt olan proje sayısı 2194, CER sertifikası çıkan proje sayısı ise 705 olmuştur. Bu rakamların ötesinde, yaklaşık 4013 proje ciddi anlamda CDM çalışmaları yapmaktadır. Bu projelerin dışında, tasarım aşamasında olan 5071 proje daha olduğu göz önüne alındığında CDM’in önemi daha anlaşılabilir olmaktadır³.

Karbon piyasalarının 2012 sonrası kaderini belirlemesi açısından Kopenhag toplantısı büyük önem taşıyordu. Aralık 2009’da Kopenhag’ta COP 15 (Taraflar Konferansı) çerçevesinde toplanan 192 ülkeden 15 bin delege - 117 ülke en yüksek makamda temsil edildi- iki hafta boyunca sera gazı emisyonlarının azaltılması ve iklim değişikliğine uyum için finansal ve teknolojik destek konularında müzakereler yürüttü. Son gün açıklanan Copenhagen Accord-(Kopenhag Mutabakatı) yasal bağlayıcılığı olmaması sebebi ile bir çok çevrede hayal kırıklığı yarattı. Diğer taraftan bazı çevrelerde de 117 politik liderin bir araya gelip böyle önemli bir konuda yön gösterdiği ve asıl sonuçların 2010 yılı Aralık ayında Meksika’da ortaya çıkacağı görüşü hakimdi.

Mutabakatın 4. Maddesi Ek-1 ülkelerinin bireysel veya ortak şekilde 2020’ye kadar emisyon indirim hedeflerini 1 Şubat 2010’dan önce Birleşmiş Milletler İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi Sekretaryası’na bildirmeleri gerektiğini söylüyor. Gelişmekte olan ülkelerden de seragazlarını azaltmaya yönelik eyleme geçmeleri, bu alandaki çabalarının yine kendileri tarafından gözlemlemesi ve gözlem sonuçlarını iki yılda bir BM’ye iletilmesi öngörülüyor. Eylül 2009’da yayımlanan ‘Ulusal İklim Değişikliği Strateji’ belgesinde Türkiye’nin 2020 yılına kadar enerji sektöründeki karbon emisyonunda artıştan yüzde 7 azaltma yapacağı ifade edilmişti ki bu toplam emisyonlarda artıştan yüzde 5 indirime denk geliyor. Çevre ve Orman Bakanı Veysel Eroğlu ise Enerji Bakanlığı projeksiyonlarına dayanarak emisyonlarda %11 artıştan azaltıma gidilebileceğini söylemişti.

³ UNEP Risoe Centre on Energy, Climate and Sustainable Development4 Baykan B.C., “Kopenhag Zirvesi: Zayıf Mutabakat, Hedefsiz Türkiye”. Betam Araştırma Notu #055.Yazının tamamına ulaşmak için www.betam.bahcesehir.edu.tr5 UNFCCC (www.unfccc.int)


168

BP

göre netleşecek. Bu noktada açık olan konuların başında, “Kyoto” pazarının dolayısıyla CDM/JI projelerinin devam edip etmeyeceği ya da hangi şekilde hangi ülkelerde geçerli olacağı. Burada EU ETS Türkiye açısından da ayrıca önem taşıyor. Karbon pazarındaki oyuncuların gözü diğer taraftan şu aşama ABD pazarında. Çıkması beklenen kanunun tavan takas formatında bir sistemi kapsaması ve bunun içinde gönüllü standardların ya da CDM / JI projelerin geçerli olması, Kyoto sonuçlanmasa bile tüm resmi başlıbaşına değiştirebilir. Bu açıdan Türkiye’nin yanında mevcut projelerin durumu da henüz netlik kazanmadı. Projelerin 2012 sonrası değeri için bir şey söylemek çok zor.

Tüm gelişmeler gözden geçirildiğinde öne çıkan en önemli nokta, artık günümüzde tüm yatırımların çevresel ve sosyal açıdan incelenerek hem risk yönetimi açısından hem de sosyal sorumluluk açısından algılanması gerektiğidir.

SummaryThis paper aims at informing event participants on the existing voluntary markets from a long term climate change risk management perspective, by considering regional and global legal framework, as well as its strategic and physical impacts. It provides also background information about the international climate climate change negotiations by providing a view of the political and economic outcomes of the discussions. It will also explore how political decisions are implemented into commodity markets by explaining Emissions Trading Schemes in general. An introduction into the global carbon markets and Kyoto Mechanisms are also described in the paper by giving related market information.

A special emphasis is given to the Copenhagen Accord to provide an insight into the post-2012 discussions. The post-2012 structure of the carbon market is still unclear. Different views on the outcomes of the Copenhagen Accord are discussed in order to give an overview for the future strategies.

It furthermore describes the role of the voluntary carbon markets in corporate risk management by analysing climate change related risks and developments for companies in the service and industrial sectors.

The paper also evaluates the opportunities and expectations regarding carbon-neutral services, projects and products with regards to global good practices in terms of climate change and corporate social responsibility.

The outlook of the voluntary carbon market indicates that the demand, price range and project types vary significantly and it is an integral part of the carbon market as a complementary to the compliance markets as a testing ground for new technologies and approaches. The Kyoto Protocol, in particular CDM, has created a significant supply of offset projects in the pipeline.

Standart bazında karbon fiyatları, OTC 20086

Grafik 2. Proje bazında karbon fiyatları, OTC 20086

6 Ecosystem Marketplace, New Carbon Finance

gösterdikleri ülkenin ileride zorunlu olarak koyacağı salım azaltım hedeflerine ön hazırlık olarak, uyum öncesi azaltım ve telafi yoluna gidebilmektedir (Grafik 2).

Uyum öncesi talep, hem bir öğrenme süreci anlamına gelmekte, hem de firmaların emisyon risklerini daha iyi anlayıp yönetebilmelerine olanak sağlamaktadır. Gönüllü piyasalarda ticareti yapılan karbon sertifikaları, genel olarak uyum piyasalarına göre daha düşük fiyatlı olduğu için uyum öncesi alım yapan firmalara bir tasarruf olanağı da sağlayabilmektedir. Bir çok firma ise, kendi sürdürülebilirlik stratejilerine paralel olarak kurumsal sosyal sorumlulukları temelinde karbon ayak izlerini her yıl telafi etmekte, bazı firmalar bunu halkla ilişkiler ve pazarlama amaçlı da kullanabilmektedir. Yatırımcıların firmalardan karbon risklerine ve sürdürülebilirlik ilkelerine dair beklentileri de firmaları bu piyasada etkin olmaya iten diğer faktörlerdir (Grafik 3).

Gönüllü piyasalarda sertifikalar, geniş bir fiyat aralığında seyretmekte, çok çeşitli parametreler VER değerini etkilemektedir. Gönüllü piyasalar, bu açılardan uyum piyasaları için bir “test sürüşü” işlevi de görmekte, yenilikçi proje tiplerine ve metodolojilerine ev sahipliği yaparak karbon piyasalarındaki bir boşluğu da doldurmaktadır. Bu açıdan gönüllü piyasalar, zorunlu piyasalara bir alternatif yaratmaktan çok, tamamlayıcı bir rol üstlenir.

2012 sonrasında gönüllü piyasaların durumu bir açıdan zorunlu pazarın hem küresel hem de bölgesel anlamda alacağı resme


169

GÜNEŞ ENERJİSİ SEKTÖRÜ VE FOTOVOLTAİK SİSTEMLERİN ŞEBEKEYE BAĞLANTISI

Levent GÜLBAHARGüneş Enerjisi Sanayicileri ve Endüstrisi Derneği

İsmail Hakkı KARACAGüneş Enerjisi Sanayicileri ve Endüstrisi Derneği

ÖzetGünümüzde enerji kullanımının gittikçe artması, çevre kirliliği ve doğal kaynakların azalmasına neden olmaktadır. Özellikle fosil kökenli kaynaklardan elde edilen enerjinin, diğer kaynaklara göre çevreci olmayışı ve sınırlı olması bu sorunu önemli hale getirmektedir. Çevre sorunları konusunda bilincin artması ile temiz enerji kullanımına yönelik yeni teknolojiler gündeme gelmiştir. Böylece güneş enerjisinden elektrik üretimini olanaklı kılan fotovoltaik uygulamalar yaygınlaşmaya başlamıştır. Fotovoltaik sistemler şebekeye bağımlı sistemler (On Grid) ve şebekeden bağımsız sistemler (Off Grid) olarak uygulanmaktadırlar. Dünyada fotovoltaik sistemlerin kullanımı incelendiğinde, çoğunlukla şebekeye bağımlı kullanımın olduğu ve kullanımın her geçen gün arttığı gözlenmektedir[1]. Bu artış şebekeye bağımlı sistemler için belirli standart ve kuralların oluşturulmasını zorunlu kılmıştır. Büyüklüğüne bakılmadan iletim veya dağıtım sistemine bağlanan tüm yenilenebilir güç sistemleri, kayıt altında tutulmalı, kurulu güçlerine göre üretecekleri enerji miktarı önceden tahmin edilmeli ve gerçekte ürettikleri enerji değerlendirilmelidir. Avrupa Birliği ülkelerindeki örnek sistemlerde yenilenebilir enerji kaynaklarının şebekeye bağlantısı, ilgili iletim ve dağıtım şirketlerinin kontrolünde gerçekleştirilmektedir. Tüm bu sistemlerde üretim sayacının çıkışı, ilgili dağıtım veya iletim şirketi yetkilisi tarafından şebekeye bağlanmakta ve ulusal veri izleme sistemine girilerek sağlıklı istatistiki verilerin oluşması sağlanmaktadır.

Yapılan bu çalışmada, yüksek güneşlenme sürelerine sahip olan ülkemizin, bu avantajıyla sahip olduğu potansiyelin değerlendirilebilmesi ve güneş enerjisini yaygın olarak kullanmakla kalmayıp teknoloji üretebilme fırsatını da yakalayabilmesi için gerekli olan stratejik devlet desteği vurgulanmıştır. Ayrıca diğer ülkelerdeki muadil uygulamalar irdelenerek, kurulu gücü 500 kWh’e kadar olan fotovoltaik sistemlerin, şebekeye bağlanması ile ilgili kritik noktalar ülkemiz perspektifinden değerlendirilmiştir.

Anahtar kelimeler: Güneş enerjisi, fotovoltaik paneller, şebekeye bağlantı.

1. GirişDünyada nüfusun, talebin, üretimin ve enerji ihtiyacının giderek daha fazla artması ile ortaya çıkan fosil yakıtların tükenmesi tehlikesi ile beraber çevreye verdiği zarar, enerji ihtiyacının karşılanabilmesi için insanoğlunu farklı enerji kaynakları aramaya sevk etmiştir. Geldiğimiz bu noktada yararlanabileceğimiz en yakın ve bilinen kaynak, güneş enerjisidir.

Son yıllarda gündemimizin vazgeçilmez bir parçası olan küresel ısınma fenomeni ile birlikte çevreye zararlı olan fosil yakıtlardan

kaçış yolları arayışı artmış, bunun yerine en azından kullanımı sırasında çevreye zarar vermeyen, minimum karbon salınımı yapan enerji kaynaklarına yöneliş başlamıştır.

Yenilenebilir enerji kaynaklarının en bilinenlerinden bir tanesi güneş enerjisidir. Bu enerji, sıcak su ve elektrik üretiminde kullanılmaktadır. Üretilen elektrik ve sıcak suyun ise kullanım alanları çok farklı olabilir. Burada üzerinde durulması gereken nokta, bu üretim süreçlerinde enerjinin üretilmesi için belirli bir yatırım maliyetine katlanılıyor olunmasıdır.

Türkiye klasik fosil yakıt bakımından zengin bir ülke olmamasının bir sonucu olarak enerjide dışa bağımlı bir ülkedir. Enerjide dışa bağımlılıktan sıyrılıp, kaynakların daha etkin ve verimli kullanılması için alternatif enerji kaynaklarına yönelmek gerekmektedir. Kısa vadede fosil yakıtlarca zengin topraklar elde edemeyeceğimize ve dünya yenilenebilir enerji kullanımına doğru yöneldiğine göre, Türkiye’nin de bu enerji piyasasındaki değişimden hem kullanım, hem de üretim geliri olarak payını alması için elini çabuk tutması gerekmektedir.

2. Güneş Enerjisi SektörüGüneş enerjisi son 10 yıldır dünyanın, enerji ve iklim değişikliği ile ilgili sorunları için dikkatlerini yönelttiği en önemli kaynak durumuna gelmiştir ve bütün dünyada en kapsamlı Ar-Ge çalışmalarının yapıldığı bir sanayi dalıdır. Güneş enerjisi, ısıtmada, soğutmada ve değişik teknolojilerle elektrik enerjisi üretiminde kullanılmakta olup, yapılan projeksiyonlarda 2040 yılına kadar dünya enerji gereksinmesinin % 26’sının güneşten karşılanabileceği ve 2 milyondan fazla kişiye istihdam imkanı sağlanacağı belirtilmektedir. Dünyada güneşten elektrik enerjisi üreten sistem maliyetlerinde baş döndürücü bir teknolojik gelişme ve ilk yatırım maliyetlerinde büyük düşüşler gözlemlenmektedir. Yapılan tahminlerde, 2010’lu yıllardan itibaren güneş enerjili elektrik üretim sistemlerinin konvansiyonel kaynaklardan üretilen elektrik enerjisi fiyatları ile rekabet edilebilir mertebelere geleceği öngörülmektedir.[2]

“Güneş Ülkesi” olarak nitelendirebileceğimiz Türkiye’nin, yıllık güneşlenme süresi 2.640 saat ve yataya düşen güneş ışınımı yıllık 1.311 kWh/m²’dır.[3] Türkiye, coğrafi konumu nedeniyle sahip olduğu bu güneş enerjisi potansiyeli açısından birçok ülkeye göre şanslı durumdadır. Ancak ülkemizin bu şansını iyi değerlendiremiyor olması kaçınılmaz bir gerçektir. Özellikle güneşlenme süresi olarak ülkemiz kadar yüksek verilere sahip olmadığı halde güneş enerjisinden elektrik üretim sistemlerini yaygın halde kullanan pek çok ülke bulunmaktadır. Bu durumun en önemli sebebi ülkelerde


170

uygulanmakta olan teşviklerdir. Dünyada kullanımı her geçen gün artmakta olan fotovoltaik sistemler, ne yazık ki eksik mevzuat ve mevcut olmayan teşvikler yüzünden ülkemizde henüz yaygınlaşmış bir uygulama değildir.

3. Güneş Enerjisi İle Elektrik Üretim Sistemleri /Fotovoltaik Paneller (PV Paneller)Güneş ışınlarındaki fotonlar, fotovoltaik hücreye çarpar ve hücreler tarafından emilirler. Bu şekilde atomlarından serbest bırakılmış elektronlar, materyalin bir yanından diğer yanına akarken, diğer yandan da elektronların serbest kalması ile oluşmuş pozitif delikler, elektronların akım yönünün ters yönünde akarlar. Bu şekilde elektrik üretimi sağlanmış olur.

Şebekeye bağlı fotovoltaik bir sistemde fotovoltaik (PV) paneller, şarj regülatörü, akü grubu, inverter, pano (sigorta), sayaç ve yükler bulunmaktadır.

Fotovoltaik Paneller: Güneş enerjisini elektrik enerjisine çeviren modüllerdir.

Şarj Regülatörü: Fotovoltaik panelin gerilimini regüle ederek aküyü besler. Akünün şarj-deşarj durumlarını kontrol ederek aşırı şarj ve deşarj olmasını engeller ve akünün kullanım ömrünü uzatır.

Akü Grubu: Aküler sayesinde güneş enerjisinin yetersiz olduğu durumlarda sistemi besler.

İnverter: İnverter, güneş panellerinden gelen DC elektrik enerjisini evin içerisindeki şebeke elektriğine uygun cihazları çalıştırabilmek için AC elektrik enerjisine dönüştüren cihazdır.

Pano: Panoya gelen elektrik sigortalardan geçirilerek ev içerisine dağıtılır.

Sayaç: Çift taraflı sayaç, güneş enerjisinin yetersiz kaldığı durumlarda şebekeden çekilen elektrik enerjisini okur. Güneş enerjisinden üretilen elektrik enerjisi fazlalık oluşturduğunda da bunu ayrıca okuyarak şebekeye verilen elektriği gösterir.

Şekil 1. Fotovoltaik prensibi.

Güneş enerjisi ile elektrik üretim sistemleri incelendiğinde sistem temel anlamda ikiye ayrılmaktadır.

� Şebekeden Bağımsız (Off Grid) Sistemler� Şebekeye Bağlı (On Grid) Sistemler

Şebekeden bağımsız sistemler şebeke elektriğinin olmadığı çiftlik evi, baz istasyonları, askeri uygulama alanları ve tarımsal alanlar gibi mahallerde elektrik ihtiyacının karşılanmasına yönelik güneş enerjisinden faydalanan elektrik üretim sistemleridir. Bu sistemlerde fotovoltaik paneller, şarj regülatörü, akü ve invertör kullanılmaktadır.

Günümüzde gelişmiş ülkelerde fotovoltaik sistemlerin kullanımı incelendiğinde giderek yaygınlaşan uygulama ise şebeke bağlantılı sistemlerdir.

3.1. Şebekeye Bağlı (On Grid) SistemlerŞebeke elektriği bulunan tüm mahallerde elektrik ihtiyacının karşılanmasına yönelik güneş enerjisinden faydalanan elektrik üretim sistemleridir.

Son yıllarda yaygın hale gelen, kullanıcıların bina çatı ve yüzeylerine yerleştirilen fotovoltaik paneller ile üretilen enerji iki yönlü sayaç uygulamasıyla şebekeye verilebilmektedir.[4,5] Bu sistemlerde üretilen DC akımın, AC akıma çevrilmesi ve şebeke uyumlu olması gerekmektedir. Fotovoltaik paneller, elektrik ihtiyacının tamamını, bir kısmını veya ihtiyaçtan fazlasını üretebilmektedir. Bu tür sistemlerde fotovoltaik panel ile üretilen elektriğin fazlası elektrik şebekesine satılır, yeterli enerjinin üretilmediği durumlarda ise şebekeden enerji alınır. Şebekeye bağlı sistemler, akülü ve aküsüz sistemler olmak üzere ikiye ayrılır.

a. Akülü Sistem

b. Aküsüz Sistem

Şekil 2. Akülü ve aküsüz fotovoltaik sistemlerin şebeke bağlantısı [6].


171

3.2. Şebekeye Bağlantı Esasları (500kW Gücün Altındaki Fotovoltaik Sistemler)Ülkemizde, kurulu gücü azami 500 kW ve altındaki yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerinde üretim faaliyetinde bulunan veya yalnızca kendi ihtiyacını karşılamak amacıyla, toplam verimliliği ilgili yönetmelikte belirlenen değerin üzerinde olan tesisi kuran gerçek veya tüzel kişiler lisans alma muafiyetinden yararlanabilmektedir. [8]

Bu muafiyet bu üretim sistemlerinin, iletim ve dağıtım sistemine bağlantısında bir takım güvenlik sorunlarını da beraberinde getirmektedir. Bu nedenle sistemlerin şebekeye bağlantısında aşağıda belirtilen hususlara dikkat edilmelidir:I. Bağlantı noktasıII. SayaçlarIII. İhtiyaç fazlası enerji

Fotovoltaik üretim tesisinin sayacın bulunduğu nokta itibariyle dağıtım sisteminin gerilim seviyesi ve frekans düzeyi (50 Hz) ile uyumlu olmalıdır. Akım gerilim harmonikleri ile fliker etkisi bakımından diğer dağıtım sistemi kullanıcılarına olumsuz etki yapmamalıdır.

Üretim tesisi, şebeke kaybı veya dağıtım sisteminde bir kısa devre arızası oluşması durumunda dağıtım sistemi ile bağlantısı kesilecek ve dağıtım sistemine kesinlikle enerji vermeyecek şekilde tasarlanmalı, kurulmalı ve işletilmelidir.Üretim tesisinin dağıtım sistemine bağlantısının, dağıtım sisteminin topraklama sistemine uygun olması gerekmektedir.

100 kW ve üzeri kurulu güce sahip üretim tesislerine, bağlantı noktasındaki gerilim, aktif ve reaktif güç ve bağlantı durumuna

ilişkin verilere dağıtım şirketinin erişebilmesi amacıyla görüntüleme ve izleme sistemlerinin kurulması gerekebilmektedir.

Üretim tesisinin bağlantısında kullanılan bağlantı hatlarının ve teçhizatının aşırı gerilim darbelerine dayanıklı olması ve bağlanılan sistemin nominal geriliminin 2,2 katına sürekli dayanabilecek yapıda olması gerekmektedir.

I. Bağlantı noktası Üretim sisteminin kurulu gücünün 100 kw ve üstünde olması halinde, bu tesisler YG (Etkin şiddeti 1000 volt üzerindeki gerilim) seviyesinden dağıtım sistemine bağlanır. Kurulu gücü 100 kw’ın altında ise AG gerilim seviyesinden dağıtım sistemine bağlanır. Ancak bu tesisin, dağıtım şirketi tarafından yapılacak teknik değerlendirme sonuçlarına göre YG gerilim seviyesinden dağıtım sistemine bağlantısı yapılabilir.

AG (Etkin şiddeti 1000 volt ve altındaki gerilim) sevisinden bağlanacak üretim tesislerinin toplam kapasitesi, bu üretim tesislerin bağlı olduğu dağıtım transformatörünün gücünün % 20’ini geçmemesi gerekmektedir.

YG/AG dağıtım transformatöründe yıllık ortalama yüke ilişkin bir yıllık ölçüm bilgisi bulunmaması halinde, üretim tesisinin kapasitesi, bağlanacağı dağıtım transformatörünün gücünün % 15’ini geçmemelidir.

AG’den bağlanacak üretim tesisinin başvuruda beyan edilen kurulu gücünün 5 kw’ın üzerinde olması halinde, üç faz üzerinden dağıtım sistemine bağlanmalıdır.

Bağlanılacak noktanın kısa devre akımının, bağlanacak üretim tesisinin nominal akımına bölümü ile elde edilecek bağlanabilirlik oranının; kurulu gücü 500 kw’a kadar olan fotovoltaik (PV) güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri için 100’ün üzerinde olması gerekmektedir.

Dağıtım şirketi, üretim tesisi ve bağlantı sisteminde yapılan bakım test ve deneylerin uygunluğunu denetlemelidir.

II. SayaçlarÜretim ve tüketim tesislerinin aynı mekanda bulunması halinde, bağlantı anlaşmasında belirlenen yere çift yönlü ölçüm yapabilen sayaçlar takılmalıdır.

III. İhtiyaç fazlası enerjiDağıtım şirketi, tüketim tesislerince tüketilen elektrik enerjisi miktarının tespiti ve faturalandırılması sırasında üretim tesisinde üretilerek dağıtım sistemine verilen elektrik enerjisi miktarını tespit etmelidir ve sisteme verilen ihtiyaç fazlası enerji, yapılacak olan elektrik alım anlaşması çerçevesinde dağıtım şirketi tarafından satın alınmalıdır.

Ülkemizde 500 kW gücün üzerindeki yenilenebilir güç sistemleri lisans verildikten sonra devreye alındıkları için kayıt altında tutulabilmektedir. Diğer taraftan yukarıda belirtilen hususlar dikkate alındığında şebekeye (iletim ve dağıtım hattına) bağlanan 500 kW gücünün altındaki yenilenebilir güç sistemleri lisans muafiyetinde oldukları için şebekeye bağlantılarının kayıt altında tutulması son derece önemlidir. Büyüklüğüne bakılmadan iletim veya dağıtım

a. Şebekeye Bağlı Akülü Sistem

b. Şebekeye Bağlı Aküsüz Sistem

Şekil 3. Akülü ve Aküsüz Fotovoltaik Sistemlerin Şebeke Bağlantı Şeması [7]


172

sistemine bağlanan tüm yenilenebilir güç sistemleri kayıt altında tutulmalı, kurulu güçlerine göre üretecekleri enerji miktarı önceden tahmin edilmeli ve gerçekte ürettikleri enerji değerlendirilmelidir. Avrupa birliği ülkelerindeki örnek sistemlerde yenilenebilir enerji kaynaklarının şebekeye bağlantısı ilgili iletim ve dağıtım şirketleri kontrolünde gerçekleştirilmektedir. Tüm bu sistemlerde üretim sayacının çıkışı, ilgili dağıtım veya iletim şirketi yetkilisi tarafından şebekeye bağlanmakta ve ulusal veri izleme sistemine girilmektedir.

Örneğin Avustralya’da fotovoltaik sistemlerin şebekeye bağ-lanması için dağıtım şirketi ile üretim tesisi sahibi tüzel veya ger-çek kişi arasında; “Şebeke Bağlantı Anlaşması” ve “Güç satın alma anlaşması” imzalanmaktadır. Böylelikle fotovoltaik üretim tesislerinin şebeke bağlantısı kayıt altına alınmış olmaktadır.

Şebeke bağlantı anlaşması kapsamında dağıtım şirketi, Avustralya da üretim tesisinin ilgili mevzuatta belirlenen standartlara uygun-luğunu denetlemek için üretim tesisi sahibinden fotovoltaik sistemde kullanılan ürünlere ilişkin teknik bilgi talep etmektedir. Ayrıca dağıtım şirketi, sertifikalı bir elektrikçi tarafından, üretim sisteminin uygunluğunun kontrol edilmesini zorunlu kılmaktadır. Bu denetim neticesinde taraflar arasında bağlantı anlaşması imzalanmaktadır.

Güç satın anlaşması kapsamında ise dağıtım şirketi, kendi pro-sedürüne bağlı olarak inverter seçimini, monofaze sistemlerde 10 kVA ve trifaze sistemlerde 30 kVA olarak sınırlandırmaktadır. Bu sayede dağıtım şirketi kişilerin satabileceği elektrik miktarına kota koymaktadır.

Taraflar arasındaki bu anlaşmalar, güvenlik açısından bir risk görülmesi veya sistemi yaptıran kişinin sistemin yapıldığı yerden ayrılması durumunda iptal olmaktadır.

3.4. Şebekeye Bağlı Sistemlerde Karşılaşılan Sorunlar: � Güneş enerjisi kesintili bir enerji kaynağıdır. (Gece/Gündüz)� Bu nedenle dağıtım sistemlerindeki planlamalarda güçlükler ya-

şanmaktadır. � Küçük güçlü sistemlerde ise yapılması gereken işlemler (mahsup-

laşma) dağıtım şirketleri açısından maliyeti artırmaktadır.� Pahalılığı ve dağıtımındaki bu tür teknik zorluklar nedeniyle

güneş elektriğin desteklenmesi kaçınılmazdır.

Fotovoltaik sistemlerin şebekeye bağlanmasının beraberinde getirdiği sorunlara rağmen gelişmiş ülkeler, krizleri özellikle yenilenebilir enerji konusunda yatırımların artırılması, Ar-Ge ka-pasitesinin yükseltilmesi ve istihdam sağlanması için bir fırsat ola-rak gördüklerini yeni stratejiler ve ayırdıkları milyarlarca dolar kamu fonu ile gösteriyorlar. Örneğin;

Fransa: 2009 itibariyle uygulamadaki Yenilenebilir Enerji Kaynakları Teşvik Yasasına göre şebeke besleme tarifeleri şu şekildedir:� Yere kurulan sistemler için Fransa anakarasında 0,32823 Euro/

kWh, Korsika gibi adalarda 0,42 Euro/kWh � Çatıya kurulan veya bina entegre sistemler için tüm Fransa’da

0,60176 Euro/kWh

Kontrat süreleri 20 yıldır ve enflasyon oranlarına göre tarifeler güncellenmektedir. Vergi kesintileri şeklinde farklı yenilenebilir enerji teşvik mekanizmaları da mevcuttur.

Almanya: 2009 yılı itibariyle fotovoltaik sistemler için uygulanmakta olan şebekeyi besleme tarifeleri şu şekildedir:

� 30 kWp’ten daha küçük sistemler: Yere kurulu solar PV sistemler için 0,3194 Euro/kWh, binalara ve ses kesme duvarlarına kurulan solar PV sistemler için 0,4301 Euro/kWh

� 30 – 100 kWp arasındaki sistemler: Yere kurulu solar PV sistemler için 0,3194 Euro/kWh, binalara ve ses kesme duvarlarına kurulan solar PV sistemler için 0,4091 Euro/kWh

� 100 – 1000 kWp arasındaki sistemler: Yere kurulu solar PV sistemler için 0,3194 Euro/kWh, binalara ve ses kesme duvarlarına kurulan solar PV sistemler için 0,3958 Euro/kWh

� 1000 kWp’ten daha büyük sistemler: Yere kurulu solar PV sistemler için 0,3194 Euro/kWh, binalara ve ses kesme duvarlarına kurulan solar PV sistemler için 0,3300 Euro/kWh

Sözleşme süreleri 20 yıldır ve değerler sabittir. Önümüzdeki yıllarda yapılacak kontratlardaki şebeke besleme tarife değerlerinde % 8 - 11 arasında indirimler planlanmaktadır.

İspanya: 2008 yılından beri yasal çerçeveyi “Real Decrato” (kraliyet kararnamesi) olarak bilinen ve 2008’de yenilenen Yenilenebilir Enerji Kaynakları Yasal düzenlemesi belirlemektedir. 2009 itibariyle güneş enerjisi teşvikleri için şebekeyi besleme tarifesi şu şekildedir;Binaya entegre sistemlerde• 20 kWp’ten küçük sistemler için: 0.34 Euro/kWh • 20 kWp’ten büyük sistemler için: 0.32 Euro/kWh PPP Yere kurulmuş sistemler için: 0.32 Euro/kWh Bu güneş enerjisi teşviklerinin yıllık toplam sınırları 500 MW civarındadır.

Türkiye: Ülkemize baktığımızda ise 2009 yılının yaz aylarında TBMM gündemine alınan fakat görüşmeleri ertelenen “Yenilenebilir Enerji Kaynakları Kanunundaki değişiklik önerisi”ne göre güneş enerjisi teşviki için şebeke besleme oranları; ilk on yıl için 0.28 Euro/kWh, ikinci on yıl için 0.22 Euro/kWh şekilde olacak.

4. Sonuç Güneşten elektrik üretimi, yenilenebilir ve temiz olma özelliği nedeniyle dünya çapında giderek artan bir biçimde kullanılmaktadır. Bu konuda Almanya, İspanya, Fransa ve diğer Avrupa Birliği ülkeleri gelişmiş örnekler olarak öne çıkmaktadır. Sözü geçen ülkelerin bu alandaki başarılarının temelinde güneş enerjisinin kullanımının artırılması için uyguladıkları kamusal politikalar olduğu bilinmektedir. Bu politikaların uluslararası, bölgesel ve devletler düzeyinde geliştirilmekte olan çevre koruma önlemleri ile uyumlu ve yakın ilişki içinde olduğu dikkat çekmektedir.

Temiz ve yenilenebilir bir enerji kaynağı olarak güneş enerjisinin kullanılması ve kullanımının yaygınlaştırılması için ülkemizin dünya güneş kuşağı üzerinde olduğu da dikkate alınarak gerekli hukuksal, idari ve teknik altyapının değerlendirilmesi gerekmektedir. Her şeye rağmen ülkemizin enerji politikasının yeniden şekillendirilmesi ve bu amaçla her türlü önlemin harekete geçirilmesi için önümüzde bir fırsat ve zaman olduğunu düşünebiliriz. Bu noktada Türkiye, güneş enerjisi üretim ve kullanımına kaynak ayırmalı ve bir an önce gerekli teşvikleri yürürlüğe sokmalıdır.


173

Kaynaklar[1] www.akademimuhendislik.net, 2010[2] 6-7 Kasım 2009, 1. Güneş Enerjisi Sistemleri Sempozyum ve

Sergisi Sonuç Bildirgesi, MMO, Mersin, 2009[3] http://www.eie.gov.tr/turkce/YEK/gunes/tgunes.html, 2010[4] T.C Enerji ve tabii Kaynaklar Bakanlığı Elektrik İşleri Etüt

İdaresi genel Müdürlüğü, “Bina Enerji Yöneticileri” Eğitim Kitapları Cilt–1, Cilt–2, Cilt–3 Ankara, 2008

[5] http//:www.enerteach.com, 2010[6] http//:www.tcpdf.org, 2010[7] California Energy Commission, “A Guide To Photovoltaic (PV)

System Designand Installation”, Californiya, J,une 2001[8] www.rega.basbakanlık.gov.tr

SummaryIncreasingly use of energy causes pollution and consumes more natural resources. Fossil energy resources are limited and not environment friendly and this makes the increasingly use of energy more and more significant condition. New clean energy technologies are developed while people are more conscious about environment. In this way photovoltaic panels that enables to generate electricity by solar radiation has been starting to use commonly. Photovoltaic systems are applied in two ways, first’s on-grid systems and second’s off-grid systems. Mostly on-grid photovoltaic systems are applied to utilize the solar radiation in the world and that recently increases [1]. This makes to establish rules and standards essential for on-grid systems. All renewable energy systems that connect to distribution or transmission systems must be registered, forecasted for energy amount that can be generated by the system and evaluated for the actual energy generations. Network connections of the renewable energy systems are controlled by the distribution or transmission companies in EU countries. In these countries connection of meters with the network is realized by authorized officers of the distribution or transmission companies and registered into the national data trace. That enables to have reasonable statistics.

In this study it’s emphasized strategically important government support that’s needed to catch the chances regarding the great potential of Turkey which has very impressive solar radiation values in solar electricity systems. In addition critical points of the solar systems that has less peak power than 500 kWh are evaluated from viewpoint of Turkey as different applications are considered.

Keywords: Solar energy, photovoltaic panels, network connection.


174

YENİLENEBİLİR ENERJİ YASA TASARISI ve ÇEVRE MEVZUATI ÇERÇEVESİNDE, ATIK VE GAZLARINDAN ENERJİ ÜRETİMİ ve POLİTİKA ÖNERİLERİ

M. Ata CEYLAN CEV Enerji ve İTO Enerji Komitesi

ÖzetDünya genelinde enerji bağımlılığı ve ihtiyacı giderek artmakta olup, kullanılan enerji kaynakları gün geçtikçe tükenmektedir. Öte yandan, çevre kirliliği ve küresel ısınma kendisini daha fazla hissettirmektedir. Ülkemizin Atıktan Enerji Potansiyeli biyokütle ile beraber yaklaşık 8,6 milyon TEP olup; özellikle de belediyelerimizin mali kaynakların kısıtlı olması ve genelde gider kalemlerinin gelir kalemlerinden fazla olmasından dolayı, söz konusu projeleri gerçekleştirmeleri mümkün olamamaktadır. Bundan dolayı bu tarz projeler Yap-İşlet-Devret tarzındaki (BOO, BOT, PPP) modellerle gerçekleştirilmekte olup, yatırım ve finansmanı özel firmalarca yapılmaktadır.

Öte yandan, atıktan enerji üreten projeler, diğer yenilebilir enerji kaynaklarına (hidro, rüzgâr, güneş, vb.) göre çalışma koşulları daha zor ve nispeten mikro ölçeklidir. Türkiye’nin tüm kentlerinde, atık depolama alanlarından (landfill) enerji üreten projeler gerçekleştirilse bile, ulaşılabilecek maksimum kapasite 250 MW’ tır. Bu miktar da sadece bir baraj veya büyük ölçekli bir rüzgâr projesine denk düşmektedir. Bununla birlikte, atıktan enerji projeleri vasıtasıyla, 1 MW’lık enerji üretim santralinde 600 m³/h LFG gaz, dolayısıyla 240 m³ metan ve 46,000 ton/yıl CO2 gazının emisyon değerinin azaltılması sağlanmaktadır. Ayrıca her an patlama riski olan bu gazların kontrol altına alınması sağlanmaktadır. Söz konusu projelere salt enerji projesi olarak değil, önemli birer “Çevre Projesi” gözüyle bakılması gerekmektedir. Özel bir teşvik mekanizması uygulanmadığı takdirde, atıktan enerji üretim yatırımları ilgi görmeyecektir. Ülkemizin, Kyoto Protokolü’nü kabulü sonrası önem arz etmeye başlayan Atık Yönetimi ve enerji üretimi konusunun ciddi seviyede desteklenmesi gerekmektedir.

1. GirişAtıklar, değerlendirilmesi gereken bir kaynak olup atıkların kendisinden bazı ısıl işlemler yöntemiyle veya gömüldüğü sahalarda üreyen metandan, yenilenebilir enerji üretilebilmekte ve potansiyel bir kaynağın bir kaynağa dönüşmesi sağlanmaktadır.

Arz güvenliği ithalata bağımlılığın azaltılması, çevrenin korunması sera gazı emisyonunun azaltılması ve istihdam imkanları oluşturulması açışından atıktan enerji üretiminin önemi giderek artmaktadır.

2. Atık Türleri ve Katı Atık Yönetiminin Ana Bileşenleri:

2.1 Katı Atıkların Çeşitleri2.1.1. Evsel Atıklar2.1.2. Endüstriyel Atıklar (Kâğıt, Gıda Sanayi, Mezbaha)2.1.3. Tehlikeli Atıklar

2.1.3.1. Radyo Aktif Atıklar2.1.3.2. Kimyasal Atıklar2.1.3.3. Biyolojik Atıklar2.1.3.4. Alev Alabilir Atıklar2.1.3.5. Patlayabilir Atıklar2.1.3.6. Tıbbi Atıklar

2.1.4. Özel Atıklar(Tehlikesiz/Tehlikeli Ara Kategori Atıkları: Yağlar, Çamurlar, Fırın Külü)

2.2. Katı Atık Yönetiminin Ana Bileşenleri

3. Yasal Mevzuat

3.1. Belediye Kanunu Madde 155393 sayılı Belediye Kanunu’nun 15. maddesinin g bendi gereği, “Katı atıkların toplanması, taşınması, ayrıştırılması, geri kazanımı, ortadan kaldırılması ve depolanması ile ilgili bütün hizmetleri yapmak ve yaptırmak” belediyelerin kapsamındadır.

3.2. Çevre Mevzuatı (Atıkların Yönetimi)

ATIK ÜRETİMİ

BİRİKTİRME

TOPLAMA

İŞLEME- GERİ KAZANIM-ENERJİ

CEV Enerji ve İTO Enerji Komitesi

DEPOLAMA (LANDFILL)

TAŞIMA (VE AKTARMA)

Şekil 1. Katı atık yönetiminin ana bileşenleri.

Tablo 1. Çevre Mevzuatı

İlgili Yönetmelik Resmi Gazete

Tarih/Sayıİlgili Maddeler

Tehlikeli atıkların Kontrolü yönetmeliği

14 MART 2005/25755Madde 20,21 ve Ekler 15,16 ve 17

Atıktan Ek Yakıt olarakKullanılmasında Uyulacak Genel Kurallar HakkındaTebliğ (22.06.2005)

22 Haziran 2005/25853Tüm Madde ve Ekler

Tıbbi Atıkların Kontrolü Yönetmeliği

22 Haziran 2005/25883Madde 33, 34 ve 35

Katı Atıkların KontrolüYönetmeliği

14 Mart 1991/ 20814 Madde 38, 39 ve 40

Atıkların Yakılmasına İlişkin Yönetmelik Taslağı

2010 yılı (Muhtemelen)Tüm Maddeler ve Ekler

Atıkların Düzenli Depolanmasına Dair Yönetmelik

26 MART 2010/ 27533 (YENİ)

Tüm Maddeler ve Ekler


175

3.2.1. Katı Atıkların Kontrolü Yönetmeliği “Madde 27- Depo kütlesinde havasız kalan organik maddenin mikrobiyolojik olarak ayrışması sonucu çevreye yayılarak, patlamalara, zehirlenmelere sebep olabilecek metan gazı ağırlıklı olmak üzere karbondioksit, hidrojen, sülfür, amonyak ve azot bileşikleri yatay ve düşey gaz toplama sistemi ile toplanır ve kontrollü olarak atmosfere verilir veya enerji üretmek sureti ile değerlendirilir” olarak belirtilmektedir.

4. Atıkların Enerji Amaçlı Değerlendirilmesi Genel anlamda belediyeler, büyükşehir belediyeleri ve diğer ilgili endüstriyel atık bertaraf yetkili mercileri, katı atık bertarafı sorumluluklarını yerine getirmek amacıyla yeni teknolojilere yönelmeye başlamışlardır. Bunlar da en genel haliyle;� Biyometanizasyon (Landfill-Doğal Metan Gazı Oluşumu)� Isıl İşleme Dayalı (Yakma, Piroliz, Gazlaştırma, vs.) 4.1. Biyometanizasyona Dayalı Enerji Üretimi

Tablo 2. Çevre ve Orman Bakanlığı Tarafından Belediyelerle Yürütülen Çalışmalar

Tesis Sayısı

Belediye Sayısı

Hizmet Alan Nüfus

2003/8 genelgesi kapsamında yürütülen çalışmalar

63 590 17.076.912

AB projeleri 9 113 3.867.493

Düzenli Depolama Yapan Belediyeler

41 581 32.075.218

Toplam 113 1.284 53.019.623

(2) Yakma ve beraber yakma işlemi sırasında üretilen ısının, elektrik enerjisine dönüştürme, üretim sürecinde kullanma ya da bölgesel ısıtma kullanma gibi yöntemlerle en elverişli biçimde geri kazanılması esastır.

Şekil 2. Depogazdan enerji üretimi.

Yakında, Ankara-Sincan, Adana, İskenderun tesisleri de faaliyete girecektir.

4.2. Isıl İşleme Dayalı Atık Bertarafı ve Enerji ÜretimiÇevre ve Orman Bakanlığımızca, 2000/76/EC sayılı direktif temel alınarak hazırlanan atıkların yakıt veya ek yakıt olarak yakılmasına ilişkin yönetmelik taslağında; Genel kurallar olarak;MADDE 5 – (1) Yakma veya beraber yakma işlemine tabi tutulmadan önce atığın tehlikeli atık olup olmadığı, atık içerisinde radyoaktif madde bulunup bulunmadığı belirlenir. Tehlikeli olan ve olmayan atıkların yakılmasına veya beraber yakılmasına aynı emisyon limit değerleri uygulanır.

ISIL İŞLEMLER

YAKMA GAZLAŞTIRMA PİROLİZ

FAZLA HAVA

KISMİ HAVA

HAVASIZ ORTAM

ISI, KÜL SIVI, GAZ, KATI GAZ, YAKIT , KÜL

Şekil 3. Isıl işlemler.

Tablo. Ülkemizdeki Lisanslı Tehlikeli Atık Yakma Tesislerinden Bazıları

Firma Adı Kapasite

İZAYDAŞ (Yakma) 35.000 ton/yıl

PETKİM (Yakma) 17.500 ton/yıl

TÜPRAŞ (Yakma) 7.750 ton/yıl

Ek yakıt lisansı almış tesislerin sayısı:� 2008 yılında 26 çimento fabrikası, 3 kireç tesisi lisans almıştır.� Enerji geri kazanımı-gazlaştırma tesisi: 1 adet İstanbul’da

bulunmaktadır.

5. Yenilenebilir Enerji Kaynaklarına İlişkin Genel Mevzuat DüzenlemeleriYenilenebilir enerji kaynaklarının desteklenmesine ilişkin düzenlemeler iki ana kanunda yer almaktadır:� 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ile bu kanuna istinaden

çıkarılan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği, � 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi

Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun.

5.1. 5346 Sayılı Yenilenebilir Enerji Kanunundaki DüzenlemelerTeşvikler kapsamında yapılan düzenlemelerden en önemlisi, 5346 sayılı YEK Kanunu ile getirilen 10 yıllık alım garantisi ve fiyat teşviğidir.

Uygulanacak fiyat EPDK’nın belirlediği bir önceki yıla ait Türkiye ortalama elektrik toptan satış fiyatıdır. Bu fiyat 5 Euro Cent / kWh karşılığı Türk Lirasından az, 5,5 Euro Cent /kWh karşılığı Türk Lirası’ndan fazla olamaz. Serbest piyasada bu fiyatın üstünde satış hakkı vardır.

Bu uygulamalar 31/12/2011 tarihinden önce işletmeye giren tesisleri kapsar. Bakanlar kurulu uygulamanın sona ereceği tarihi, 31/12/2009 tarihine kadar, en fazla iki yıl süreyle uzatabilir. 5.2. Yenilenebilir Enerji ile İlgili Kanun Değişiklik Teklifi Meclis Genel Kurulu gündeminde bulunan YEK’in değiştirilmesi hakkında kanun teklifinde aşağıdaki değişiklikler yer almaktadır:� Çöp gazı ise ayrı olarak tanımlanmıştır.


176

� Fiyatlar da revizyon öngörülmektedir. � Yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik enerjisi üreten lisans

sahibi tüzel kişiler, on yıl süreyle sistem kullanım tarifilerini % 90 indirimli olarak öder.

� Teşviklerden yararlanabilmek için YEK Belgesi ve lisans alınması, 31/12/2015 tarihinden önce üretim tesisinin işletmeye girmesi ve her yıl 31 Ekim tarihinden önce EPDK’ya başvuruda bulunması gerekmektedir.

� Ancak katı ve sıvı haldeki yakıtları kullanmak suretiyle elektrik enerjisi üreten biyokütleye dayalı üretim tesislerinden kurulu gücü 1000 kW’dan az olanlar YEK destekleme mekanizmasına tabi olamaz.

6. Sonuç � Atıklardan elektrik üretimi, sera gazı emisyonunun azaltılması

yönündeki girişimler ve üretim teknolojilerinde yaşanan gelişmeler ile birlikte dünyada olduğu gibi ülkemizde de giderek artmaktadır.

� YEK kanun değişikliği kapsamında; “çöp gazı” ayrı olarak tanımlanarak olumlu bir adım atılmıştır. Ancak bununla beraber daha genel bir tanım yapılarak; atıktan enerji tanımının yapılması ve uygulanabilecek tüm teknik yöntemlerin (çöp gazı, yakma, piroliz, gazlaştırma) bu Yenilenebilir Enerji destek kapsamına alınmalıdır.

� Katı Atıkların Kontrolü Yönetmeliği; Madde 27- “Depo kütlesinde havasız kalan organik maddenin mikrobiyolojik olarak ayrışması sonucu çevreye yayılarak, patlamalara, zehirlenmelere, sebep olabilecek metan gazı ağırlıklı olmak üzere karbondioksit, hidrojen, sülfür, amonyak ve azot bileşikleri yatay ve düşey gaz toplama sistemi ile toplanır ve kontrollü olarak atmosfere verilir veya enerji üretmek sureti ile değerlendirilir” denilmektedir. Bu maddenin de; atmosfere verilmesinin yerine “bu gazın enerji üretmek sureti ile değerlendirilmesi gerekir” zorunluluğu getirilmelidir.

� Atıktan enerji üretimi ile ilgili yasal düzenlemeler net, anlaşılır, uygulanabilir ve değişen ihtiyaçlara göre revize edilebilir olmalıdır.

� Yatırımların sürdürülebilir olması açısından teşvik mekanizmaları, atıktan enerji üretim ve tesisi yatırım maliyetlerini karşılayacak düzeyde belirlenmelidir.

� Bu kapsamda, hem yatırımcıların hem tüketicilerin faydalarının optimum düzeyde olması için teşvik mekanizmaları günün ihtiyaçlarına ve gelişen teknolojiye göre sürekli revize edilmelidir.

� YEK kanun taslağında “Ancak katı ve sıvı haldeki yakıtları kullanmak suretiyle elektrik enerjisi üreten biyokütleye dayalı üretim tesislerinden kurulu gücü 1000 kW’dan az olanlar YEK destekleme mekanizmasına tabi olamaz” denilmektedir. Bu maddenin kapsamına kesinlikle atıktan enerji üretimi alınmamalıdır.

� Söz konusu projelere salt enerji projesi olarak değil önemli “Çevre Projesi” gözüyle bakılması gerekmektedir. Unutulmalıdır ki; atıktan enerji projeleri nispeten küçük ölçekli projeler olmasından dolayı; özel bir teşvik mekanizması uygulanmadığı taktirde yatırımcılar tarafından ilgi görmeyecektir.

Kaynaklar� ÖZBAY M., “Katı Atık Yönetiminde Mühendislik Sistemleri”, pp.

1-172, Ankara, 2006.� ALPASLAN M. N., “Katı Atıların Yönetimi”, pp. 1-5, İzmir, 2005.

� DOĞRU B., “Atıktan Enerji Üretimi ve Yasal Mevzuat, Uluslar arası Atıktan Enerji Sempozyumu (IWES), İstanbul, 2009.

SummaryThe energy dependency and need is increasing gradually in worldwide, while the energy sources are getting exhausted day by day. On the other hand, environmental pollution and global warming makes itself more apparent. Our potential waste into energy including biomass is approximately 8.6 Million TEP; whereby especially due to the facts that the financial sources of our municipalities are scarce and that generally the income items exceed the expense items, these municipalities are not capable to realize such projects. This is why these kinds of projects are realized through Build-Operate-Transfer models (BOO, BOT, PPP), the investments and financing of which is made by private companies.

On the other hand, the working conditions for projects producing energy from solid waste are more difficult than those of other renewable energy sources (e.g. Hydro, wind, solar etc.) and are of a much lower scale. Even if energy projects are being realized from landfill areas in all cities of Turkey, the maximum capacity reached is 250 MW, which corresponds only to a dam or to a medium-scale wind project in only one region. However; 1 MW can be produced from 600 m³/h LFG of household waste through the use of Landfill projects so that the emission value of 250 m³ methane and 46.000 tons/year CO2 gas can be easily reduced. Moreover, it is possible to take these gases constituting a risk of explosion at any time under control.

Such projects indeed should be considered as important “Environmental Projects” rather than only as energy projects, so that nobody will be interested in Waste-to-Energy investments unless a special mechanism of incentive is induced. Thus, the issue of Waste Management and Energy Recoviring which seriously gained on importance after our country’s acceptance of the Kyoto Protocol must be supported more seriously.


177

PHOTOVOLTAICS VERSUS CONCENTRATED SOLAR POWER

Dr. Martin STICKELFichtner GmbH & Co. KG

Sebastian PETRETSCHEKFichtner GmbH & Co. KG

AbstractThe solar sector worldwide experiences an impressive growth in both, the number of projects as well as the size of individual power plants. The quality of engineering and project management so far does not always live up with the corresponding requirements. Fichtner, together with the University of Stuttgart performed a comparative study of the Levelized Electricity Costs, which un-derlines that the technology and plant concept must be carefully selected according to the requirements regarding dispatchability, feed-in tariffs as well as characteristics of the available sites and ambient conditions, first of all with respect to the solar irradiation.

Background and RelevanceIt is hardly worth to mention that renewable energy sources are expected to grow sharply over the next years and decades, replacing fossil fuels and being energy sources counting with significantly decreasing energy costs in the medium and long term - in contrast to their fossil competitors. The major drivers for decreasing costs for energy generation are, as already shown in the wind sector, economies of scale as well as rocketing project sizes.

However, the increasing project volumes, which more and more frequently reach investment amounts of appr. three-digit million Euros, are not in all cases reflected in the quality of project development processes, project contracts, financing schemes, project management as well as risk management and technology selection. This is surprising since the plant capacities are nowadays measured in Mega-Watt rather than in Kilo-Watt and the players in the market are no longer dominated by purely ecologically motivated individuals but by multi-national players in the production of the equipment, engineering and construction of the plants, investment and financing.

Fichtner together with the University of Stuttgart performed a study which compares the Levelized Electricity Costs for different plant concepts at different sites, including the analysis of sensitivities on key ambient parameters.1

Technologies and Plant ConceptsFigure 1 show a synopsis of the currently relevant solar power technologies, which of course are in different stages of market maturity. The presently predominant technologies in large scale plants are the non-concentrating photovoltaic (PV) plants with different types of modules (mono-crystalline, poly-crystalline and several thin-film technologies) on one hand and parabolic trough plants on the side of concentrated solar power (CSP).

A major difference between the two groups of technologies is that the presently market mature CSP technologies concentrate the solar irradiation, i.e. require direct irradiation in order to reflect the sun beams by mirrors concentrating them in either point focusing (central receiver and solar dish) or linear focusing (parabolic trough, linear Fresnel). Almost all of the PV plants work with non-concentrated sun-light and can therefore also make use of both, the direct as well as diffuse irradiation.

Photovoltaic cells use semiconductors, which effect an electric field that is able to separate charge carriers; by connecting the two contacts a current can flow. This way, sunrays are directly transferred into electricity without any moving parts. The direct current electricity is transformed by inverters to alternating current as used in the public grid and transformed by transformers to the required voltage level to feed into the public grid.

Different plant concepts in the PV are furthermore characterized by the type of installation, i.e. fix, one-axis tracking or two-axis tracking as well as the type of inverters that are used (few large central inverters or many small sting inverters). Tracking is used to increase the sunlight cached by the PV modules in case that the therewith increased the electricity generation overcompensates the corresponding additional costs for mechanical equipment and additional land.2

Figure 1. Solar Power Plants – Synopsis

(Source: Fichtner)

1 Study on behalf of Fichtner GmbH & Co. KG and University of Stuttgart: Photovoltaics and concentrated solar power plants - Development of a methodology for an estimation of the levelized electricity costs and profitability of the investment on the basis of three different locations. 2 In case tracking systems are used, the equipment is installed with a lower ground coverage ratio in order to reduce mutual shading of the modules.

Non-Concentrating

Linear-focusing(single axis)

Point-focusing (dual axias)

Integrated Solar Combined Cyle


178

Figure 2 pictures the scheme of a parabolic trough plant with thermal storage. Solar heat is collected in the field of parabolic troughs and transported by a heat transfer fluid to the solar heat exchanger where steam is generated and used for electricity production in a conventional water-steam ranking cycle. During high solar irradiation, the heat can be stored in a thermal storage in order to operate the plant during low irradiation due to passing clouds or for covering electricity demand during evening hours. Parabolic trough plants are characterized among others by counting or not with thermal storages and by the type of cooling system they use (wet, dry, hybrid).

Technology SelectionThe selection of the most adequate solar power plant concept shall be based on technological and financial criteria, such as:

1. Site related criteria, such as the size of the available land, topography and the availability of water. The cost efficiency of CSP plants benefits more significantly from larger plant sizes than PV plants since the latter are built in a very modular manner. Large plants require large sites that in the best case are almost flat and have water available at site (for the cooling system of the water-steam cycle and the cleaning of the mirrors)3 . PV plants also are most easily built on flat areas and in large scale; however, many commercial multi-MW plants are build on hilly sites and without any water close to the site. During operation water is only needed when module cleaning is required, which in dusty areas is the case a few times a year; in central Europe some plants are being operated for several years without any cleaning. If needed, the relatively small amount of water required for cleaning can be transported by truck to the sites.

2. Electricity storage: So far, there is no technology available for large scale energy storage of PV plants. In contrast, in (some) CSP plants thermal energy can be stored, e.g. in molten salt storages as used in the Andasol plants in southern Spain. However, the need and availability of storage depends on the load curves of a specific country or region and their coherence with the characteristics of the corresponding power plants; for instance, in case there are sufficient gas fired and hydropower plants, which can be dispatched according to the electricity demand, plant specific storage systems actually would not be necessary and due to their relatively high costs from a macro-economic point of view even not optimal.

3. Irradiation and other meteorological conditions: As mentioned above, a high portion of direct irradiation is required for CSP plants while PV plants also operate with diffuse irradiation. Furthermore, first of all the ambient temperature but also the wind speed have an influence on the plant performance, which requires further attention.

Approach for Quantitative ComparisonThe relevance of the most of the ambient conditions for the economics of different plant concepts were analyzed further in

Figure 2. Parabolic Trough CSP Power Plant(Source: Fichtner)

Figure 3. Parabolic Trough Power Plant(Source: Solar Millennium)

Figure 4. PV Plant(Source: Juwi)

3 For comparison reasons please note that e.g. the 50MW Andasol plants with a thermal storage of approximately 7.5hours full load have a total site surface of about 1.5km² and are supposed to require annually water in the range of 900,000m³.

Figure 5. Approach for Quantitative Analysis(Source: Fichtner)


179

a quantitative manner as follows: For different example sites (Bahamas, Northern Italy, South Africa) performance simulations were performed using long term average irradiation and temperature data from Meteonorm. The plant configurations were elaborated based on a proprietary Excel-Tool (to determine a suitable ground coverage ratio for PV plants based on the optimum inclination angles of the PV modules). With the Solar Adviser Model (SAM)4, we calculated the corresponding plant electricity outputs, which together with the related cost data for capital expenditures (CAPEX) and for operation and maintenance (O&M) formed the basis for the calculation of the the Levelized Costs of Electricity generation (LEC) in a cash flow model as result indicating the commercial performance of the concepts. We therefore defined a set of typical plant configurations as follows: • Parabolic Trough CSP plant• PV plant with thin film modules from First Solar (FS 275)• PV plant with poly-crystalline modules from Suntech Power (STP

200)• PV plant with mono-crystalline modules from SunPower

(SunPower 305)For the parabolic trough plant a reference plant size of 125MW was assumed, while the PV plant sizes differ according to the capacity that can be installed on a defined site and the corresponding land costs were considered in the cash flow model. Therewith the LEC [€/kWh] of the PV plants can reasonably be considered independent of the plant size due to the modular characteristic of PV plants.

Calculation of Levelized Electricity Costs (LEC)For the mentioned regions, LEC were calculated comparing the different PV technologies and tracking concepts with CSP, which resulted in the example for Bahamas as indicated in Figure 6. The different types of PV plants are able to generate electricity at lower costs than parabolic trough CSP plants (among others, due to the relatively high portion of diffuse irradiation due to the high air humidity). Double-axis tracking resulted to be the most expensive solution for all three PV technologies; the lowest LEC shows the thin film plant concept with fixed installations.

Typically tracking systems are not of advantage with thin film modules since the module surface is relatively large due to the rather low efficiency rates. However, in case of high direct irradiation and high module efficiencies as well as high module prices, tracking becomes more attractive. Due to the decreasing module prices in the recent years, we observe that double-axis tracking systems become less used in large scale projects, i.e. it becomes more attractive to just install additional module capacities (please refer to Figure 7). Furthermore, one-axis and fixed installations benefit from the advantage of less or no moving parts in the entire power plants, which results in simpler plant commissioning and operation and ultimately lower costs for O&M. Sensitivity AnalysesIn order to identify general drivers for LEC, sensitivity analysis on

4 SAM (Solar Advisor Model) is a free software tool made by NREL. SAM allows simulating and calculating different kind of energy generation systems, e.g. PV, CSP and fossil fuel plants. For PV and CSP SAM uses hourly data generated from Meteonorm or other sources which offer the formats tm2 or epw (8760 data rows). SAM selects the necessary data and sums the hourly results for the whole year to one value. Fichtner usually performs PV performance calculation using PVSYST a software system that became renown in the PV sector. For performance simulations Fichtner normally uses its own software tool SOLPRO. However, for this study we preferred to use SAM, predominantly because both technologies, PV and CSP parabolic trough plants can be simulated.

different plant parameters and ambient conditions were performed, which are summarized in the following paragraphs.

As CSP requires the concentration of the sunlight, direct solar irradiation is needed while PV modules also use diffuse irradiation; consequently, the LEC of CSP show a more significant dependency on the DNI than PV. In comparison to CSP, there is only a small difference between the PV technologies, which are predominantly related to differences temperature dependency and the response on low irradiation levels (please refer to Figure 8).

Figure 6. LECs for Different Plant Concepts (example Bahamas) (Source: Fichtner)

Figure 7. Module Prices versus LEC (example Northern Italy) (Source: Fichtner)

Figure 8. LEC as a function of Direct Normal Irradiation


180

High temperatures have a negative impact on the efficiency of the PV modules. The temperature coefficient of thin film modules usually is in the range of -0.2%/K while the efficiency of crystalline modules decreases at 0.4%/K to 0.5%/K.

Thus, in general terms it can be stated that the temperature effect on the efficiency of thin film modules is lower than on the efficiency of poly-crystalline and mono-crystalline modules. The cooling of the water-steam cycle in CSP plants is less efficient; while the thermal losses in the solar field also decrease.

However, the plant performance with respect to the ambient temperature needs to be analyzed in detail for the region and its climate conditions; e.g. the cooling system of the parabolic trough plant needs to be adopted project specifically, which also has an impact on CAPEX and O&M costs, which is not considered in the above calculation.

All solar power plants are characterized by the need of large sites in comparison to other renewable energies. However, the land costs mostly are relatively low compared to the overall CAPEX. Figure 10 shows the influence of the land price on the LEC for fixed mounting systems.

The influence of the land price for thin film is the biggest due to high land use, because of the lower efficiencies. Doubling the price for the land per year the LEC increases more than 3.2 %, for monocrystalline cells it is only about 1.7 %. The influence of the land costs on the LEC is marginal within a variety of 1 % within the given boundaries. Conclusions and OutlookThe solar energy sector is so far to a large extent driven by cross-subsidies, such as incentivized feed-in tariffs or portfolio standards in the electricity production. In some countries, tax exemptions or direct subsidies in the investment phase are given to stimulate the development of the solar power sector.

In the wind sector, we already can observe that economies of scale also stimulated by feed-in tariffs led to the existence of projects that at good locations are built without material subsidies, being feasible based on the sales of energy and CO2 emission certificates.

The feed-in tariffs in Germany and Spain for solar energy led to relatively low production costs for solar equipment and without the development of the parabolic trough plants in southern Spain this technology including their thermal storage systems would probably not yet be considered a proven and bankable technology.

Presently, different technologies in the solar sector are in a thrilling competition – among themselves but also with other renewable and conventional energy sources. Competitive concepts are being developed in the CSP sector e.g. solar tower technologies with ambient air or pressurized air are to be mentioned as well as the generation of steam directly in the heat collectors in the solar field of parabolic trough or Fresnel plants.

While the CSP sector still can be considered a seller’s market with a substantial potential for cost savings, in the PV sector cost competitiveness in the production of solar equipment (first of all modules) as well as increasing module efficiencies are key and new technologies, such as organic PV modules or printed PV cells (Nanosolar) drive continuous improvements.

The study underlines that technology selection and plant concept must be carefully performed according to the requirements regarding dispatchability, feed-in tariffs as well as characteristics of the available sites and ambient conditions (first of all with respect to the solar irradiation).

The design of solar power plants shall be the result of thorough state-of-the-art engineering and optimization procedures applying thorough simulation of the electricity generation and the optimization of plant technical as well as financial performance. Moreover, the technological concept of the plant has to be embedded in a sound project development process including the elaboration of sound and bankable project contracts.

These are, among others, Engineering, Procurement and Construction as well as Operation and Maintenance contracts that have to establish the details of plant performance and acceptance criteria as well as a fair balance of risks.

Figure 9. LEC’s as a function the Ambient Temperature

Figure 10. LEC’s as a Function of Land Costs


181

K

21. YÜZYILIN ENERJİ YÖNETİMİ: AKILLI ŞEBEKELER

Mehmet İMERYÜZGE Energy, Türkiye

ÖzetElektrik enerjisinin bir şebeke temelinde kullanıldığı 1890’lı yıllardan günümüze gelinceye kadar teknolojideki gelişmeler, elektrik enerjisi arzının güvenliğini, niteliğini, işlevselliğini ve verimliliğini arttırma yönünde çok önemli atılımların yapılmasını sağlamıştır. Bu atılımlar elektrik enerjisinin üretilmesi, tüketicilere iletilmesi ve tüketilmesi biçimlerini sürekli olarak ileriye götüren dönüşümlere yol açmıştır. Elektrik enerji endüstrisi, 21. yüzyılın ilk 10 yılını geride bırakmak üzere olduğumuz bugünlerde yeni bir dönüşümün eşiğine gelmiş bulunuyor. Temiz enerji talebinin artmasıyla birlikte daha fazla sayıda yenilenebilir enerji kaynağının mevcut iletim ve dağıtım şebekelerine bağlanma gereksinimi ile tüketicilerin enerji kullanım şekilleri üzerinde daha fazla bilgiye ve denetime sahip olma taleplerinin, arz tarafındaki kurumların olağan güvenlik ve verimlilik arttırma gereksinimleriyle bir araya gelmesi, şebekenin bütününü temel alan yeni yönetim şekillerinin geliştirilmesini zorunlu hale getirmektedir. Bu bildiride uluslararası meslek kuruluşları tarafından daha önce geliştirilen tanımlamalar ışığında eldeki teknolojiyle yapılabilecek olası uygulamalar ele alınacak ve akıllı şebekelerin geleceği üzerinde durulacaktır.

1. TanımlarAkıllı Şebekeler çoklukla geleceğe dönük ve bu yönüyle soyut bir kavram olarak algılansa da uluslararası meslek kuruluşları tarafından tanımlar geliştirilmiş ve yol haritaları çıkarılmaya çalışılmıştır. Bunlardan EPRI (Electric Power Researc Institute)’ye göre Akıllı Şebeke:� Verimli, güvenilir ve birbirleriyle eşgüdümlü olarak çalışan, her

biri otomasyona tabi birçok iletim ve dağıtım sisteminden oluşan bir güç sistemidir.

� Acil durumlarda kendi kendini iyileştirme özellikleri olan ve üretim/iletim/dağıtım şirketi ile enerji pazarının ihtiyaçlarına karşılık veren bir güç sistemidir.

� Sayısı milyonlarla ifade edilen müşteriye hizmet veren ve gelişen dijital ekonominin ihtiyacı olan zamanında, güvenilir ve uyarlanabilir bilgi akışını sağlayan bir akıllı haberleşme altyapısına sahip bir güç sistemidir [1].

Bu tanımlara göre bir Akıllı Şebeke’nin sahip olması gereken nitelikleri aşağıdaki gibi özetleyebiliriz:� Akıllı Şebeke acil durumları önceden gidermeye izin verecek

şekilde geleceği kestirebilir olmalıdır.� Akıllı Şebeke önceden kestirilen veya algılanan problemleri

düzeltecek veya oluşmasını önleyecek şekilde kendi kendini iyileştirebilir olmalıdır.

� Müşterilerle ve pazarla etkileşimli olmalıdır.

� Kaynakların en uygun şekilde kullanımını sağlayacak şekilde uyarlanabilir olmalıdır.

� Varlık ve bilgi bakımından dağıtılmış olmalıdır.� Ham verinin bilgi haline getirilmesini sağlayacak şekilde

dönüştürücü olmalıdır.� Tehditlerden ve bilinmeyen durumlardan etkilenmeyecek

şekilde güvenlikli olmalıdır.

Bu niteliklere sahip olacak bir Akıllı Şebeke’nin altyapısının dijital cihazlar ile veri iletişimi ve bilgi teknolojilerine dayanması gerektiği çok açıktır. Buna göre, Akıllı Şebekeler’in kurulabilmesi için elektrik endüstrisinin, üretim ve iletim/dağıtım teknolojileri altyapısının temeli olan bakır ve çeliği, bilgi işleme ve iletişim teknolojileri altyapısının temeli olan silikon ve fiber optikle bir araya getirmesi esastır. [2]

2. Uygulama AlanlarıBugün sahip olunan teknolojiyle bir çok alanda Akıllı Şebeke uygulamaları gerçekleştirilmektedir.

2.1. Arz Tarafındaki İyileştirmelerElektrik enerjisinin verimli, güvenilir ve çevreye uyumlu bir şekilde tüketicilere ulaştırılması için yıllarıdır kullanılan ve dijital teknolojideki ilerlemelere paralel olarak işlevselliği ve verimi sürekli artan temel uygulamalar şunlardır:� Dağıtım Yönetim Sistemi / Enerji Yönetim Sistemi / SCADA� Trafo Merkezi Otomasyonu� Dağıtım Fideri Otomasyonu� Reaktif Güç Kompanzasyonu� Gerilim Regülasyonu

2.2. Talep Tarafındaki İyileştirmelerTüketicilerin elektrik enerjisinin kendilerine olan maliyetleri üzerinde daha fazla bilgi ve denetime sahip olma talepleri ile hizmet sağlayıcı dağıtım şirketlerinin hızlı faturalandırma ve kayıp / kaçakları önleme ihtiyaçları Gelişmiş Sayaç Altyapısı – GSA (Advanced Metering Infrastructure – AMI) uygulamalarını zorunlu hale getirmiştir.

GSA’nın temelini çift yönlü veri iletişimine imkan sağlayan telsiz ve/veya fiber optik bir haberleşme ağı ile böyle bir ağa bağlanmaya müsait, enerjinin maliyetine göre kendini dinamik olarak ayarlayabilen ve tüketim sahasındaki (ev, işyeri vb.) değişik yüklerle etkileşim içinde olan akıllı sayaçlar oluşturur. Enerjinin talep ve arzını en uygun şekilde dengelemek amacındaki hizmet sağlayıcı şirketler GSA uygulamalarının önünü açmaktadır. Bunun neticesinde Akıllı Ev / İşyeri, Akıllı Bina ve Ev Otomasyon


182

BP

Ağı (Home Automation Network – HAN) gibi yeni teknolojiler geliştirilmektedir.

GSA ile geliştirilebilecek kimi uygulamalar şunlardır:� Gerçek zamanlı fiyatlandırma / faturalama� Doğrudan yük kontrolü� Yük izleme ve yük temelinde alt-sayaçlar� Arıza algılama ve arıza çağrı yönetim sistemi� Talep eğrisi oluşturma / izleme� Güvenlik izleme� Uzaktan ev denetimi

2.3. Geniş Alan Ağı Koruma, İzleme ve Kontrol SistemleriMilli iletim şebekeleri büyüyüp karmaşıklaştıkça ve ülkeler arasında eş zamanlı – senkron – bağlantılar yapıldıkça, genişleyen şebekenin kararlılığını emniyet altına almak ve bir ülkenin milli şebekesinde meydana gelen bir sorunun diğer şebekelerin kararlılığını riske atmamasını sağlamak amacıyla tasarlanan Geniş Alan Ağı Koruma İzleme ve Kontrol Sistemleri hızla gelişmekte ve yaygınlık kazanmaktadır. Bu teknolojinin altyapısını güç santralleri ve trafo merkezlerine konulan akıllı röle ve/veya denetleyiciler ile bunlar arasında tesis edilen, çoğu zaman fiber optik (Optical Ground Wire – OPGW kablo ile) veri iletişim ağları oluşturur. Geleneksel SCADA altyapısı ve uygulamalarıyla saniyeler ve dakika mertebesinde gerçekleştirilebilen müdahaleler, Geniş Alan Ağı teknolojileri ile 100 ms mertebesinde ve otomatik olarak yerine getirilebilmekte ve bu sayede iletim şebekesini kararsızlığa sürükleyebilecek olağan dışı durumlar önleyici algoritmalarla zararsız hale getirilebilmektedir.

Diğer yandan Geniş Alan Ağı teknolojilerinin ölçme ve izleme alanında sağladığı en önemli imkan, güç sisteminin anlık durumunu farklı noktalarda eş zamanlı olarak izlemeyi sağlayan senkrofazör ismi verilen ölçümlerdir. Senkrofazör ölçümleri kullanılarak, şebeke ölçeğinde koruma uygulamaları geliştirmek ve uygun arabirim ve yazılımlar kullanılarak, tüm şebekenin gerçek ve eş zamanlı görüntüsünü izlemek mümkün olmaktadır.

Türkiye iletim sisteminin 2010 yılı içerisinde Kıta Avrupası’nın UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity) şebekesi ile eş zamanlı – senkron – olarak bağlanması kapsamında bir Geniş Alan Ağı uygulaması yürütülmektedir. TEİAŞ ve UCTE’nin 1990’lı yıllardan beri yürüttüğü çalışmalara göre, bu bağlantının sistem kararlılıklarını riske etmeden yapılabilmesi için gereken koşullardan bir tanesi, bağlantı noktalarında özel bir koruma sisteminin tesis edilmesidir. Çünkü Kuzey Amerika ve Avrupa gibi yaygın ve karmaşık iletim şebekelerinde son yıllarda meydana gelen enerji kesintileri incelendiğinde görülmüştür ki bu arızaların

nedenleri belli olsa da sonuçları ve tetiklediği diğer arızalar, güç santrallerinin (özellikle termal santrallerin), yük akışının, koruma, otomatik kontrol ve haberleşme sistemlerinin birbiriyle etkileşimine bağlı olarak önceden kestirilemeyen bir nitelikte olmaktadır. Bu nedenle birbirini tetikleyen bu beklenmedik olay silsileleriyle, Milli Yük Tevzi Merkezlerinde manuel olarak yapılacak müdahalelerle başa çıkmak etkin olamamaktadır [3].

Bu amaç doğrultusunda TEİAŞ tarafından gerçekleştirilen Özel Koruma Sistemi, üçer adet büyük termal santral ile hidroelektrik santralinin TEİAŞ’ın fiber optik geniş alan ağı ile UCTE şebekesi ile bağlantı noktaları olan Hamitabat (Bulgaristan ile) ve Babaeski (Yunanistan ile) trafo merkezlerine bağlanmasını ve burada tesis edilecek denetleyicilerin karşılıklı yük akışları sınır değerlere ulaştığında 15 adet trafo merkezinde yer alan güç trafolarını veya ilgili santrallerdeki üniteleri belli bir yük atma mantığıyla devre dışı bırakmasını sağlayacak şekilde tasarlanmıştır. Aynı zamanda kimi uç durumlarda meydana gelebilecek ülkelerarası güç salınımlarını daha büyümeden algılayarak iki sistemin bağlantısını koparıp Türkiye’yi ada konumuna getirecek özel bir koruma uygulaması uygulanmıştır. Tüm bu sınır değerler TEİAŞ ve UCTE’nin yürüttüğü ortak çalışma gruplarının raporlarında yer almıştır [4].

Şekil 1. Gelişmiş sayaç altyapısı.

Şekil 2. Senkrofazörler ile iletim şebekesi görüntüsünün bir örneği.

Şekil 4. TEİAŞ – UCTE bağlantısı geniş alan ağı koruması sistem şeması.

2.4. Varlık İyileştirme ve YönetimiÜretim, iletim ve dağıtım alanından servis sağlayıcısı olan şirketlerin en kıymetli varlıkları sahip oldukları teçhizattır. Yapılan araştırmalara göre, özellikle gelişmiş ülkelerde bugünkü elektrik şebekesini oluşturan teçhizat ortalama 35-40 yıl önce kurulmuştu. Gelişen ekonomi nedeniyle artan enerji talebi ve rekabet koşulları


183

K

altında, bu teçhizatın sınır yük değerlerinde çalışıyor olması gerçeği de göz önüne alındığında, varlıkların akılcı yönetiminin bakım ve yatırım planlamalarını düzenlemek açısından ne denli önemli olduğu ortaya çıkmaktadır.

Varlık Yönetimi alanında gerçekleştirilen kimi Akıllı Şebeke uygulamaları şunlardır:� Coğrafi Bilgi Sistemleri� Trafo İzleme (sıcaklık, gaz, nem)� Devre Kesicisi İzleme (birikmiş ark akımı, manevra sayısı)� Akıllı Cihazları İzleme (kendi kendini test)� Güvenlik (ayar değeri değiştirme, şifre, ürün güncelleme) 3. Gelecek Uygulama AlanlarıYukarıdaki örneklerden görüleceği gibi elektrik şebekesi günümüzde oldukça karmaşık bir yapıdadır ve bu şebekenin verimli bir şekilde yönetilmesi için kullanılan bir çok Akıllı Şebeke uygulaması bulunmaktadır. Temiz ve yenilenebilir enerji kaynaklarının yaygınlaşması, güneş enerjisi alanında olması beklendiği gibi site ve bina ölçeğinde kullanılmaya başlanması, dolayısıyla bunların şebekeye bağlanacak olmalarının doğurduğu hususlar ile yakın bir gelecekte elektrikli hibrit otomobillerin yaygınlaşacak olmaları ve mikro türbinler gibi yenilikler Akıllı Şebeke uygulamalarının gelecekte alacakları yönü belirleyecektir.

Gözetilmesi gereken bir diğer husus da Dağıtılmış Üretim Kaynakları’nın hem müşteri hem de hizmet sağlayıcı şirket açısından maliyetleri iyileştirme amacına hizmet etmesidir. Bu amaçla bağlantı noktasındaki güç alış verişinin sözleşmeyle belirlenmiş değerlere göre veya elektrik kullanım tarifesinin değişken fiyatına göre iyileştirilecek şekilde denetlenmesi gerekebilecektir.

Gelişmekte olan elektrikli hibrit araçlar Mikro Şebekeler’in işletimi açısından yeni uygulamaların geliştirilmesini zorunlu kılacaktır. Çünkü bu araçlar seyyar nitelikte yeni tüketiciler olacaktır. Şebekeye bağlanmalarının ve ayrılmalarının olası etkileri ile enerji kullanım maliyetlerini etkileşimli olarak denetleyen akıllı ve haberleşebilir cihazlara sahip olmaları gerekecektir.

4. SonuçAkıllı Şebeke günümüzde mevcut olmayan yepyeni bir teknolojik buluş değildir. Ne de hemen sipariş edilip ertesi gün devreye alınacak bir üründür. Kendi ölçeklerinde yalıtılmış olarak kullanılagelen varolan teknolojilerin haberleşme altyapılarının birbiriyle paylaşılması, kimi ürün ve arabirim boşluklarının doldurulmasıyla daha büyük ölçekli şebeke temelinde kullanılmasıyla ortaya çıkacak yeni tümleşik uygulamalardır. Amaç arz ve talebin dengelendiği, yenilenebilir enerji kaynaklarının verimli olarak değerlendirildiği, arz güvenliğine ve kalitesine sahip, daha yetenekli ve emniyetli birleşik bir enerji yönetim sistemine sahip olmaktır.

Kaynaklar[1] IntelliGrid Architecture Report: Volume 1, User Guidelines and

Recommendations, EPRI, Paolo Alta, CA: 2002.1012160.[2] SOLLECITO, L., “Smart Grid: The Road Ahead”, Protection

Automation and Control World, Summer 2008 / Volume 5, pg: 40.

[3] ILICETO, F., “Defense Plans Against Major Disturbances in Large Interconnected Power Pools”, Workshop Conference on Reliability of Electrical Systems, Rome, Italy, March 25 2003, pg: 3.

[4] DURUKAN Y., Özkaya A., “Connection of Turkish Power System to UCTE”, BSTPP Workgroup, Lviv, Ukraine, March 2008.

SummarySmart Grid is not a totally new technological invention that does not exist today. Nor it is a single product that can be purchased one day and installed next day. Rather it is the integration at enterprise level of certain applications that are being used at a relatively isolated local level by sharing communication infrastructures, creating new interfaces and filling in some product gaps. Smart Grid is not a one-time solution, but it is a new energy management system that can be put together by electrical utilities with long-term focus. The ultimate goal is to have a more capable, integrated, reliable and secure power system that the supply and demand are balanced optimally and the renewable energy resources are evaluated productively. Smart Grid is the tool to reach that goal.

Şekil 5. Elektrik Şebekesinin Yakın Gelecekteki Olası Görünümü

Akıllı Şebeke uygulamalarında gelecek tasarımları belirleyecek en önemli alan Dağıtılmış Üretim Kaynakları (Distributed Energy Resources – DER) diye adlandırılan alan olacaktır. Toplam gücü 10 MW veya daha az olan yenilenebilir enerji kaynakları ve bağlı yükler, ana şebekeye bağlanma ve ada modunda ayrılma koşulları yönetilmesi gereken birer Mikro Şebeke niteliğine sahip olacaktır. Mikro Şebekelerin geleneksel olarak radyal besleme mantığına göre işletilen orta gerilim dağıtım şebekelerine bağlanacak olmaları, tüm şebekenin yük tevzi, kontrol ve koruma felsefesini köklü olarak değiştirecektir. Bağlantı noktalarında tesis edilmesi gereken akıllı denetleyicilerin Mikro Şebeke’nin ada olarak ayrılma ve yeniden senkron olarak bağlanma mantığını yönetmesi ve bunu yaparken hem üretim tarafıyla hem de yük tevzi merkezi ve aynı şebekeye bağlı olası başka Mikro Şebeke denetleyicileriyle iletişim içinde bulunması gerekecektir. Bunun yanı sıra yenilenebilir enerji kaynaklarının durumunun atmosferik koşullar gereği raslantısal olması çok boyutlu bir denetimi zorunlu kılmaktadır.


184

ENERJİ VERİMLİLİĞİNDE ISI YALITIMININ ROLÜ VE XPS İLE OPTİMUM ÇÖZÜMLER

Meltem YILMAZXPS Isı Yalıtımı Sanayicileri Derneği

ÖzetEnerjisinin yüzde 75’ini ithal eden Türkiye’de ısı yalıtımının yaygınlaşması çok önemlidir. Enerji kaynaklarının hızla tükenmesi ve küresel ısınmanın olumsuz etkilerinin her geçen gün daha fazla hissedilmesi de bu gerekliliği kanıtlamaktadır. Ancak mevcut duruma bakıldığında, ısı yalıtımı sektörü yılda ortalama yüzde 20 büyümesine rağmen, uygulamanın yaygınlığı açısından Avrupa’nın gerisinde kaldığımız görülmektedir. Yeni yönetmelik ve düzenlemelerle birlikte ısı yalıtımı sektörünün hak ettiği seviyeye ulaşacağı beklenmektedir.

XPS Isı Yalıtımı Sanayicileri Derneği de Türkiye’de yalıtım bilincinin gelişmesi ve yalıtımda AB standartlarında ileri teknoloji ürünlerin kullanımının yaygınlaşması amacıyla kurulmuştur. XPS Levhaların kullanılmasıyla uzun ömürlü, zaman içinde çevre ve iklim şartlarından olumsuz etkilenmeyen, sürdürülebilir ısı yalıtım detayları oluşturulabilir.

Neden Isı Yalıtımı Yaptırmalıyız? Türkiye’de enerji ihtiyacı, nüfus artışına ve sanayideki gelişmelere paralel olarak gün geçtikçe artmakta ve enerji kaynakları bu ihtiyaca cevap verememektedir. Yeryüzünde enerji kaynaklarının zamanla azalması ve küresel ısınma, tüm ülkelerin enerji ihtiyaçlarını kontrol altına almalarını ve enerjiyi etkin kullanma yöntemleri geliştirmelerini zorunlu kılmıştır. Ülkemizde de başta sanayi ve konut sektörleri olmak üzere enerji tüketimi her geçen yıl artmaktadır.

Türkiye’deki binalarda enerjinin yüzde 82’si ısıtma ve soğutma amaçlı kullanılmaktadır. Binalar için kullanılan enerji, ülkemizde harcanan toplam enerjinin yüzde 26’sını oluşturmaktadır. Enerji ihtiyacının yaklaşık yüzde 75’ini ithal enerji ile karşılayan Türkiye’de, binaların ısıtılması amacıyla tüketilen enerjinin azaltılması acil önlem planları arasında yer almaktadır. Enerjinin etkin kullanılması ise ancak ısı yalıtımı ile sağlanabilir. Sağlıklı yaşam koşullarının yaratılması, yakıt tüketimlerini azaltarak kullanıcının düşük yakıt masrafları ile ısınma ve soğutma yapabilmesi ve dolayısıyla hava kirliliğinin de azaltılmasının sağlanması, binanın iç ve dış etkenlerden korunarak ömrünün uzatılması amacıyla, yapı bileşenleri ve dış ortam arasındaki ısı kaybını azaltmak için yapılan işlemlere ısı yalıtımı denir.

Isı yalıtım sistemlerinin esas amacı; yapı bileşenleri ve taşıyıcı sistemi dış etkenlerden koruyarak kullanım amacına uygun sağlık ve konfor şartlarını yapı içerisinde sağlamaktır. Bina içerisinde konforlu yaşam koşullarının oluşturulması insan sağlığı için ne kadar önemli ise yapının dış etkenlere karşı korunması da içerisinde yaşadığımız, sağlam ve uzun ömürlü olmasını beklediğimiz yapılar için aynı öneme sahiptir. [1]

Hangi Detaylarda Isı Yalıtımı Uygulanmalıdır? Temeller-DöşemelerBu detayda ısı yalıtımı; nem, toprak basıncı ve zemin suyunun zararlı etkilerine maruz kalan temel perde duvarlarında ve zemine oturan döşemelerde döşeme betonu üzerinde uygulanmaktadır.

DuvarlarDuvarlardaki ısı yalıtımı uygulaması, hem mantolama olarak da adlandırılan dıştan ısı yalıtımı hem de içten ısı yalıtımı şeklinde gerçekleşmektedir. Duvarlara içten ısı yalıtımı uygulaması, yalıtım levhalarının dıştan uygulanmasının mümkün olmadığı ya da içten yalıtım levhalarının kullanımın çok daha faydalı olduğu durumlarda başvurulan bir yöntemdir.

Örneğin, mevcut binanın kalitesini yükseltirken özellikle dış cephenin dış görüntüsünün korunması gerekiyorsa, dıştan ısı yalıtımı yapmak mümkün olmadığı için içten uygulama yapılmaktadır. Ayrıca çok sık kullanılmayan, devamlı ısıtılmayan spor, konferans, tiyatro salonları vb. için de içten ısı yalıtımı avantaj sağlamaktadır.

ÇatılarGezilebilen ve gezilemeyen teras çatılarda, bahçe çatılarda ve konutlarda en sık kullanılan tür olan kırma çatı olarak da bilinen eğimli çatılarda ısı yalıtımı uygulaması yapılmaktadır.

Diğer DetaylarIsı yalıtımı siding uygulamalarında ve soğuk hava depolarında da yapılmaktadır. [2]

Duvarlardan % 25-40Çatılardan % 20-25Isı Köprülerinden % 15-25Doğramalardan % 10-20

Isı Kaybeden Yapı Bileşenleri


185

Isı Yalıtımının Avantajları � Isıtma ve soğutma giderlerinde en az yüzde 50 tasarruf sağlar. � Bina cepheleri tümden kaplandığı için yapı fiziği açısından en

uygun yöntemdir. Kolon, kiriş vb. yapı elemanlarında ısı köprüsü oluşumlarını önler.

� Binaların taşıyıcı sistemlerini korozyona karşı korur, depreme karşı güvenliği artırır.

� Yoğuşmayı önler; evlerde nemden kaynaklanan küf, rutubet, mantar ve kötü koku oluşumunu engeller.

� Mantolama sistemi dengeli ısı dağılımı sağlayarak sağlıklı ve konforlu yaşam koşulları oluşturur.

� Yeni binalarda ısıtma/soğutma tesisat maliyetlerini azaltır. � Binanın cephe bakım maliyetlerini azaltır, binanın ömrünü

uzatır. � Eski binalarda enerji tasarrufunun yanı sıra cephede estetik

çözümlere imkan verir. � Binaların yalıtımlı olması ülke ekonomisine her yıl 7.5 milyar

dolar kazandırır. � Her yıl yeni yapılan 100 bin binanın tamamında ısı yalıtımı

yapılması durumunda 300 milyon dolar enerji tasarrufu sağlanabilir.

� Fosil yakıtlardan kaynaklanan sera gazı salınımını yüzde 50 azaltarak küresel ısınmayla mücadele sağlar.

Isı Yalıtımının Maliyeti � Binanın yapım aşamasında ısı yalıtımının maliyeti bina

maliyetinin yüzde 3 ila 5’i kadardır. � Mevcut binalarda metrekarede ortalama 30–40 TL maliyeti vardır. � Sağladığı tasarrufla maliyetini birkaç yıl içinde amorti eder ve

ömür boyu tasarruf sağlar.

Türkiye’de Isı Yalıtımında Mevcut Durum ve Avrupa Ülkeleri İle KarşılaştırmaIsı yalıtımı, renovasyon projelerinin de etkisiyle Türkiye’nin krizlere rağmen, inşaattan bağımsız olarak büyüyen tek sektörüdür. Enerji maliyetlerinin hızla artması ve yalıtım bilincinin gelişmesi sektörü büyütmektedir. Türkiye’de ısı yalıtımı sektörü son 10 yıldır her yıl yüzde 20, mantolama (dıştan ısı yalıtımı) pazarı ise son 5 yıldır her yıl yüzde 35 büyüme göstermektedir.

Ancak tüm bu olumlu gelişmelere rağmen, ısı yalıtımı konusunda ülkemizin kat etmesi gereken önemli bir mesafe bulunmaktadır. Çünkü Türkiye’deki 17 milyon konutun yüzde 90’ında ısı yalıtımı yoktur. Isı yalıtımı konusunda Avrupa ülkelerinin de çok gerisinde kalmış durumdayız. Binaların ısıtma ve soğutmasında Almanya’nın 10 katı kadar enerji tüketiyoruz. Ülkemizde binaların metrekare başına enerji tüketimi 300-350 kwh arasında, bizden daha soğuk olan Almanya’da ise 30-60 kwh’tir. Bu değerlerin ülkemizde ortalama 100–120 kwh olması hedeflenmektedir.

Isı Yalıtımı İle İlgili Mavzuatlarda Son Gelişmeler Isı yalıtımı sektöründe son dönemlerde yaşanan gelişmelerin sektörün hızlı bir ivme ile büyümesini sağlayacağı tahmin edilmektedir. Bu gelişmeler; 2008 yılında “TS 825 Isı Yalıtımı Yönetmeliği”nin revizyonu, 2009 yılında “Binalarda Enerji Performans Yönetmeliği” ile Enerji Kimlik Belgesi’nin zorunlu olması, EİE’nin tebliğiyle enerjiyi verimli kullanmayanlara yönelik idari para cezalarının artırılması ve Türkiye’nin Kyoto Protokolü’nü imzalamasıdır. Sıra ile mevcut konuyla ilgili kanun ve yönetmelikler:

� 8 Mayıs 2000 tarih ve 24043 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan “TS 825 Binalarda Isı Yalıtımı Yönetmeliği ve Standardı”, 09 Ekim 2008 tarih ve 27019 sayılı Resmi Gazete’de revize edildi. Yeni Yönetmelik 1 Kasım 2008 tarihinden itibaren geçerli oldu.

� 02 Mayıs 2007 tarih ve 26510 sayılı Resmi Gazete’de “Enerji Verimliliği Kanunu” yayımlandı.

� 05 Aralık 2008 tarihinde 27075 sayılı Resmi Gazete’de “Binalarda Enerji Performansı Yönetmeliği” yayımlandı. 05 Aralık 2009 tarihinde yürürlüğe girdi.

� 12 Ağustos 2001 tarih ve 24491 sayılı Resmi Gazete’de “Yapı Denetimi Uygulama Usul ve Esasları Yönetmeliği” yayımlandı.

Yeni Binalarda Isı Yalıtımı 1 Kasım 2008’den Sonra Zorunlu OlduYalıtım sektörünün yıllardır revizyonunu beklediği “TS 825 Isı Yalıtımı Yönetmeliği”, binaların uygun ısı yalıtımı özelliklerine göre inşa edilmesi için gerekli şartları ve enerji ihtiyacının hesaplanması sırasında kullanılacak hesap metodu ile değerlerini yeniden düzenlemiştir. 1 Kasım 2008 tarihinde yürürlüğe giren yeni yönetmeliğe göre binalar, ısı kayıpları bakımından çevre şartlarına ve ihtiyaçlarına uygun olarak yalıtılacaktır. Yönetmelik kapsamında, aylık ortalama dış sıcaklık değerleri meteorolojiden alınan veriler doğrultusunda yenilenmiştir ve bu doğrultuda özellikle soğuk bölgelerde ısı yalıtım levhalarının kalınlıkları artırılmıştır. Artık binaların hesaplanan yıllık ısıtma enerjisi ihtiyacı, bölgelere göre verilen yıllık ısıtma enerjisi sınır değerlerini aşamayacaktır.

Aslında eski “TS 825 Isı Yalıtımı Yönetmeliği” gereğince, 2000 yılından sonra inşa edilen binaların ısı yalıtımlı olarak projelendirilmesi gerekiyordu. Ancak yönetmelikteki aksaklıklar nedeniyle bu uygulama hayata geçirilemiyordu. TS 825’in revizyonundaki en önemli gelişme; bu esasların yeni binalarda uygulanmasına zorunluluk getirilmesi olmuştur. Ayrıca artık, mevcut binalarda da tadilat projesi ile yenilenen ve ilave edilen kısımların yeni standarda göre enerji verimli olarak tasarlanması gerekmektedir. [3]

TS 825’in revizyonu ile:� Merkezi ısıtma sistemi dışındaki lokal ısıtılan (kat kaloriferi gibi)

yapılarda ara kat döşemeleri ve duvar bölmelerinin (ısıl direnci 0,80 m²K/W olacak şekilde) yalıtılması gerekmektedir.

� Türkiye yine 4 iklim bölgesinde incelenmektedir. Aylık ortalama dış sıcaklık değerleri meteorolojiden alınan veriler ile yenilenmiş, derece gün bölgelerine göre tavsiye edilen U değerleri, sıcak iklim bölgelerinde soğutmada enerji verimliliğini arttırmak amacı ile iyileştirilmiştir. Dolayısı ile bu bölgelerde ısı yalıtım kalınlıkları artacaktır.

� Pencereler için önerilen ısı geçirgenlik katsayıları tüm derece gün bölgeleri için yükseltilerek (2,4 W/m²K’e çekilerek) yalıtımlı camların kullanımı zorunlu hale gelmiştir.

� Yoğuşma hesaplarında uluslararası metodlara geçilmiştir.

TS 825’in revizyonu ve XPS ürünlere yansımaları � Toprak teraslı temel perde duvarları ve ters teras çatı ısı

yalıtımında XPS Isı Yalıtım Levhaları kullanılması zorunlu hale getirilmiştir. (Yeni TS 825 Ek.E , madde 8-9)

� TS 11989 EN 13164 ısı yalıtım mamulleri binalar için fabrikasyon olarak imal edilen ekstrude polistren köpük (XPS) standardına uygun olmalıdır.

� Basma mukavemeti %10 deformasyonda 300 kPa ve üstünde basma dayanımına sahip ürünlerin kullanılması zorunlu olmuştur.


186

� Difüzyon ile su emme değeri EN 12088 göre % 3’ün altında olmalıdır.

� Levhalar, ciltli ve ısı köprülerini önleyecek şekilde binili olmalıdır.

Enerji Kimlik Belgesi ve ısı yalıtımı zorunlu… “Binalarda Enerji Performans Yönetmeliği” de ısı yalıtımını bir binanın olmazsa olmazları arasına yerleştirmektedir. 5 Aralık 2009’da yürürlüğe giren yönetmelik; binalarda Enerji Kimlik Belgesi’ni zorunlu kılmaktadır. Enerji Kimlik Belgesi, asgari olarak binanın enerji ihtiyacı ve enerji tüketim sınıflandırması, yalıtım özellikleri ve ısıtma-soğutma sistemlerinin verimiyle ilgili bilgileri içeren bir belgedir.

Konutlar aynen beyaz eşyalarda olduğu gibi A’dan G’ye kadar sınıflandırılmaktadır. A sınıfı; tasarruflu ve sera gazı emisyonu düşük çevreci konutları, G sınıfı ise enerji israf eden ve sera gazı emisyonu yüksek konutları işaret etmektedir. [4]

Artık yapılan her bina bu yönetmeliğe göre projelendirilmek zorundadır ve belediyeler bu sürecin başlangıcında yeni binaların ısı yalıtımı projelerinin uygunluğunu denetleyecektir. Yönetmelik ilk etapta yeni binaları kapsamaktadır. Her yıl ortalama 100 bin yeni bina inşa edilmektedir. Artık bu binalar ısı yalıtımı yapılmış olarak inşa edilecektir. Mevcut binaların da 2017 yılına kadar sisteme uyumlu hale gelmesi yani ısı yalıtımlı olması öngörülmektedir. Yani şu an yalıtımsız olan 15 milyon konutun da bu sürede yalıtımlı hale gelmesi gerekecektir.

Evlerini satmak ya da kiralamak isteyenler enerji tüketimlerini düşürerek binalarına değer katmak, A sınıfı binalarda oturmak için kısa sürede ısı yalıtımına ağırlık verecektir. Bu konutlara yalıtım yaptırılması, ısı yalıtımı sektörü için ortalama 50 milyon dolarlık pazar ve 40 bin kişilik istihdam artışı anlamına gelmektedir.

Isı yalıtımı olmayan binalar 61 bin TL’ye varan cezalar ödeyecek! Tüketicileri ve işletmeleri ısı yalıtımına yönlendirecek bir başka gelişme ise enerjiyi verimli kullanmayanlara yönelik olarak uygulanacak idari para cezalarının 2009’da yüzde 12 ve 2010’da yüzde 2,2 oranında artırılması olmuştur. Elektrik İşleri Etüt İdaresi’nin tebliği ile 1 Ocak 2010 tarihinden itibaren, Enerji Verimliliği Yasası kapsamında enerjiyi verimli kullanmayan işletme, bina sahipleri ve yöneticilerin ödeyecekleri idari para cezaları 613 TL ila 61 bin 352 TL arasında değişmektedir. [5]

Kyoto kapsamında en ciddi yatırım yalıtım olacak!Isı yalıtımını zorunlu kılan gelişmelerden biri de Türkiye’nin Kyoto Protokolü’nü imzalaması olmuştur. Protokol gereği 2012 yılından itibaren bazı yükümlülüklerin altına girecek olan ülkemizde, sera gazı salımını önleyecek çevreci yatırımlar hız kazanacaktır. Bu kapsamda en büyük yatırım ise yalıtıma yapılacak yatırım olacaktır.

Dünyadaki tüm sera gazı salımının yüzde 1.3’üne neden olan Türkiye, küresel ısınmaya en çok neden olan ülkeler sıralamasında 13. sırada yer almaktadır. Isınmak için tüketilen fosil yakıtlar ise çevre kirliliğinin en önemli sebebini oluşturmaktadır. Isı yalıtımıyla konut başına atmosfere yayılan atık gaz miktarı da yarı yarıya inmektedir.

Mantolama Uygulamalarında Paket Sistemler ve Avantajları

Uluslararası Standartlara UygundurPaket sistemler, ETAG 004 (Dış Cephe Sıvalı Isı Yalıtım Sistemleri-Yaşlandırma ve Performans Testleri) gibi, ısı yalıtım sistemlerinin performansının bir bütün olarak test edilmesini zorunlu kılan bir test metodu ile test edilmektedirler. Bir araya gelen sistem ürünlerinin (ısı yalıtım malzemesi, yapıştırıcı, sıva, donatı filesi, yüzey kaplama malzemeleri ve sistem içindeki tüm bileşenler) sonuç performansını, gerçek koşulları simüle ederek, yaşlandırma testleri ile belirleyen kapsamlı bir metottur. Sadece ETAG 004’e göre onay alan ısı yalıtım sistemleri için CE belgesi düzenlenmekte ve Avrupa’da ticari dolaşımına izin verilmektedir.

DayanıklıdırBina ömrü boyunca birbiri ile uyumu test edilmiş malzemeler kullanıldığında, olumsuz iklim şartlarından etkilenmeden sürdürülebilir tasarrufa imkan sağlamaktadır.

GüvenilirdirUygulama hataları, işçilik hataları vb. herhangi bir olumsuzluk karşısında son kullanıcı için tek bir firma ile garantörlük antlaşması yapmaya avantaj sağlamaktadır.

EkonomiktirPaket sistemler, markalı ve garantili olduğundan finans kredili sistemlere olanak sunmaktadır. [6]

Şekil 2.


187

XPS Nedir? Homojen hücre yapısına sahip, ısı yalıtımı yapmak amacıyla üretilen ve kullanılan köpük malzemelerdir. XPS’in hammaddesi olan polistren, ekstrüzyon işlemi ile hat boyunca istenilen kalınlıkta çekilir. Sürekli bilgisayar kontrolünde yapılan bu üretim sayesinde homojen bal peteği görünümünde, kararlı bir hücre yapısı elde edilir. Hücreler bütün yüzlerinden birbirine bağlıdır. Hava hücrelerin içine hapsedilmiştir. Hareketsiz kuru hava ile bilinen en mükemmel ısı yalıtımı sağlanmaktadır. Hattan çıkan malzemenin yüzeyi, zırhlı veya pürüzlü yüzey olarak malzemenin kullanılacağı detaydaki ihtiyaçlar doğrultusunda yapılandırılır. [7]

� Uygulama esnasında kolay işlenebilir, kesilen levhalar fire vermeden kullanılabilir.

� Kolay, çabuk işlenebilirliği ve fiziksel özellikleri sayesinde hemen hemen bütün hava şartlarında uygulanabilir.

� Kenarlarının binili olması birleşim yerlerinde ısı köprüsü oluşma riskini ortadan kaldırır, uygulama sırasında levhaların düzgün yüzey oluşturmasını ve işçiliği kolaylaştırır. [8]

XPS Isı Yalıtımı Sanayicileri Derneği Isı yalıtımı sektöründe 2006 yılından bu yana hizmet veren XPS Isı Yalıtımı Sanayicileri Derneği, Ekstrude Polistren Isı Yalıtım Levhası üreticilerini aynı çatı altında toplayan bir sivil toplum kuruluşudur. Türkiye’de ısı yalıtımı bilincinin geliştirilmesi misyonuyla yola çıkan XPS Isı Yalıtımı Sanayicileri Derneği’nin öncelikli hedefleri arasında; AB standartlarında, bina ömrü boyunca dış ortam koşullarından etkilenmeyen ve ısı yalıtım performansını yitirmeyen ileri teknoloji XPS Isı Yalıtım Levhalarının kullanımının yaygınlaşması bulunmaktadır.

Isı yalıtımının önemi, paket sistemlerin avantajları ve XPS Isı Yalıtım Levhaları konusunda sektöre ve kamuoyuna yönelik bir bilgilendirme kampanyası yürüten dernek, XPS levhaların kullanımının yaygınlaştırılmasını amaçlamakta ve bu yolla uzun ömürlü, ekonomik ve en doğru ısı yalıtım uygulamalarının yapılması için faaliyet göstermektedir.

XPS Derneği, bilgilendirme kampanyası kapsamında çeşitli hedef kitlelere yönelik eğitim seminerleri düzenlemektedir. Sektörü ile ilgili fuar, kongre, konferans ve seminer gibi organizasyonlara katılmaktadır. Bilgilendirme kitapçıkları, broşürler ve derneğin üç ayda bir yayımlanan kurumsal yayını XPS Bülten ile hedef kitlesine bilgi akışı sağlamaktadır. İMSAD ve Çevre Dostu Binalar Konseyi Derneği’ne üye olan XPS Derneği, pek çok Avrupa Birliği projesine de iştirakçi olarak destek vermektedir. Sektörün sorunlarına yönelik konularda karar vericilerle düzenli görüşmelerde bulunan dernek, medya ilişkileri ile de son kullanıcıya ulaşmakta ve tüketicilerin ısı yalıtımı ile ilgili sorunlarına çözüm ortağı olmaktadır.

XPS Isı Yalıtımı Sanayicileri Derneği’nin üyeleri arasında, Türkiye’nin önde gelen yalıtım firmaları; B-PLAS, BTM, DOW TÜRKİYE, ERYAP, PAKPEN ve YALTEKS yer almaktadır.

Kaynaklar [1] YILMAZ, M., “Neden Isı Yalıtımı Yaptırmalıyız?”, Yüksek

Performanslı ve Uzun Ömürlü Isı Yalıtımı Kılavuzu, s. 2, XPS Derneği Yayınları, Mayıs 2007.

[2] YILMAZ, M., “Hangi Detaylarda Isı Yalıtımı Uygulanmalıdır?”, Yüksek Performanslı ve Uzun Ömürlü Isı Yalıtımı Kılavuzu, ss. 6-15, XPS Derneği Yayınları, Mayıs 2007.

[3] TS 825 Binalarda Isı Yalıtımı Yönetmeliği. [4] Binalarda Enerji Performans Yönetmeliği. [5] http://rega.basbakanlik.gov.tr, 29 Ocak 2009 tarihli Resmi

Gazete.[6] YILMAZ, M., “Mantolama Uygulamasında Paket Sistemler

ve Avantajları”, Maximum Performans Sağlayan Mantolama Sistemleri, s. 9, XPS Derneği Yayınları, Aralık 2008.

[7] YILMAZ, M., “XPS Nedir?”, Yüksek Performanslı ve Uzun Ömürlü Isı Yalıtımı Kılavuzu, s. 3, XPS Derneği Yayınları, Mayıs 2007.

Mantolama Uygulamalarında Xps Levhaların Avantajları � Düşük ısı iletkenlik değeri sayesinde, aynı kalınlıkta diğer ısı

yalıtım malzemelerine oranla daha yüksek ısıl direnç sağlar. Mantolamada kullanılan pürüzlü levhaların ortalama ısı iletkenlik değeri λ = 0.030-0.040 W / m K’dir. (TS 825)

� Bünyesine su emmemesi sayesinde uygulama sırasında oluşabilecek işçilik hatalarından etkilenmez. Çünkü bünyesine su giren ısı yalıtım malzemelerinin ısı yalıtım performansı azalır. Ayrıca bünyeye giren su donma-çözülme yolu ile ısı yalıtım malzemesine ve üzerindeki sıva kaplamasına zarar verir.

� XPS dışındaki ısı yalıtım levhaları ile yapılan mantolama uygulamalarında, su ile temas riskinin yüksek olduğu noktalarda (subasman, saçak altları, pencere köşeleri vb.) XPS kullanılması, bu ürünün tüm cephe uygulamasında kullanılması için geçerli bir nedendir. (Wlt ) EN 12087 % 0.7-3 (Tam daldırma ile uzun süreli su emme) (Wdw) EN 12088. % 0.5-5 8 (Difüzyon ile uzun süreli su emme)

� Yüksek basınç ve çekme dayanımları sayesinde, yatay yüklere ve kesme yüklerine karşı yüksek mukavemet gösterir; malzeme iç yapısında bozulma ve parçalanma olmaz. CS 10/(100) ve TR (100)

� Boyutsal kararlılık açısından cephe uygulamalarında uzun vadede dayanıklı ve stabildir. Çürümez, ufalanmaz.

� Yüzey pürüzlülüğü sayesinde üzerine uygulanan sıva ile maksimum aderansı sağlar. Yüksek yapışma özelliği sayesinde sıva ve duvar elemanı ile maksimum tutunma sağlanır. (0.08 N/mm²)

� Optimum su buharı geçirgenlik direnci ile duvar kesitinde gerekli buhar geçişine izin verir.

� Mantolama uygulamalarında kullanılan pürüzlü ürünlerin ortalama μ değeri 80-100’dür. Bu da yapı fiziği açısından buhar geçişi için uygundur.

Şekil 3.


188

[8] YILMAZ, M., “Mantolama Uygulamalarında XPS’in Avantajları”, Maximum Performans Sağlayan Mantolama Sistemleri, s. 2, XPS Derneği Yayınları, Aralık 2008.

SummaryIn Turkey, which imports 75 percent of its energy spread of thermal insulation is very important. Rapid depletion of energy resources and the negative effects of global warming will be felt more with each passing day and this proves the necessity of the thermal insulation. However, considering the current situation, although the heat insulation industry grows 20 percent per year, in terms of the applications’ prevalence in Europe we are lagging behind. With new regulations and regulations of the thermal insulation industry it is expected to reach the level it deserves.

Improving thermal Insulation awareness and maintaining sustainable growth of the thermal insulation materials market are the main targets of the association. Extruded polystyrene boards can deliver the perfect thermal insulation performance and with Durabilty for the lifetime of the structure and Insulation performance of the building will continue.


189

TURKEY’S ENERGY MIX AND PIPELINE POLITICS

Doç. Dr. Mert BİLGİNBahçeşehir Üniversitesi, Uluslararası İlişkiler Bölümü

AbstractTurkey is a natural energy corridor between the largest oil and gas sources of the World in Eurasia-the Middle East and Europe, which indeed is the second biggest market. Turkey aims to transform transit capabilities into strategic gains in order to become a hub. Her pipeline politics proves a certain degree of success and may facilitate achievement of this goal. This paper, however, indicates that transformation of transit features into an energy hub confronts a significant inconsistency between current energy mix and pipeline projects. The paper elaborates a projection on energy mix (generated from change in population, GNP per capita, total energy demand, energy per capita and change in energy intensity from 1973 to 2020) and matches the findings with existing and proposed oil and natural gas pipelines. Accordingly, reconstruction of energy mix as proposed and improvement of transit terms appear indispensable, without which it seems very difficult for Turkey to eliminate high risks of domestic failure and become an energy hub.

Shifts in Turkey’s Energy Mix Turkey’s total energy demand will more than triple from 2000 to 2010 and definitely evoke massive investments in the energy sector. It is, therefore, imperative to indicate to what extent Turkey will manage at optimizing this incessant growth with domestic investments and additional imports. Table 1, obtained from official estimates, makes a projection on Turkey’s energy production and consumption.[1] Turkey will benefit from domestic resources and renewables to a certain extent and develop a nuclear capacity up to 14.60 Mtoe. The table disregards environmental restraints and possible post-Kyoto obligations on carbon emissions and puts forward coal and lignite as the leitmotiv of Turkey’s domestic energy production by 2030. Turkey’s coal and lignite production is expected to increase to 26.15 Mtoe in 2010; 32.36 Mtoe in 2020; and 35.13 Mtoe by 2030. This picture is related to oil prices expected to remain above 65$. In the mean time, the table assumes no remarkable increase in domestic oil and gas production. Biomass and wastes are tended to decrease in production.

Turkey’s natural gas consumption is expected to increase from 43.23 Mtoe in 2007 to 126.25 Mtoe in 2030. The coal and lignite consumption will increase from 39.46 Mtoe in 2007 to 198.34 Mtoe in 2030. The oil consumption is also predicted to increase drastically from 42.04 Mtoe in 2007 to 102.38 Mtoe in 2030. Differences in shares of fossil fuels are present at the favor of coal and lignite on the one hand, natural gas on the other. In this mix; costs arising from high oil and gas prices are taught to be balanced by cheap and available coal and lignite, where as C emissions are balanced by natural gas, which in fact is the cleanest fossil fuel.

Table 1. Energy Production and Consumption in Turkey (by types)Total Final Energy Production in Turkey (Mtoe)

Energy sources 1990 2000 2007 2010 2020 2030

Coal and lignite 12.41 13.29 21.68 26.15 32.36 35.13

Oil 3.61 2.73 1.66 1.13 0.49 0.17

Natural gas 0.18 0.53 0.16 0.17 0.14 0.10

Biomass and wastes

7.21 6.56 5.33 4.42 3.93 3.75

Nuclear 7.30 14.60

Hydropower 1.99 2.66 4.56 5.34 10.00 10.00

Geothermal 0.43 0.68 0.70 0.98 1.71 3.64

Solar and wind 0.03 0.27 0.22 1.05 2.27 4.28

Total production 25.86 26.71 36.12 39.22 58.20 71.68

Total final energy consumption in Turkey (Mtoe)

Coal and lignite 16.94 23.32 39.46 39.70 107.57 198.34

Oil 23.61 31.08 42.04 51.18 71.89 102.38

Natural gas 2.86 12.63 43.21 49.58 74.51 126.25

Biomass and wastes

7.21 6.56 5.33 4.42 3.93 3.75

Nuclear 7.30 14.60

Hydropower 2.01 2.68 4.56 5.85 8.76 10.00

Geothermal 0.43 0.70 1.90 1.23 1.71 3.64

Solar and wind 0.03 0.27 0.32 1.10 2.27 4.28

Total consumption 53.05 77.52 140.63 152.23 279.20 463.24

Source: Adopted from Toklu et al, 2009.

Domestic Flaws and Investment GapsThis scenario will not allow Turkey reach her goal of becoming energy hub as it will exacerbate certain domestic malfunctions and leave very few rooms for international implications. This arises from the unique situation of natural gas in Turkey’s energy features. Regarding contractual terms, Turkey has been bound with “take or pay” agreements signed by Russia and Iran; the terms of which do not allow Turkey to re-export gas under any circumstances.[2] In 2007 Turkey imported 80% of natural gas from Russia and 20% mainly from Iran. Imports from Azerbaijan, Turkmenistan and Iran will not change this picture fundamentally as Russia will continue to be the main provider for the next decade contributing more than 70% of gas under contractual conditions. Regarding Turkey’s energy sector and infrastructure; the situation is not better. Turkey lacks natural gas storage capacity, with partial exception of Silivri facility functioning since 2007 with a capacity


190

of 1.6 billion cubic meters (BcM) comprising less that 5% of her total consumption. Turkey’s plan to build higher storage capacity of 5 BcM in Tuz Golu (Salt Lake) is significant. Yet there has been no further development other than plans for the last 5 years. Awkwardness occurs from Turkey’s choice to use 40% of imported gas for domestic and industrial use and 60% to produce electricity.[3] This choice indicates a failure resulting in extravagant energy burden given that natural gas imports coasted $600 million per month in average in 2007 when Turkey spent at least $350 million monthly to generate electricity.[4] Regarding future; Turkey’s coal and lignite imports will increase from 18 Mtoe in 2007 to 163 Mtoe in 2030. Natural gas imports will go from 43 Mtoe to 126 Mtoe during the same period. The main question, therefore, emerges whether Turkey has options other than importing almost 170 BcM of coal, lignite and natural gas, which will not only be extravagant in economic and unsustainable in environmental terms; but also obscure her will of becoming an energy hub.

Amendment Plans: How reasonable?Turkey’s 2010 energy plan seems to be aware of these discrepancies and attributes a special significance to development of nuclear and renewable energy as well as increasing energy efficiency.[5] The Ministry of Energy and Natural Resources plans to increase the share of renewable to somewhere between 20-30% by 2020 which, under current trend, would remain below 10%.[6] Analyses, on Turkey’s hydropower, geothermal, solar and wind resources, result in a huge amount of renewable potential.[7] This verifies the possibility of increasing the share of renewables almost to 30%.[8] This goal will, however, be highly subject to investment decisions, regulations and political conjuncture. The government, in the mean time, is intended to make a 5000 MW nuclear power plant which will start functioning by 2015 in Mersin, Akkuyu (close to Mediterranean). Another nuclear power plant, between 3000-5000 MW, is planned to be constructed in Sinop (by Black Sea) until 2020. The planned nuclear power plants are important in capacity and may help Turkey ease negative consequences of electricity generation from imported gas. The most significant question is on contractual terms of nuclear power plants as they will be vital to decide whether nuclear energy will help Turkey to overcome current failure.[9]

Outcomes of Pipelines Turkey’s pipeline politics proves more success when compared to her domestic structures.[10] Oil and gas pipelines from Russia, Caspian and Middle East to Europe and Mediterranean include Kirkuk-Yumurtalik oil pipeline and Baku Tbilisi Ceyhan oil pipeline; two gas pipelines from Russia; Baku-Tbilisi-Erzurum gas pipeline from Azerbaijan; Tebriz-Erzurum gas pipeline from Iran; and Turkey-Greece connector. Greece-Italy interconnection, Nabucco gas pipeline and Samsun-Ceyhan oil pipeline will develop this web further. At best case scenario, which describes a hypothetical situation in which all of these pipelines function at full capacity, Turkey will host 4-4.5 million barrels per day comprising 4.5-5% of World’s oil refining potential and transit 43 BcM/y of gas to EU markets which will constitute about 6.5% of European gas imports by 2030.

These figures are significant and make it possible to conclude that Turkey appears as an emerging energy transit country. The general picture, however, is awkward in the sense that Turkey is supposed to transit more gas to European countries most of which are less dependent on gas imports and prove better results in their energy

mix, efficiency and intensity. The interesting question, therefore, emerges as why Turkey is interested in more gas flow to Europe while she is totally and extravagantly dependent on gas imports with “take or pay” and “no re-export” obligations.

Policy Options and RestraintsRegarding supply and demand; Turkey does not benefit from domestic renewable resources (mainly, hydro, geothermal, wind and sun) as much as her potential. The analysis on Turkey’s actual energy mix and its expected shift, (under normal conditions defined by actual economic growth, population increase and GDP per capita where in drastic changes in energy policy which may stem from environmental restraints, economic recession, technological breakthrough and other factors are ignored) indicate growing import dependence on coal, oil and natural gas from nowadays to 2030. Actual energy mix, and the trend built upon it, is problematic. Natural gas balances environmental effects of other fossil fuels at the cost of extreme dependence on imports. Furthermore, extravagant choice of electricity production from natural gas, which appears to be the most expensive way when compared to other options, appears as a big mistake. Finally, Turkey’s natural gas contract terms result in very high costs subject to oil prices; extra payment obligations because of “take or pay” regulation; and reveal high opportunity costs because of her “no re-export” obligation.

Regarding economic and geo-strategic criteria; Turkey needs to recover her domestic break down in order to avoid a total failure. Turkey, indeed, plans to build natural gas storage facilities in Tuz Lake; erect nuclear power plants in Mersin Akkuyu (close to Mediterranean) and in Sinop (by Black Sea) totaling up to 7000-10000 MW; launch an energy industry zone in Ceyhan (with refineries, ports, gas liquefaction units, LNG terminals and petrochemical factories) and increase the share of renewables up to 30% in 2030. These investments are necessary to normalize current domestic inconsistencies. Turkey, within this perspective, appears as an emerging energy transit country enjoying her geographic location and may turn into a strategic energy hub only if she accomplishes the massive investments as planned; acquires re-export right for natural gas; and attains favorable contractual terms on natural gas and the planned nuclear power plants. This seems to be a very difficult task to attain and is subject to contingencies related to bargaining capacity, political conjuncture, economic conditions and financial terms.

References[1] TOKLU, E., Güney, M.S., Işık, M., Comaklı, O. , Kaygusuz,

K., “Energy production, consumption, policies and recent developments in Turkey,” Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2009, doi:10.1016/j.rser.2009.12.006

[2] BILGIN, M., “Geopolitics of European natural gas demand: Supplies from Russia, Caspian and the Middle East,” Energy Policy, Vol. 37, No. 11, 2009, pp. 4482-4491.

[3] TUNÇ, M., Çamdali, Ü. and Parmaksizoğlu, C., “Comparison of Turkey’s electrical energy consumption and production with some European countries and optimization of future electrical power supply investments in Turkey,” Energy Policy, Vol. 34, No. 1, 2006, pp. 50-59.

[4] NTBP, Nükleer Teknoloji Bilgi Platformu, Doğal Gaz Enerjisi, Termik. <http://www.nukte.org/dogalgazenerjisi>, accessed on 5 January 2010.


191

[5] ÇOLAK, I., Bayındır, R. and Demirtaş, M., “Türkiye’nin Enerji Geleceği,” TUBAV Bilim Dergisi Vol. 1, No. 2, 2008, pp. 36-44.

[6] MENR, Ministry of Energy and Natural Resources, The Budget for 2010, 18 December 2009. <http://www.enerji.gov.tr/yayinlar_raporlar/2010_Genel_Kurul_Konusmasi.pdf>, accessed on 21 December 2009.

[7] YÜKSEK, Ö., “Reevaluation of Turkey’s hydropower potential and electric energy demand,” Energy Policy, Vol. 36, No. 9, 2008, pp. 3374-3382.

[8] SERPEN, U., Aksoy, N., Öngür, T. and Korkmaz, E.D, “Geothermal energy in Turkey: 2008 update,” Geothermics, Vol. 38, No. 2, 2009, pp. 227-237.

[9] BILGIN, M., “Neopolitics (New energy order politics) of Fossil, Renewable and Nuclear Fuels: Turkey’s Position and Alternative Futures,” Journal of International Relations, Vol. 5, No. 20, 2009b, pp. 57-88.

[10] BILGIN, M., “New Prospects in Political Economy of Inner-Caspian Hydrocarbons & Western Energy Corridor through Turkey,” Energy Policy, Vol. 35, No. 12, December 2007, s. 6383-6394.


192

MANAGEMENT OF DISTRIBUTED ENERGY RESOURCES

Mete TAŞPINARSiemens Türkiye

Purpose Of The SystemThe purpose of the Management of Distributed Energy Resources system is to operate Decentralized Energy Supply Systems (DESS) in an “optimized” way. “Optimized” does in this context mean that the operation shall be carried out on optimized operation cost / profit and shall consider all inflicted technical, contractual and environmental constraints.

A DESS may consist of a certain number of generation units, storages, flexible and inflexible demands as well as energy exchange contracts and primary energy sources connected via an energy flow topology.

The fields of application of the Management of Distributed Energy Resources are decentralized energy supply systems of electrical utilities, industries or IPP’s and for facility management companies.

The Management of Distributed Energy Resources system is not meant to be a substitute for all possible automation equipment necessary for operating the components of a DESS; there must be at least that much local automation equipment available to allow the basic operation of DESS components ensuring component and personal safety in the absence of the Management of Distributed Energy Resources system.

Management Of Distributed Energy Resources Model Elements The components / units of a DESS and their energy flow topology are modeled in of Management of Distributed Energy Resources by the following classes of model elements: � Contract Used e.g. for modeling (electricity) import and export contracts,

electricity market offers, primary energy contracts, emission emergence.

� Converter Unit Used for modeling all kind of energy converters with one (or

two) inputs and one (or two) outputs, e.g. turbines, boilers, fuel cells, biomass gasification, pumps, water electrolysis.

� Battery Unit Used for modeling accumulator storages.

� Storage Unit Used e.g. for modeling hot water storage, steam accumulators,

flywheels, primary energy storages.

� Renewable Unit Used e.g. for modeling wind power, PV systems, solar thermal

systems, small run of river plants, geothermal plants.

� Fixed Demand Used for modeling energy demands that have to be supplied in

any case.

� Interruptible Demand Used for modeling energy demands that can be switched off (or

reduced) temporarily, but will not make up the forgone energy later (e.g. lighting devices, fans).

� Controllable Demand Used for modeling energy demands that can be controlled by

switching temporarily, but will make up the forgone energy later (e.g. air conditioning, night storage heating, cold store).

� Mixing Element Used e.g. for modeling mixed fuelling of converters

� Linking Element Used e.g. for modeling transmission losses and constraints,

emissions.

� Balance Node The inputs and outputs of the other model elements are

connected to certain balance nodes, thus defining the energy flow topology of the modeled system.

Figure 1.


193

Figure 3.

Figure 2.

The Management of Distributed Energy Resources planning applications do model all cost / revenue and constraint relevant energy and media flows, regardless of their possible type (electricity, hot water, steam, cooling, emissions, hydrogen, etc.).

The Management of Distributed Energy Resources control applications provide control and supervision capability of all generation units, storage units and flexible demands as well as control capability to maintain an agreed electrical interchange energy profile.

The following picture shall illustrate the assembly of a DESS model in Management of Distributed Energy Resources using the model elements (rectangular objects with unit names) and connecting them via balance nodes (circular objects with node numbers).

Architecture Of Management Of Distributed Energy ResourcesThe following figure shall illustrate the overall functional architecture of Management of Distributed Energy Resources:

All Management of Distributed Energy Resources functions are interchanging the data via the process database.

The interactions and strategies depend on the concrete task of a given Management of Distributed Energy Resources implementation (which function has to calculate at what times, given that what kind of assets are being modeled, acting on what kind of energy markets, …).

Overview Of The Functions – According Data Flow The following figure shall illustrate the Management of Distributed Energy Resources functions along with the respective data flow:As can seen from the figure above, the tasks / functions of Management of Distributed Energy Resources are split into three major groups:

� Basic Functions - Process connection capabilities (measurement, states) - Measured value processing and archiving - Process control capabilities (set points, commands)

� Planning Functions - Forecasting The respective Management of Distributed Energy Resources

functions are the Weather Forecast, the Load Forecast, the Price Forecast and the Generation Forecast

- Scheduling The respective Management of Distributed Energy Resources

function is the Unit Commitment

� Control Functions - Unit Monitoring and Control The respective Management of Distributed Energy Resources

functions are the Generation Management and the Load Management - Interchange Control The respective Management of Distributed Energy Resources

functions are the Exchange Monitor and the Online Optimization and Coordination


194

AB TEMİZ ENERJİ DİREKTİFLERİ

Metin ATAMERAtamer Group

29 Ocak 2010 tarihinde, Avusturya’nın başkentinde gerçekleştirilen Yenilenebilir Enerji Şurası’nda yapılan konuşmalarda çok önemli konular konuşuldu. Bunların en çarpıcı başlıklarını izlememizde fayda vardır.

2009 senesi içinde yayınlanan Avrupa Birliği’nin yenilenebilir enerji için yeni kabul ettiği direktiflerin üye ülkeler için öneminin irdelenmesinde ülkemiz için yarar vardır. Üye ülkeler direktifler için “Action Plan” olarak tarif edilen, ülkelerin kendi hazırlayacağı hareket planları önemlidir. Hatta bu hareket noktaları için atılacak ilk adımlar, küresel düşünceyi meydana getirmektedir. Yalnız, direktiflere uyacağız diye niyet mektubundan ileri planlama yapmaları gerekmektedir.

Avrupa Birliği’nin en önemli konusunun “İklim Değişikliği” olduğunu unutmamak gerekir. Bu nedenle üretilecek enerji politikalarının bu konuyla örtüşmesi gerekir; Enerji Arz ve Emniyetinin, Enerji Verimliliği ve Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Kullanılma Önceliğinin Rekabet Esasları içinde enerji politikaların üretilmesi esasına dayanmaktadır.

Avrupa Birliği Üyesi ülkelerin ürettikleri yenilenebilir enerjinin toplam üretim kurulu güçleri içindeki oranına bakarsak; Grafik 1’de yer alan bazı üye ülkelerin oranları bulunmakta. % 1.57’den % 41.87’ye kadar değişik oranları izlememiz mümkündür.

Her ülkenin 2020 senesi için belirlediği hedef % 21 olarak görülmektedir. 2007 senesinde öngörülen % 16 hedefine birçok ülkenin yaklaşmasıyla, bu çıtanın 2020 senesine için % 21 olarak belirlenmiş olduğunu görmekteyiz. Bu hedefe yol alırken birçok dar boğazların olabileceğini kabul eden Avrupa Birliği, bunların başında her ülkede var olan bürokratik engellerin yer aldığını ve

bunun aşılmasının gerekli olduğunu söylemekte. Bir başka konu ise, ülkelerin kısa devre güçlerini artırmalarını tavsiye etmekteler. Devamlı olarak bilgi akışının sağlanmasının önemi üzerinde durmaktalar. Bilhassa ülkeler arasında esnek yapı oluşturulmasının öneminin her ülke tarafından kabul edilmesi üzerinde durulması gerekir.

Avrupa Birliği’nin 2009’da yayınlanan Yenilenebilir Enerji Direktifleri içinde hedeflerin belirlenmesi önemlidir. En önemlisi, NREAP (National Renewable Energy Action Plan) olarak tarif edilen Milli Yenilenebilir Enerji Hareket Planı’nın üretilmesi gerekir. Bu önemli plan, 2020 senesi için gereken hedefleri kapsar. Bu hedeflerde kararlılık şarttır. Bununla birlikte, tatbik stratejilerinin belirlenmesi gerekir. Yenilenebilir enerjide şeffaflık da şart koşulmuştur.

NREAP için AB direktiflerinin maddeleri içindeki stratejilerin uyum sağlaması gerekir. Yenilenebilir enerjinin elektrik üretiminde, ısıtma ve soğutmada ve bilhassa ulaşımda kullanımında uyum sağlanması gerekliliği vurgulamaktadır.

AB üyesi ülkelerde 2010 Aralık ayına kadar hedefler tayin edilmesi ve 2010 senesinin Temmuz ayına kadar uygulamaya alındığının bilgilerinin beyan edilmesi istenilmektedir.

Ayrıca, AB ülkelerinin beklentileri içinde 2011 senesinde üye ülke raporlarının sunulması yer almaktadır. 2012 senesinde ise, bu raporların toplanıp AB Komisyon raporunun açıklanması beklenmektedir.

Ülkelerin 2005 senesinde yenilenebilir enerji yatırımları konusunda ülkelerin eriştikleri hedefleri ve 2020 senesi için belirledikleri

26,8

7,238,69

2,83

18,23

7,06

28,51

10,35

5,79 5,332,54

7,16

15,36

1,57

41,89

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

AVUSTURYA

ÇEK CUM

HURİYETİ

BULGARİS

TAN

BELÇİK

A

DANİMARKA

ALMANYA

FİNLA

NDİYA

FRANSA

MACARİS

TAN

İTALY

A

HOLLANDA

POLONYA

ROMANYA

İNGİL

TERE

İSVEÇ

Grafik 1. AB ülkeleri içinde enerji üretiminde yenilenebilir enerji üretim

yüzdesi Grafik 2. AB üye ülkelerinin hedefleri.

2,2

9,4

6,1

17

5,8

18

3,1

6,98,7

10,3

5,22,9

32,6

15

0

4,3

02,4

23,3

7,2

20,5

17,816

6,7

28,5

39,8

1,3

13

16

13

30

18

25

1618

20

23

17

13

40

23

1113

10

14

34

15

31

2425

14

38

49

15

0

10

20

30

40

50

60

BE CZ DE IE ES IT LV LU MT AT T SI FI UK

RES, 2005RES, 2010


195

hedefleri görmekteyiz. En düşüğü % 10 ve en yükseği % 49 olan bir yelpazede ülkeler küresel yaşamı ne kadar önemsediklerini bu rakamlarla göstermekteler.

Bu gerçeklerin yanında, iletim ve dağıtım konularını da ele alan AB üyesi ülkeler, iletim ve dağıtımda ortalama kayıplarının % 6-7.5 olduğunu kabul etmekteler. Bu nedenle bu kayıpları en aza indirecek bazı konularda yatırım yapmayı hedeflediklerini söylemekteler. İletim voltajının yükseltilmesi, reaktif gücün azaltılması, transformatörlerdeki verimliliğin artırılması, hatta eski trafoların değiştirilmesi öngörülmektedir. Burada belirlenen hedefle, yöresel hataların en aza indirilmesi, hatlara konulacak duyargalarla sistemin devamlı kontrol edilmesi ve bununla beraber tüketici maliyetlerinin düşürülmesinin kararlaştırılmış olduğunu görmekteyiz.

Avrupa Birliği’ne girmek için çok uzun bir müddet çaba sarf eden ülkemizin burada direktifleri ve bilhassa 2020 hedeflerini iyi değerlendirmesi gerekir. 2023 senesinde Cumhuriyetimizin 100 yılını kutlayacağız. Cumhuriyetimizi kuranlara karşı sorumluluk hissetmemiz gerektiğini düşünmekteyim.

Kaynaklar[1] AB Renewable Energy Directives 28

Summary29th of January 2010 a summet have been held in the capital of Austria on the renewable energy and speaches that have been given in the summitt has to be evauated carefully. We should trace the outcome of the papers that were given in this conference. EU countries have accepteted certain directives on the renewable energy targets which will need actions to be taken in the coming years. We should also closely look at the implementaion of these directives. The member states have also accepted action plans to be drived for each member states which are important to all other member states. They have to plan the application on these directives in each state, and it should not stay as a single declaration, but they should be applied.

The main aim of this action plan is the climate change issue that they have agreed as the main aim of the directives. Therefore the energy policies of each state should match with the climate issues, which are important to the member states. The priority on the uses of the renewable energy should match with the Energy policies on the security and the availability, providing the compatibility .

Some of the EU countries have the following percentage of renewable energy usage in their total consumption varying from 1.57 % up to 41.87 % as seen in the grafic. Some countries have neuclear power and some have coalfired power plants installed as their major source of energy.

All member states have accepted a target as an avarage of 21% reneable energy usage for the year 2020. For some of the member states the targets for the years 2010 have been reached within 2007 as %16 and the new target has been indicated as 21% for the year 2020. They also have accepted some bottle necks . They all accept that there are burocratic difficulties in the member states as in all countries which should be overcomed. There should also increase in the capacity of the short circuit in the transmission lines

for the renewable energy sources. The Member states should also share all the informations that are needed among the members . They all agree to have a flexiblity among the member states.

In the year 2009 the member states have accepted to state their targets for the year 2020. Within the targets for the year 2020 , they have also stated that all member countries should have a National Renewable Energy Action Plans that they should declare which also should be applicable. The plans should be sustainable for all member countries. Each Member Country will have the strategies for the action plans that they will have to announce to all other member states. They all accept to have transperancy for the policies between the member states.

The strategies of the action plans in all member states should fall in with the directives of the EU. It is also stated that the policies of the renewable energy action plans should match with the directives of the EU in all aspects including heating and cooling, and transportaion should also be concidered.

All EU member staes have accepted to present their action plans for the year 2020 and should be presented to EU by the end of July 2010. They also should declare that the implimentation have already started witin the year 2010. Member states will report their action plans and strategies within the given time.

The EU Energy Comission will prepare a report on the action plans for all member states by the end of 2011. These report will be collected and a general report will be prepared by the EU Energy Comission which will be announced to public in 2012.

In the second Chart we can see the renewable energy aims of the Memeber States and plans of the decleration for the year 2005 and also the targets of the 2020. The average of these figures come up to 10 % to 49% of target that has been noted, related to the climate issues. We strongly feel the importance of the climate change issues that has been accepted by the member states.

Related to these directives of the EU Energy Comission all member states have also noted that the losses of the transmission and distribution have come up to 6-7.5 % which should be evaluated at a high importance. They also have stated that all members should lower these losses. They plan to increase the transmission line voltage , they plan to lower the reactive power , they plan to increase the efficiency of the transformers, and even change the old transformers with new efficient transformers. To decrease the local line fail faults, they plan to control the lines with detectors and sensors to minimise the interruption. They also plan to increase the usage of the energy with high efficiency, having a low maintenance costs to decrease the overheads on the transmission and distribution lines.

To be a member of the EU countries, Turkey have spent a fortune with time and material in the past 40 years , and now we can see where EU countries stand and where Turkey stands, this should be evaluated openly. We are standing at door of the 100 th anniversary of independance by the year 2023 . I feel responsible to the founders of our Turkish Nation from scretch and all should feel the same to plan ahead.


196

BP

GRID CONNECTION OF RENEWABLE ENERGY

Andrew JONESS&C Europe

Miguel SOBRALS&C Europe

AbstractThe paper will consider various techniques that have been used to help renewable generation connect to the grid. The first is the use of STATCOM technology for the supply of voltage and power factor control by supplying fast VARs to meet the reactive requirements of the grid code and also to support installations which are connecting to a weal grid. The second part will consider the role that energy storage has to reduce local intermittency and to participate more profitably in the local supply and ancillary service market. Finally it will consider active network management as a means of getting additional generation onto the same transmission and distribution asset. In all cases recent examples from installations will be presented from UK, Ireland and the US.

IntroductionTo meet the renewable targets set by governments around the world technology changes have been required. S&C Electric has been actively involved in multiple projects around the world that allows grid connection of intermittent renewable sources to grids. This paper also draws on examples of other companies S&C have worked with.

Grid CodeThere are many different grid codes in operation around the world and these vary depending on the requirements of the local grid operators and the condition of the grid that they are connected to. Modern wind turbine generators (WTGs) have capabilities to dynamically control the power factor or voltage at the terminals of the generators. Grid codes typically require wind power plants to be able to vary their power factor to meet system operating conditions and not all turbines are capable of this. In this case the use of voltage source inverter technologies using pulse width modulation techniques to synthesize a voltage either greater than or less than the bus where the inverters (DSTATCOM) are connected are now widely used in wind power plants for power factor or voltage control. Most recent developments are that WTG act as the “master” and the additional requirements are provided by the DSTATCOM operating in a “slave” mode.

Due to economics normally one of the most cost effective solutions is the use of a substation based hybrid reactive power compensator solution which can be used to dynamically control the power factor at the Point Of Connection (POC) with response times dictated by intentional delays associated with the switching of SSDs in the compensator. Through local collector bus voltage and current sensing and “slow” feedback of voltage and current at the POC through SCADA, the DSTATCOM can dynamically control the

power factor at a remote POC using a line drop compensation algorithm. Figure 1 shows actual measurements associated with a hybrid reactive power compensator for a 90 MW wind power plant where the POC is at 345 kV, 37 km away from the collector substation. In this case the compensator is controlling the power factor at the POC at unity (i.e., zero net MVAR at the POC).

WPP MW

INVERTER MVAR WPP NET MVAR

-20

0

20

40

60

80

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

MW

, MV

AR

Hours

WPP MW

INVERTER MVAR WPP NET MVAR

-20

0

20

40

60

80

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

MW

, MV

AR

Hours

-20

0

20

40

60

80

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

MW

, MV

AR

Hours

A hybrid reactive power compensator offers several advantages relative to additional switched power factor correction capacitors applied at the WTG low voltage terminals:� The power factor of the wind power plant can be dynamically

controlled without changing the power factor set points of individual WTGs, increasing the overall speed of response.

� The power factor at the WTG terminals can be independently controlled at or near unity power factor, thereby minimizing reactive current flow through the WTG step-up transformers and the collector system. This effectively reduces active and reactive power losses in the wind power plant.

� A wind farm management system is not required to control reactive power in the wind power plant.

� The available reactive power from the compensator can be utilized at all power output levels of the wind power plant, compensating for collector cable charging (capacitive) reactive power at zero and low power output levels or providing reactive power.

Compared to using only mechanically-switched capacitor banks in the collector substation, the hybrid reactive power compensator offers the following advantages:� The power factor at the POC can be controlled more precisely

over the entire output range of the wind power plant.

Figure 1.


197

K

� The number of switching events of capacitor banks is reduced due to the dynamic reactive power range of the inverters, thereby increasing the life of the capacitor bank switching devices.

� The dynamic compensator control algorithm distributes the number of switching operations of any single capacitor bank based on historical number of switching operations, resulting in more even wear on capacitor switching devices and prolonged life in multiple capacitor bank applications.

� The severity of the capacitor-switching transients associated with the energisation of the capacitor banks can be reduced slightly by the inverter control action.

As in any situation where shunt capacitor banks are applied, the application review of the hybrid reactive power compensator must include a review of potential harmonic resonance conditions this is particularly relevant where the wind farm is connected to a grid with a low available short circuit level. The review will typically include detailed harmonic resonance analysis, including impedance frequency scans for various operating conditions of the wind power plant and harmonic distortion analysis based on representative “ambient” harmonic levels (i.e. harmonics present in the system without the wind power plant) or harmonic currents injected by WTGs. In cases where WTGs with power factor correction capacitors are involved, careful attention must also be paid to any potential resonance conditions caused by the WTG capacitors. In cases where resonance conditions with high local impedances at characteristic harmonic frequencies (i.e. 5th, 7th, 11th, 13th, etc. harmonics) are identified, capacitor banks in the hybrid reactive compensation system can be converted to harmonic filter banks. In wind power plants using WTGs with power factor correction capacitors where resonance conditions are caused by the WTG capacitors, a damped C-type filter is commonly used to lower the local impedance of the wind power plant over a wide range of frequencies. In wind power plants utilizing WTGs with doubly-fed induction generators (DFIG) or full-converter WTGs with appreciable levels of harmonic current injection, it is sometimes necessary to apply a high-pass filter to prevent some of the harmonic currents from flowing into the system and causing high levels of harmonic voltage and current distortion. If a hybrid compensator is applied in this situation, one or more of the capacitor banks can be converted to high-pass filters to address this issue.

The S&C Distributed Static Compensator (DSTATCOM) is an inverter based solution that provides both an inductive and capacitive range of sub cycle response that is capable of voltage and power factor control plus providing support for low voltage ride through (LVRT). It is modular in format, and can be provided as an outdoor or indoor solution, which for economic reasons, may also have switched capacitors and reactors, controlled by the DSTATCOM. The switched devices provide the large changes and the DSTATCOM supply the vernier changes.

This short term capability means that the DSTATCOM can compensate for the longer response times to reactive power command, of some turbine manufacturers. This has the ability to reduce the size of the system solution as the turbine capabilities can then utilised to ensure the most economic solution. In addition, it is possible to use the short term rating capability to supplement any shortfall in the turbine LVRT capability.

As the penetration of wind increases there has been a trend in the UK to connect to networks where there is a low available fault level which means that voltage fluctuations are higher between maximum generation and no generation. Even full converter WTG have problems with this and a substation based solution will keep voltage within statutory limits. The following graph illustrates the use of a single DSTATCOM to provide voltage control for a single 850kW turbine.

The Electronic Shock AbsorberThe Electronic Shock Absorber (ESA) is basically the DSTATCOM with energy storage added. This allows wind farms to control real power outputs and ramp rates. The ESA was developed in conjunction with the Hawaiian Electric Company (HECO) as a demonstration unit and is used with very early models of wind generators that have limited basic control functions. The problem that HECO faced is that due to the large penetration of wind on an island system, the variations in wind speed caused both voltage regulations problems and frequency variations. The ESA has demonstrated the ability to modify the net output of the wind farm/ESA into the utility system to meet all the local requirements. The following graphs show the ESA performance against performance parameters set by HECO as part of local Power Purchase Agreements.

Figure 2.

Average Power (sum of last 30 absolute changes at 2-second sample rate)(interpolated between 2-second samples)

0.00

0.01

0.02

0.03

0.04

0 20 40 60 80 100 120 140

Time - seconds

Pow

er P

er U

nit o

fW

ind

Far

m O

utpu

t(R

ed L

ine

is L

imit)

Ramp Rate(Change In Power from 1 minute ago)

-0.30-0.20-0.100.000.100.200.30

0 20 40 60 80 100 120 140

Time - seconds

Pow

er P

er U

nit o

fW

ind

Far

m O

utpu

t(R

ed L

ine

s a

re L

imits

)

Instantaneous (Change in Power from 2 seconds ago)

-0.15

-0.10

-0.05

0.00

0.05

0.10

0.15

0 20 40 60 80 100 120 140

Time - seconds

Pow

er P

er U

nit o

fW

ind

Far

m O

utpu

t(R

ed

Line

s ar

e Li

mits

)

ESA Power

-0.10

-0.05

0.00

0.05

0.10

0 20 40 60 80 100 120 140

Time - seconds

Pow

er P

er

Uni

t of

Win

d F

arm

Ou

tput

Figure 3.


198

BP

The ESA power graph shows the performance of the ESA as it compensates for the variations in each of the three parameters which it is monitoring. For this sample, the average power does not go outside of its limits so the ESA does not need to react to compensate. The Ramp Rate reaches its lower limit and the ESA compensates for this by injecting energy into the system. This is most noticeable around the 70 sec area. The instantaneous hit its upper limit at 90 secs and the ESA absorbed energy at that point. It should be noted that the ESA, whilst performing these functions, can also provide voltage and/or power factor control plus it can assist with LVRT requirements.

Long Term Energy StorageAs more Distributed Generation (DG) schemes are introduced closer to the load, there is a desire to provide energy when needed. Typically, a 100MW wind farm will only average 30 to 40MW, resulting in a network utilisation of up to 40%.

The other area where renewable energy suffers is the lack of ability to dispatch it when it is needed. The Economic Research Council argues that often wind is generated at night when demand is low, and does not have a mechanism to balance or store the energy to meet demand when needed, so the energy tends to be lost. The UK Department of Trade and Industry (DTI) stated that 6-10 hours of energy storage can increase the dispatch reliability up to 95%, and that depending on the power purchase agreement, could increase revenue between 2 to 35%, or more. Additional work in the UK has shown that 1MW of energy storage could be used to remove 3MW of transmission and distribution capacity constraint.

S&C has the ability to integrate multiple energy storage technologies but due to commercial reasons the largest number of projects has been with NGK’s NaS technology. The NaS battery based long term energy storage offered by S&C uses the DSTATCOM as the Power Conditioning System. This means that the DSTATCOM can provide the voltage and power factor control plus assisting LVRT, with the added benefit of controlling the power fed into the utility system versus the power fed into charging or discharge the energy storage. The following discusses some of these in relation to the S&C demonstration unit in American Electric Power (AEP) Charleston, West Virginia and other NGK NaS applications.

The first system installed at AEP has the ability to provide 7 MWH of storage. This storage helps in a number of ways. The most obvious is, the ability to provide the storage to meet demands. The system is charged at night and is used during the daytime near peak hours to shave the peak demand. It could also be used to improve the

despatch reliability if it was connected and charged by a renewable energy source. One of the attractions for AEP, was the deferment of asset upgrades. With T&D congestion and the ability to obtain upgrades for transmission assets means that this has significant benefits for the renewable industry. The modularity of the units means that they can be relocated at various points in the system where it is needed. Several other systems are now connected and they include projects connected to renewable sources.

Japan Wind Development has installed a project that has 34 MW of NaS energy storage for a 51 MW wind farm. The use of such a large amount of energy storage in this instance allows for a much higher level of energy trading and also allows significant peak shaving.

NGK has also demonstrated NaS technology for load smoothing at TEPCO Demonstration at Hachijo-Jima Island. Here the NAS battery is used in a constant state of charge and discharge to provide a smooth out put from the wind farm.

Figure 4.

Figure 5.

Active Network ManagementIn the Orkney Islands off the North of Scotland Smarter Grid Solutions has effectively applied an active network management scheme to allow increased connection of renewable generation in an area that traditionally was network constrained. Normally renewable connections are built on the premise that conventional capacity is planned on maximum output within approved planning guidelines. Active Network Management (ANM) uses real time information so that dynamic information can be used to accommodate additional generation on existing networks.

Network perspective – today:� Multiple generator applications but no capacity available due to

network constraints� Some diversity assumptions made regarding renewables� Network operator focuses on conventional connection solutions

including special protection schemes / inter tripped non-firm generation

� Lengthy timescales for network reinforcement

Network perspective – tomorrow:� ANM system measures real-time network export� Pre-emptive action to stay within limits (regulate NFG MW in

real-time)


199

K

� Takes corrective action if necessary (disconnect NFG)� Voltage at bus 1 and bus 2 must be within statutory limits in all

scenarios

This solution allows additional generators to be connected and takes into consideration multiple constraints within the network and export cables. It uses real time ANM algorithms to manage multiple generators against the multiple constraints by � Real time measurement and control

12 MVA

Bus 1 Bus 2

FG

?

No available capacity

15 MVA

3-12 MVA

Figure 6.

Figure 7.

Figure 8.

12 MVA

Real-time export

0-9 MVA ANM

p, q, v, i

p, q, v, i

SCADA

0-15 MVA

FG

3-12 MVA

NFG

� Adopts a zonal approach to constraint allocation (see below)� Existing connections unaffected� Considers commercial connection agreementsThis project went live in November 2009 with the result that this scheme would have cost £30 million of T&D upgrade.

ConclusionThere are many different solutions to help facilitate renewable connection and S&C has a comprehensive suite of proven solutions that have been demonstrated by S&C or its partners. It is felt that all these have a role to play in helping Turkey meet its renewable targets.

KIRKWALL

SCORRADALE

STROMNESSSTROMNESS

BURGARHILL

Normally Open Point

ST. MARY’S

STRONSAY

SHAPINSAY

SANDAY

EDAY

WESTRAY

ROUSAY

THURSOGRID

FLOTTA

NORTHHOY

LYNESS

Orkney Core

Zone 3

Zone 4

Zone 2

Zone 1

KIRKWALL

SCORRADALE

STROMNESSSTROMNESS

BURGARHILL

Normally Open Point

ST. MARY’S

STRONSAY

SHAPINSAY

SANDAY

EDAY

WESTRAY

ROUSAY

THURSOGRID

FLOTTA

NORTHHOY

LYNESS

Orkney Core

Zone 3

Zone 4

Zone 2

Zone 1


200

HİDROJEN ENERJİ TEKNOLOJİLERİ PROJELERİ VE UNIDO-ICHET

Mustafa HATİPOĞLUUNIDO-ICHET

Özet Uluslararası Hidrojen Enerjisi Teknolojileri Merkezi (UNIDO-ICHET), gelişmiş ve gelişmekte olan ülkeler arasında hidrojen teknolojileri köprüsü oluşturarak, hidrojen teknolojilerinin geliştirilmesi ve kul-lanımının yaygınlaştırılmasını sağlamak amacıyla kurulmuş bir UNIDO projesidir. ICHET bu amacını, uygulamalı ar-ge projeleri yürütmek veya bu projelere destek vermek, bu konularda seminer, toplantı, çalıştay düzenlemek veya bu faaliyetlere katılmak suretiyle gerçekleştirir. ICHET 21 Ekim 2003’te Türkiye Cumhuriyeti Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ile UNIDO arasında imzalanan Güvence Fonu Anlaşması ile kurulmuş, 19 Mayıs 2004’te İstanbul’da faaliyete geçmiştir. Başlangıç fonu olarak Türkiye Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı 40 M$’lık bir bütçeyi UNIDO’ya ayırmıştır. ICHET şu anda 28 tam zamanlı çalışan ve 10 yarı-zamanlı çalışana sahiptir.

Kar amacı gütmeyen bir merkez olan ICHET’in temel amacı geliş-mekte olan ülkelerin geleneksel enerji teknolojilerinden doğruca hidrojen enerjisine geçişine destek olmaktır. Yerel projeler için üniversite-endüstri işbirliği öne çıkarılarak (HICE, Battery Hybrid, Hythane, Yakıt Pili ve Kojenerasyon sistemi üretim projeleri), ekonomik faydanın eldesi hedeflenmektedir. Ayni zamanda çevre duyarlılığı yaygınlaştırılarak (Temiz göller, temiz nehirler, temiz çevre, yeşil hava limanı, yeşil liman, yeşil kent, yeşil sanayi projeleri gibi.) geleceğe yönelik enerji ve çevre politikaların oluşmasına kat-kıda bulunulmaktadır. ICHET’in mühendis ve bilim adamları yeterli tecrübe ve deneyim ile daha birçok projeyi gerçekleştirip Türkiye’nin hizmetine sunmaya kararlıdır. Dünya ve Avrupa çapında projelerin gerçekleşmesi için sağlanan finansmanın devamlılığı ve çeşitliliği önemlidir.

1. GirişUluslararası Hidrojen Enerjisi Teknolojileri Merkezi (UNIDO-ICHET), gelişmiş ve gelişmekte olan ülkeler arasında hidrojen teknolojileri köprüsü oluşturarak, hidrojen teknolojilerinin geliştirilmesi ve kullanımının yaygınlaştırılmasını sağlamak amacıyla kurulmuş bir UNIDO projesidir. ICHET bu amacını, uygulamalı Ar-Ge projeleri yürütmek veya bu projelere destek vermek, bu konularda seminer, toplantı, çalıştay düzenlemek veya bu faaliyetlere katılmak suretiyle gerçekleştirir. ICHET 21 Ekim 2003’te Türkiye Cumhuriyeti Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ile UNIDO arasında imzalanan Güvence Fonu Anlaşması ile kurulmuş, 19 Mayıs 2004’te İstanbul’da faaliyete geçmiştir. Başlangıç fonu olarak Türkiye Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı 40 M$’lık bir bütçeyi UNIDO emrine ayırmıştır. ICHET şu anda 28 tam zamanlı çalışan ve 10 yarı-zamanlı çalışana sahiptir.

Günümüzün önemli toplumsal, ekonomik ve siyasal sorunlarının altında dikkat edilirse hep enerjiye ve kaynaklarına sahip olma isteği

yatmaktadır. Ayrıca, enerjiye olan talep sanayileşme ile birlikte her geçen gün artmaktadır. Ancak fosil enerji kaynaklarının kullanılması çevresel kaygıları da beraberinde getirmektedir. Fosil yakıtların yakılması karbondioksit üreterek sera gazı etkisine sebep olmakta, bu da küresel ısınmasının artmasına ve iklim değişikliğine sebep olmaktadır. Fosil yakıt kirliliği ayrıca ekosistemi de tehdit etmekte olup, doğal kaynakların % 30’u son 30 yıl içinde tüketilmiş durumdadır. Eğer iklim sorunları aynen devam ederse, 2100 yılında deniz seviyesi 70 cm yükselmiş, ortalama sıcaklık 4,5 °C artmış olacaktır. IPCC’ye (Birleşmiş Milletler İklim Değişikliği Paneli) göre iklim değişikliği kontrol altına alınamadığı takdirde, 2100 yılına kadar dünya gıda üretiminin % 40 azalması beklenmektedir. Bu nedenle küresel ısınmanın 2050 yılına kadar 2°C’den fazla artmaması, sanayi ülkelerinin CO2 emisyonlarının 1990 yılıyla karşılaştırıldığında, 2020’ye kadar % 40, 2050’ye kadar da % 80 düşürülmeleri gerekmektedir.

Mevcut enerji sistemi ekonomik, fiziksel, çevresel ve jeopolitik nedenlerden dolayı sürdürülebilir değildir. Bu durum bilim ve siyaset çevrelerini alternatif birincil enerji kaynakları arayışına yöneltmiştir. Mevcut alternatif birincil enerji kaynakları olarak nükleer fizyon, nükleer füzyon, güneş, rüzgar, okyanus-termal, okyanus akıntıları, gel-gitler ve jeotermal enerji kaynakları sıralanabilir. Fakat bu enerji kaynakları, sürekli olmamak (güneş, rüzgar, dalga), tüketim yerinden uzak olmak, taşınamamak, depolanamamak (nükleer ha-riç), ulaşım araçlarında kullanılamamak gibi çeşitli dezavantajlara sahiptir.

Hidrojen dünya üzerinde serbest halde bulunmadığı için birincil enerji kaynaklarından üretilmesi gerekir. Bu yüzden hidrojen birincil enerji kaynağı değil, elektrik gibi bir enerji taşıyıcısıdır. Karbon yayımlarını düşürmesi ve enerji arzı güvenliği hidrojen ekonomisine geçiş için iki önemli faktördür. Hidrojen birim ağırlık itibariyle benzinin üç katı enerji içerir. Taşınabilir, depolanabilir, sürdürülebilir, temiz ve çevre dostudur. Isınma, elektrik ve ulaşımda ihtiyaç duyulan geniş bir enerji bandını etkin ve emisyonsuz bir şekilde sağlayabilir. Yakın gelecekte hidrojen, muhtemelen uzun mesafeli ulaşım için birincil yakıt olacaktır. Hidrojen içten yanmalı motor veya hidrojen yakıt pilinin çıktılarının elektrik, ısı ve su olması nedeniyle hidrojen ‘geleceğin yakıtı’ olarak adlandırılmaktadır. Hidrojen şu metotlarla üretilebilir: Yenilenebilir enerjiden (rüzgar, güneş, hidrolik, geotermal) üretilen elektrik ile suyun elektrolizi, doğal gazın buharla reformasyonu, petrolün kısmi oksidasyonu, kömürün ve biyokütlenin gazlaştırılması, nükleer yüksek sıcaklıkta suyun elektrolizi, yüksek sıcaklıkta suyun termokimyasal parçalanması, fotoelektrokimyasal ve fotobiyolojik metotlar. Hidrojenin çok hafif olması nedeniyle depolanması için büyük hacimler gerekmektedir. Bu nedenle güvenli, küçük hacimde yüksek miktarda hidrojen depolayabilen sistemler geliştirilmiştir. Hidrojen kullanım alanlarına


201

bağlı olarak basınçlı gaz tüplerde, sıvı halde, metal hidrürler, kimyasal hidrürler veya nanotüplerde depolanabilir.

Hidrojenin yaygın kullanılmasının önündeki engeller şunlardır: a) Hidrojen altyapısı yetersiz, b) Hidrojen üretim maliyeti halen yüksek, c) Hidrojen yakıt pillerinin ve elektroliz aletlerinin maliyetleri

oldukça yüksek, d) Hidrojenin depolanmasındaki zorluklar ve yüksek maliyet, e) Hidrojenin kamuoyunda yeterince tanınmaması.

14 Eylül 2009 tarihinde dünyanın önde gelen otomobil firmaları Daimler, Ford, General Motors, Opel, Honda, Hyundai, Kia Motors, Renault/Nissan ve Toyota, 2015 yılından itibaren birkaç yüz bin yakıt pilli aracın ticarileşeceğini ve yollara çıkacağını açıkladılar. Hidrojen yakıtlı araçlar bataryalı araçlarla karşılaştırıldığında daha düşük verime sahiptir, ancak dolum zamanı çok daha düşük (5 dakika) ve bir depo hidrojen (350 bar) ile alınan yol yaklaşık 500 km’dir. Yenilenebilir enerjiden üretilen elektrik ile doldurulan akülü araçlar da sıfır karbonlu çözümdür, ancak uzun akü dolum zamanları ve akü boyutlarının büyüklüğü, akülü araçları daha kısa mesafelerde (250 km) kullanılmaya sınırlar. Yakıt pilleri, yüksek verimli, düşük veya sıfır yayımlı, sessiz (dönen veya hareketli parça yok), modüler cihazlardır. Hem ısı, hem de elektrik enerjisi üretebilen bu cihazlar, güç santrallerinde MW mertebesinde, taşımacılıkta 50-200 kW aralığında, konutlar için gerekli ısı ve elektrik enerjisi ihtiyacını karşılamak amacı ile 5-20 kW aralığında, küçük cihazlarda ise (1 kW altı) kullanılma imkanına sahiptir. Yakıt pilleri, otobüs, motosiklet, bisiklet, golf arabası, uzay, uçak, lokomotif, gemi, sualtı vasıtaları, yaygın enerji üretimi, kojenerasyon, kesintisiz güç kaynakları, yedek güç birimleri, taşınabilir güç kaynakları gibi çeşitli uygulamalarda denenmiştir.

2. ICHET Projeleri

2.1. Uluslararası Demonstrasyon Projeleri

Hidrojen İçten Yanmalı Üç-Tekerlikler (Hindistan’da): Projenin amacı, hidrojenin yolcu taşımadaki etkinliğini ve çevre dostu rolünü göstermektir. Yeni Delhi Pragati Meydan’da 15 adet üç-tekerlekli yolcu taşıtı, içten yanmalı motorları hidrojen yakacak şekilde dönüştürülecektir. Mutabakat Belgesi (MoU) 12 Mart 2009’da, ICHET ve Hint’li proje ortakları arasında imzalandı.

Cook Islands Hidrojen Adası: Projenin amacı, Cook Islands/Aitutaki’de yenilenebilir enerji (rüzgar + PV güneş) ve hidrojen enerji sistemleri kurmak ve adalara teknoloji transferini destek-lemektir.

2.2. Ulusal Demonstrasyon Projeleri

Bozcaada Hidrojen Adası Projesi: Projenin amacı, yenilenebilir enerji kaynaklarından (20 kW güneş paneli + 30 kW rüzgar türbini) elektrolizör aracılığıyla hidrojen üretimi sağlayacak bir tesis kurmak ve bu hidrojeni adadaki yerleşik (kaymakamlık binası ve hastane için kesintisiz güç kaynağı) ve taşıma (hidrojen yakıt pilli bot ve yolu taşıma aracı) uygulamaları için kullanmaktır. Proje süresi 3 yıl olup projeye ICHET tarafından 1.900.000 $ fon sağlanmıştır.

İstanbul Boğazı’nda Kobold Türbini. İstanbul Boğazı’nda, boğaz akıntı hızına bağlı olarak 20-50 kW elektrik üretecek olan bir dikey türbin yapılacaktır. Boğaz’ın akıntı hızları 1,5 – 3,5 m/sec arasında ölçülmüştür. Proje süresi 3 yıl olup 400.000 $’lık bir yatırım yapı-lacaktır.

Haliç’te Hidrojen Yakıt Pilli Melez Yolcu Gemisi. Proje İstanbul Haliç’te, hidrojen enerjisi ve elektrik bataryaları ile melez çalışan 50 kişilik bir turistik feribot üretimi ve işletimini öngörmektedir. İBB projesi olup, ICHET hidrojen ekipmanları, laboratuvar, test işlemleri ve hidrojen dolum istasyonu desteği vermektedir. German Lloyd’dan geminin dizayn onayı alınmıştır. (Resim 1)

Resim 1.

Resim 2.

Hidrojen Yakıt Pilli Melez Botlar: Üniversitelere proje öneri-sinde bulunmaları için yapılan çağrı yoluyla, 10 üniversite tara-fından yapılan başvurular değerlendirilmiş, 6 üniversitenin baş-vurusu (İTÜ, ODTÜ, SÜ, Dokuz Eylül, Haliç, YTÜ) seçilerek desteklenmesine karar verilmiştir. Yaklaşık 7 m boyunda ve 3 m enindeki bu botlar, Haliç’te gösterime sunulacaktır. Projenin ama-cı, Türkiye’nin göl, ırmak ve turistik bölgelerinde fosil yakıtlı su taşıtlarının yerini hidrojen ve akülü melez taşıtların almasıdır. (Resim 3)

Hidrojen İçten Yanmalı Motorlu Melez Belediye Otobüsü: Projenin amacı ICHET ve İstanbul Büyükşehir Belediyesi işbirliği ile hidrojen içten yanmalı ve elektrik bataryalı melez bir otobüs imalatıdır. Proje sadece şehir trafiğindeki emisyonları azaltmakla kalmayacak, aynı zamanda yükselen verim sayesinde yakıt tasarrufu da sağlayacaktır. Otobüs frenleme enerjisini geri kazanabilecektir. Otobüsün enerji sistemi batarya grubu ve 90 kW (120 beygir) hidrojen içten yanmalı motorun (HICE) seri melez düzeninden oluşmaktadır. Otobüs İETT tarafından İstanbul’un tarihi yerlerinde turistik amaçlarla kullanılacaktır. (Resim 2)


202

Hidrojen Dolum İstasyonu: Projenin amacı Haliç’te Eyüp İDO İskelesi arkasında İstanbul Büyükşehir Belediyesi tarafından tahsis edilen 500 m²’lik alanda, Türkiye’nin ilk hidrojen üretim ve dolum istasyonunu yapmaktır. Tesis hidrojenli yolcu gemisine ve hidrojenli otobüse 220/350 barda hidrojen temin edecektir. Tesisin hem kara hem de deniz taşıtlarına yakıt ikmali yapması, projeyi dünyada ilk kılmaktadır. Hidrojen tesiste elektroliz ile üretilecektir. Proje 3 yıl sürecek olup, ICHET tarafından projeye 2 milyon $ fon sağlanmıştır.

Mobil Hidrojen Dolum Birimi: Projenin amacı, sahada ICHET’in hidrojenli gösteri araçlarına yakıt temin edecek, mobil hidrojen dolum istasyonu oluşturmaktır. Araç hidrojeni suyun elektrolizi ile üretecek ve 220 bar ve 15-20 bar basınçlarda hidrojen sağlayabilecektir.

2.3. Tamamlanan Projeler

Hidrojen Yakıt Pilli Melez Scooter: Projenin amacı, benzinle çalışan bir mobilete yakıt hücresi entegre ederek, aracı sessiz ve çevre dostu yapmaktır. Aracın engelliler tarafından kullanılması düşünülmektedir. (Resim 4)

Resim 4.

Resim 5.

Hidrojen Yakıt Pilli Melez Yolcu Taşıma Aracı: Projede, halka açık ve turistik yerlerde gösteri amaçlı kullanılmak üzere, bir yolcu taşıma aracı 2 kW’lık bir yakıt pili ve batarya ile melez çalışacak şekilde dönüştürülmüştür. Araca koyulan güneş panelleri ise bataryalara ekstra enerji sağlamaktadır. (Resim 5)

Resim 7.

Resim 6.

Hidrojen Yakıt Pilli Kesintisiz Güç Kaynağı (İDO): 5 kW yakıt pilli çevreye duyarlı ve sessiz bir yardımcı güç birimi oluşturuldu ve Yenikapı İDO Bilet Gişelerinde Nisan 2009’da hizmete açıldı.

Hidrojen Yakıt Pilli Kesintisiz Güç Kaynağı (Ayasofya): 5 kW yakıt pilli çevreye duyarlı ve sessiz bir yardımcı güç birimi olarak geliştirildi. Ayasofya Müzesi Bilet Gişeleri ve kamera sistemlerinde kullanılacak.

Hidrojen Yakıt Pilli Forklift: Projede, mevcut batarya sistemi yerine sürekli ve verimli bir şekilde güç sağlarken hiçbir zararlı emisyon salmayan 8 kW’lık bir yakıt pili ve uygun hidrojen ekipmanı kullanarak 1,5 ton kaldırabilen bir forklift dizayn edilmiştir. Projede kullanılan forklifti Adana’da elektrikli forklift üreten ÇUMİTAŞ firması sağlamıştır. (Resim 6)

Yenilenebilir Enerji (rüzgar türbini + güneş pili ) + Hidrojenli Mobil Ev: Projede güneş, rüzgar ve PEM yakıt pilinin birlikte kullanılmasıyla oluşan melez enerji sisteminin, şebekeden bağımsız olarak elektrik üretmek amacıyla kullanılması, elektrolizle hidrojen üretilmesi ve bu hidrojenin yerleşim bölgesinden uzak yerlerde ve afet bölgelerinde yemek pişirme, ısınma ve elektrik üretimi için kullanılması amaçlanmıştır. Sistem, 800 W’lık güneş panelleri, 1-3 kW’lık bir rüzgar türbini, 2 kW’lık bir yakıt pili, dakikada 1 lt hidrojen üreten bir elektrolizör ve hidrojenli ocaktan oluşmaktadır. (Resim 7)

Resim 3.


203

2.4. Genel FaaliyetlerTürkiye’nin en gelişmiş hidrojen ve yakıt pili laboratuvarları oluşturulmuş, üniversitelerin ve endüstrinin kullanımına açılmıştır. Sanayi ve üniversitelerinin hidrojen alanındaki bilgi ihtiyaçlarını gidermek için kısa kurslar düzenlemektir. Ar-Ge projeleri des-teklenerek, mevcut teknoloji seviyelerinin yükseltilebilmesi ve yeni teknolojilerin bulunabilmesi için çaba harcamaktadır. Yerli ve yabancı, enerji içerikli toplantılara katılım yoluyla ICHET’in hidrojen alanındaki faaliyetleri tanıtılmaktadır.

3. SonuçKar amacı gütmeyen bir merkez olan ICHET’in temel amacı, gelişmekte olan ülkelerin geleneksel enerji teknolojilerinden doğruca hidrojen enerjisine geçişine destek olmaktır. Yerel projeler için üniversite-endüstri işbirliği öne çıkarılarak (HICE, Battery Hybrid, Hythane, Yakıt Pili ve Kojenerasyon Sistemi üretim projeleri), ekonomik faydanın eldesi hedeflenmektedir. Aynı zamanda çevre duyarlılığı yaygınlaştırılarak (temiz göller, temiz nehirler, temiz çevre, yeşil hava limanı, yeşil liman, yeşil kent, yeşil sanayi projeleri gibi) geleceğe yönelik enerji ve çevre politikaların oluşmasına katkıda bulunulmaktadır. ICHET’in mühendis ve bilim adamları, yeterli tecrübe ve deneyim ile daha bir çok projeyi gerçekleştirip Türkiye’nin hizmetine sunmaya kararlıdır. Dünya ve Avrupa çapında projelerin gerçekleşmesi için sağlanan finansmanın devamlılığı ve çeşitliliği önemlidir.

SummaryThe International Centre for Hydrogen Energy Technologies is a UNIDO project which has the mission of demonstrating viable implementations of hydrogen energy technologies and facilitating their widespread use in developing countries through realizing & supporting demonstration projects, applied research activities, education, training, seminars, conferences and workshops. ICHET has formed by a Trust Fund Agreement between UNIDO and The Ministry of Energy and Natural Resources of Turkey in October 2003. ICHET started operation on 19th May 2004 in Istanbul, Turkey with initial budget of 40 million USD funded by the Turkish Government over 7 years. ICHET currently has staff of 28 full-time and 10 part-time.

ICHET puts forward university-industry collaboration for local projects to achieve the economic benefit. ICHET’s Technical Team has experience to take part and execute various hydrogen projects in a team environment. The clean/green transportation projects, i.e., HICE+Electric Hybrid bus, HyThane engine development, Fuel Cell development, Electric Hybrid vehicles, are currently implemented. Projects aiming to reduce costs of hydrogen and fuel cell production are also supported. ICHET intend to implement bigger projects such as low to zero emission districts, ports, airports, with funding and commitment from various sources.


204

THE ROLE OF NATURAL GAS SECTOR IN TURKISH ENERGY SECTOR

Muzaffer ERTÜRKİGDAŞ

AbstractNatural gas consumption has increased across the world economy because of its many advantages. In Turkish economy, the role of natural gas has been increased because of intensive consumption of both industrial, commercial activities and households. However, Turkey is not a rich country in terms of natural gas reserves and production. More than 95 percent of natural gas consumed has been imported. On the other hand, Turkey has advantageous geographical position because of neighbourhood of the countries to have large natural gas reserves and production. Under these circumstances, Turkey have to design and manage energy policy successfully both in domestic natural gas sector conditions and international gas market conditions to provide security, lower cost and efficient usage of natural gas supply.

IntroductionIn the world economy, there has been a great demand of energy input, because of increasing population, technological change, economic growth. On the other hand, there is a scarcity of energy. For this reason, both countries and firms seek to efficient usage of energy, lower cost, sustainability, sensitivity for environment. Among the alternative energy resources, natural gas has a many advantages mentioned above, for this reason, both firms and countries has a increasing demand of natural gas. However, it is not easy to design and to manage a system in which can allocate the inadequate resources efficiently.

In the International Energy Outlook 2009, Energy Information Administration (EIA), it is stated that with world oil prices assumed to return to previous high levels after 2012 and remain high through the end of the projection, consumers opt for the comparatively less expensive natural gas for their energy needs whenever possible. In addition, because natural gas produces less carbon dioxide when it is burned than does either coal or petroleum, governments implementing national or regional plans to reduce greenhouse gas emissions may encourage its use to displace other fossil fuels. Natural gas remains a key energy source for industrial sector uses and electricity generation throughout the projection. The industrial sector currently consumes more natural gas than any other end-use sector and is expected to continue that trend through 2030, when 40 percent of world natural gas consumption is projected to be used for industrial purposes. In particular, new petrochemical plants are expected to rely increasingly on natural gas as a feedstock-particularly in the Middle East, where major oil producers, working to maximize revenues from oil exports, turn to natural gas for domestic uses. In the electric power sector, natural gas is an attractive choice for new generating plants because of its

relative fuel efficiency and low carbon dioxide intensity. Electricity generation accounts for 35 percent of the world’s total natural gas consumption in 2030, up from 32 percent in 2006.

In the International Energy Agency (IEA), (2009), Natural Gas Market Review (NGMR), it is claimed that during 2008, natural gas moved from a relatively tight supply and demand balance to an easing one. This will accelerate during 2009 as new supply capacity comes on line. Overall there was a 1% annual increase in OECD countries in 2008: gas demand rose strongly in the first half of 2008, but declined over the last quarter and fell even more rapidly in early 2009. For 2009, we anticipate demand to decline, especially in the industrial sector. Gas demand in the power generation sector will be affected differently in each region depending on the relative gas and coal prices. Demand is expected to rebound in the medium term driven by the power generation sector.

Figure 1 demonstrates the evolution from 1971 to 2007 of world total primary energy supply by fuel (Mtoe). It is clear that energy supply has increased. The share of oil has decreased and the share of gas and nuclear energy have increased.

Figure 1. Evolution From 1971 To 2007 Of World Total Primary Energy Supply By Fuel (Mtoe)

Source: International Energy Agency (IEA) (2009). Key World Energy Statistics, IEA


205

Figure 2 demonstrates the evolution from 1971 to 2007 of natural gas production by region (billion cubic metres). It is clear that natural gas production has been increased. The market share of the Former Soviet Union and the Middle East has importantly increased. The share of OECD countries has importantly decreased. These differentiations also affect the economic and political power of the countries.

Figure 2. Evolution From 1971 To 2007 Of Natural Gas Production By Region (Billion Cubic Metres)

Figure 3. Total Primary Energy Supply

Figure 4. Energy Production of Turkey

Figure 5. Net Imports of Natural Gas and Crude Oil (% of Total Consumption)

Figure 6. Natural Gas: Gross Domestic Consumption (ktoe and %change yoy)

Source: International Energy Agency (IEA) (2009). Key World Energy Statistics, IEA

Source: The Economist Intelligence Unit (2010), Energy Briefing & Forecasts, EUI,

The Role Of Natural Gas Sector InTurkish Energy SectorTurkish economy has a great economic growth and industrialization potential. When the economy catch the stabile economic development path, than, Turkish economy dramatically grows. From the 2001 crises to 2008 worl financial crises, Turkish economy shows the great economic growth performance. Figure 6 Natural Gas: Gross Domestic Consumption (ktoe and %change yoy) stated that, Turkey is a rather atypical OECD member country, as it is currently undergoing a high economic growth and high industrialisation phase. Between 2000 and 2007, GDP grew by nearly 40%, even allowing for the banking crisis of 2001 when GDP declined 7.5%. Natural gas has met a major part of Turkey’s rapidly growing energy needs, rising from 6% of supply in 1990 to more than 30% in 2007. Between 2000 and 2007, it doubled its share, representing in absolute terms a 150% increase, so that gas demand is now comparable with that of Spain. Turkish economy heavily depends on the import of energy. Domestic production is very low, especially, crude oil and natural gas. Figure 3 shows the total primary energy supply, the role of natural gas has been increased. Figure 4 demonstrates energy production of Turkey, it is clear that natural gas and crude oil production too low to meet the demand of Turkish economy. Figure 5 indicates net imports of natural gas and crude oil (% of total consumption), almost more than 90 percent of both natural gas and crude oil have been imported. Figure 6 shows gross domestic consumption of the natural gas, (ktoe and %change yoy), the consumption of natural gas in Turkish economy has been increased until the world financial crisis. As seen in, Figure 7, IEA, NGMR (2009) stated that, Turkey has a high level of dependence on imported energy. Only lignite, some oil, and a very small amount of gas and hydro are domestically produced. Security of supply thus features highly in Turkey’s energy policy priorities. Virtually all gas is imported,

Source: OECD/IEA 2009

Source: OECD/IEA 2009

Source: The Economist Intelligence Unit (2010), Energy Briefing & Forecasts, EUI,


206

a circumstance unlikely to change over the forecast period. Given that currently around two-thirds of gas supply comes from one supplier, Russia, via only two pipeline routes, security of supply concerns dominate gas (and to a lesser extent electricity) policy thinking. The Russia-Ukraine dispute in January 2009 exacerbated these concerns. Other import infrastructure includes two LNG terminals, the 7 bcm South Caucasus pipeline which started delivering Azeri gas in 2007 and a 10 bcm pipeline from Iran.

In Turkish natural gas sector, BOTAS (wholly state-owned) owns and operates transmission system, and holds concession to transport gas. Within the framework of the Natural Gas Market Law enacted in May 2001, BOTAS’s monopoly rights were abolished on natural gas imports, wholesales and distribution, and An Independent Regulatory Authority EMRA was established. The natural gas market activities have been unbundled as import and export, wholesale, production, distribution, transmission and storage of natural gas by Law. After 2009, BOTAS’s vertically-integrated corporate structure will be separated as trading, storage and transmission. Except for transmission, all business segments will be privatised. Tariffs are approved and published by the Energy Market Regulatory Authority (EMRA). In accordance with the Natural Gas Market Law, EMRA is issuing licenses for regional natural gas distribution. As of April 2009 the number of distribution companies reached 66, and 52 city centers as well as 60 provinces were provided access to natural gas in Turkey. Two projects are underway for transportation of natural gas from the Caspian Central Asian, South Mediterranean and Middle East regions to Europe through Turkey. The initial project of the

Figure 7. Turkey’s Long Term Natural Gas Contracts vs. Demand

Figure 8. Indicative Costs For Potential New Sources Of Gas Delivered To Europe, 2020 ($/Mbtu)

Source: International Energy Agency (2009). Natural Gas Market Review, IEA, p.170

Source: International Energy Agency (2009). World Energy Outlook 2009 ,Presentation to the Press London, 10 November 2009

Figure 9. Natural Gas Network of Turkey

Source: International Energy Agency (2009). Natural Gas Information, IEA, p.583

South European Gas Ring, the Turkey-Greece Interconnector has been operational since November 2007. A feasibility study for linking the Interconnector with ltaly via a pipeline crossing the Adriatic sea was completed by the end of 2004. The studies on the ltaly extension are conducted by respective companies of Greece, Turkey and ltaly, and the off-shore pipeline is planned to be operational by 2012. The second project (Nabucco) aiming at construction of a pipeline from Turkey to Austria via Bulgaria, Romania and Hungary, with a capacity of 31 bcma is planned to become operational by 2013. The six partnered project is now in FEED phase. (See also, Hacisalihoglu (2008), Demirbas, (2002).)

ConclusionBoth world economy and Turkish economy, there has been an increasing energy demand, especially natural gas demand because of some advantages. On the other hand, especially, Turkish economy is heavily dependent on import. In order to achieve, sustainable, secure, cheaper natural gas, it have to be designed and managed the natural gas market both domestic and international level. It is carefully designed to liberalize the sector to prevent inefficient free market framework. Free-competitive market system should efficiently be designed to consider both public and private benefit. On the other hand, international natural gas sector has great complexity both global players and their political and economic power. Turkish economy should efficiently design international energy policies to obtain maximum benefit.

References� DEMIRBAS, Ayhan, (2002). “Turkey’s Energy Overview

Beginning İn The Twenty-First Century” Energy Conversion And Management 43 1877–1887

� HACISALIHOGLU. Bilge, (2008) “Turkey’s Natural Gas Policy” Energy Policy 36 1867–1872

� International Energy Agency (2009). Natural Gas Information, IEA,

� International Energy Agency (2009). Natural Gas Market Review,

� Internatıonal Energy Agency (2009). World Energy Outlook 2009, Presentation to the Press London, 10 November 2009

� International Energy Agency (IEA) (2009). Key World Energy Statistics, IEA

� The Economist Intelligence Unit (2010), Energy Briefing & Forecasts, EUI.


207

HİDROLİK TÜRBİNLERİN VERİM ARTIŞLARINDAKİ FAYDA ANALİZİ

Mücahit SAV ETKB/EÜAŞ Genel Müdürlüğü Hidrolik Sant. Dai. Bşk.

Yrd. Doç. Aydın ÇITLAKFırat Üniversitesi Müh. Fak. Makine Müh.

ÖzetTürkiye’de mevcut hidroelektrik santrallerin çoğu Elektrik Üretim A.Ş. (EÜAŞ) Genel Müdürlüğü tarafından işletilmektedir. Özel firmalar tarafından işletilen santraller nispeten daha yeni santrallerdir. EÜAŞ’ın 2008 yılı itibariyle 100’ün üzerinde hidroelektrik santrali (HES) mevcuttur. Ancak son yıllarda herhangi bir santral yapımına başlanmamış olup, sadece Devlet Su İşleri (DSİ) Genel Müdürlüğü tarafından önceden yapımına başlanmış olan hidroelektrik santrallerin EÜAŞ Genel Müdürlüğü’nce devralınarak işletmeye alınması söz konusu olmuştur. (03.03.2001 tarihli Enerji Piyasası Kanunu; devlet kuruluşlarının yatırım yapması yerine özel firmaların yatırım yapmasını uygun görerek serbest piyasaya geçişi gerçekleştirmiştir.)

EÜAŞ Genel Müdürlüğü verilerine göre santrallerin devreye alınış tarihleri 1956’dan başlayıp günümüze kadar sürmektedir. Türkiye’de hidroelektrik santrallerde rehabilitasyon çalışmaları ise yeni yeni başlamıştır. Keban HES, rehabilitasyon çalışmasının başlatıldığı ilk santrallerden biridir. Santraller eskidikçe rehabilitasyon ve yenileme çalışmaları da artacaktır. Rehabilitasyon çalışmalarında en büyük maliyet unsuru türbin teçhizatlarının değişimidir. Özellikle bu unsurlara göre fayda analizinin yapılması ülkemizin toplam santral rehabilitasyonu ve yenileme maliyetlerini düşürecektir.

1. GirişÜlkemizde her geçen gün enerji ihtiyacı artan bir seyir göstermek-tedir. Bunun yanında gün geçtikçe fosil kaynaklı yakıtlar hem tükenmekte, hem de fiyatları sürekli artan bir eğilim sergilemektedir. Ülkemiz gerçekliği paralelinde, elektrik üretiminde doğalgaza bağımlılığımız düşünüldüğünde, elektrik enerjisi üretimimizin dışa bağımlılıktan kurtarılarak talebin kesintisiz, güvenilir ve düşük maliyetlerle karşılanması, kaynak çeşitlendirmesine giderek arz güvenliğinin sağlanmasıyla mümkün olabilecektir. Ülkemiz gibi tüm devletler sürdürülebilir bir çevre yönetimi ile enerji kaynaklarında dışa bağımlılığı önlemek ve kaynak çeşitliliği oluşturmak için yenilenebilir enerji kaynaklarına haklı bir yöneliş göstermişlerdir.

Yenilenebilir enerji kaynaklarının en önemlisi hidrolik potansiyeldir. Bu potansiyelin bir kısmı teknik olarak mümkün olmamakla beraber, yerel ekonomik yapılabilirliği bakımından da sınırlıdır. Ülkemizin hidroelektrik enerji potansiyelinin değerlendirilmesinde dünyadaki gelişmelere paralel olarak bilgi, tecrübe ve teknoloji gelişmesinin de yükselmesi gerekecektir [1].

Ülkemizde hidroelektrik santrallerde kaliteli ve sürdürülebilir üretim faaliyetleri için gerekli olan işletme, bakım-onarım, revizyon ve rehabilitasyonlar uygulamaya konmaya başlanmıştır. Hidroelektrik santrallerde mekanik aksamın en önemli parçası olan su türbinleri ile ilgili çalışmalar her geçen gün artmaktadır.

Günümüzde Türkiye’de 50’den fazla 20 yıldan daha eski büyük su türbini bulunmaktadır. 20 yıl önce üretilen su türbinleri ile günümüz teknolojisi ile üretilen su türbinleri arasında türbin biçimi farkından kaynaklanan % 3 ila % 5 arasında değişen verim farkı bulunmaktadır. Zamanla çalışan türbin çarklarında aşınmadan (kavitasyon) ve labirent açıklıklarının artmasından kaynaklanan ilave enerji kayıpları da olmaktadır [2].

Türkiye’deki hidroelektrik santraller eskidikçe rehabilitasyon ve yenileme çalışmaları daha çok hız kazanmıştır. Rehabilitasyon çalışmalarında en büyük maliyet unsuru türbin teçhizatlarının değişimidir. Bu çalışmalarda; çark değişimine karar vermek, zamanla çalışan su türbininin verim kaybını, mevcut sistemin enerji maliyetini ve suyun değerini yani birim kW saat başına harcanan su miktarını (özgül su sarfiyatı) bulmak için türbin verimliliğinin ölçülmesi gerekmektedir. Türbin çarklarının değiştirilmesi oldukça güç ve fazla maliyet gerektirmektedir1 [3].

Türkiye’de hidroelektrik üretimin % 60’ını gerçekleştiren Fırat Havzası santrallerine ait model test verim eğrileri incelendiğinde, en büyük üç santral göz önüne alınırsa; türbin verimlerinin Atatürk ve Keban HES’te % 95,3, Karakaya HES’te % 92,4 olduğu, imalatçısının verdiği model deneylere göre hesaplanmış jeneratör ve trafo verimlerinin de günümüz teknolojisiyle elde edilen değerlere çok yakın olduğu görülür. Bu veriler ışığında teçhizatların rehabilitasyonu ile elde edilebilecek verim artışının % 0,7 ile % 4 arasında olabileceği gözlenmektedir. Bu santrallerden bazılarında, türbinlerin mevcut verim durumlarının tam olarak ne olduğunu bulmak için türbin saha verimlilik ölçümleri yapılmıştır. Bu verimlilik ölçümü ile elde edilebilecek verim artışı miktarı daha büyük doğrulukla tahmin edilebilmiştir [4, 5].

2. Verim Artışının Öngörüldüğü Bazı Santraller 2007 yılında EÜAŞ Genel Müdürlüğü tarafından bazı hidroelektrik santrallerinde verim artış analizleri yaptırılmıştır [3]. Yapılan çalışmalarda; santral teçhizatlarından cebri borularda su akışı ölçümü, ultrasonik akış ölçerlerle yaptırılmıştır. Francis tipi türbin çarkları, dijital fotografmetre kullanılarak 2D ve 3D Geometrik

¹ Karakaya HES’de her bir türbin çarkı yaklaşık olarak 85.000 kg’dır. EÜAŞ Genel Müdürlüğü’nün 2006 yılında İspanyol Socoin Şirketine yaptırdığı bir araştırma verilerine göre; çarkların birim kg başına maliyeti işçilik ve mühendislik dahil 25 € olarak hesaplanmış ve neticede bir türbin çarkının değiştirilme maliyeti olarak 2.125.000 €=2.911.250 USD-$ tutarında bir meblağ ortaya çıkmıştır [3].


208

Ölçme denilen özel bir yöntemle ölçülmüştür. Türbin çark analizleri yapılmıştır. Türbinden geçen su, su sıcaklıkları ve mekaniksel parçalar (taşıyıcı ve kılavuz yatak, basınçlı yağ sistemi vb.) üzerinde yapılan türbin verimlilik testlerine göre söz konusu santraller için teknik karakteristikler ve öngörülen verim artış değerleri hesaplanmıştır

Verim test çalışmalarından sonra türbinlerin şu anki verimleri ile türbinden alınabilecek minimum ve maksimum verim değerleri karşılaştırılmış, bu artışların ortalaması alınarak aşağıdaki Tablo 1’de gösterilen ortalama verim artış değerleri bulunmuştur.

Karakaya HES’deki türbinler en az 20 yıllık türbinler olması nedeniyle, türbin rehabilitasyonu için bazı çalışmalar yapılmıştır [4]. EÜAŞ Genel Müdürlüğü tarafından 2007 yılında yapılan verimlilik testlerine göre; Karakaya HES için % 92,4 olan türbin verimi, rehabilitasyon çalışması ile ortalama olarak % 2,75 artırılacağı düşünülmüştür. Kurulu gücü1800 MW (6*300) olan santralde her bir ünite başına yıllık ortalama olarak 1250 GW güç ve 4000–4500 çalışma saati düştüğü kabul edilmektedir. Söz konusu santralde bu çalışma saatlerinden sonra türbin teçhizatlarında aşınma ve yorulma görüldüğünden bakıma alınmakta, türbin çark kanatları da kavitasyon işlemine tabi tutulmaktadır. Ek verim artışı ile üniteler, fazla bakım gerektirmeden ve kavitasyona uğramadan, yıl içindeki günlerde daha çok çalışma saatine sahip olarak daha fazla enerji üretimi yapabileceklerdir. Dolayısıyla yıllık üretim kapasitesine daha fazla etki edecektirler.

2007 yılında Karakaya HES’de yapılan çalışmalara göre verim test sonuçları Grafik 1’de gösterilmiştir.

Tablo 1. Verim Analizi Yapılan Bazı EÜAŞ Santralleri ve Teknik Özellikleri [6]

Santral AdıKurulu

Güç (MW)

Yıllık Üretim (Kw Saat)

Türbin Verimi

(%)

Öngörülen Verim Artışı

Karakaya HES 1800 7.500.000.000 92,4 2,75

Keban HES 1330 6.600.000.000 95,18 2,75

Gökçekaya HES 278,4 400.000.000 88 5

Gezende HES 160 528.000.000 94 2

Doğankent HES 74,5 314.000.000 84 6

Demirköprü HES 69 80.000.000 89 5

Sarıyar HES 160 300.000.000 88 5

Seyhan 2 7,5 33.000.000 92 5

Kadıncık 1 70 315.000.000 91 3

Kadıncık 2 56 307.000.000 91,9 2,5

3. Karakaya HES İçin Verimin Fayda AnaliziBir santralde maksimum üretim yapabilmek için belirli aralıklarla teçhizat rehabilitasyonu mutlaka yapılmalıdır. Özellikle puant saatlerinde ayar kanatlarının azami olarak açılıp fazla su akışının geçirilmesiyle ünitelerin pik değerlerine kadar yüklenmeleri; zamanla türbin çarkları başta olmak üzere tüm mekaniksel teçhizatın, uzun yıllar içerisinde yorulma, aşınma veya değişik arızalar gösterip ekonomik ömürlerini doldurmalarıyla sonuçlanmaktadır.

Türkiye’de Karakaya HES, tıpkı Sarıyar ve Keban hidroelektrik santralleri gibi güçlü kavitasyona (aşınma) maruz kalan santrallerdendir ve her 2–3 senede bir türbin çarkları ve labirentlerde ciddi oranda yüzey kaplaması yapılmaktadır. Tecrübeye dayalı verilere göre Kavitasyon etkisi ile yapılan yüzey kaplamaların 50 senede bu tip bir türbinin verimini % 2 düşürdüğü söylenebilir [2].

Yapılan çalışmalarla; Karakaya HES’de türbin çarklarının aşırı kavitasyona uğraması; orijinal türbin çark tasarımından kaynaklandığı olarak yorumlanmıştır. 14 adet çark kanadı ve 26 adet ayar kanadının kendi aralarında asal olmamaları ve uyumlu bir şekilde çalışamamaları, çark tasarımının yeni baştan yapılmasıyla öngörülen yeni bir verim artışının gerçekleştirilebileceği düşünülmüştür. Yeni tasarımla; 14 adet olan çark kanadının 15 adede çıkarılması (en iyi verimi alabilmek için çark kanatlarının 17 adet olması daha mantıklı olabileceği söylenmiştir) ve bunun yanında çark kanat açılarının da ufak çapta değiştirilmesi planlanmıştır [7]. Karakaya HES’de bu tür bir çalışma makalenin yazıldığı tarihe kadar henüz yapılmamıştır.

Karakaya HES için son 9 yıla ait üretim miktarları ise Tablo 2’de gösterilmiştir.

Tür

bin

Ver

imlil

iği (

%)

Aya

r K

anat

Açı

klığ

ı

Ünite Gücü (kW)

Grafik 1. Karakaya HES’in verim eğrileri [3].

Tablo 2. Karakaya HES Üretim Miktarları (GW Saat) [8]

Yıl 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 20082009

(11 Ay)Üretim (GW saat)

4, 378, 409

5, 007, 142

6, 895, 320

8, 978, 504

7, 431, 431

8, 544, 198

6, 873, 102

6, 266, 681

4, 160, 117

Karakaya HES’de son 5 yılın üretim ortalaması 7.610.000.000 kW saat olmuştur (Tablo 2) [8]. Fayda-maliyet analizinde ortalama olarak yıllık üretim miktarı 7.500.000.000 kW saat aldığımızda fayda analizi şu şekilde olacaktır:

Tablo 3. Karakaya HES İçin Verimin Fayda Analizi

Yıllık Üretim (kw saat)

Beklenen Verim Artışı

Satış Fiyatı² (USD-$/kw saat)

Verim artışı sonrası

gerçekleşecek üretim (USD-$)

7.500.000.000,00 % 2,75 0,27 55.687.500 USD-$

² 0,27 $/kW saat (EÜAŞ Genel Müdürlüğü-Karakaya HES’in Serbest Piyasaya 2009 yılı Aralık ayı için ortalama yıllık satış miktarı)

EÜAŞ Genel Müdürlüğü olarak Karakaya HES’in Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt A.Ş. (TETAŞ) Genel Müdürlüğü’ne ve elektrik piyasasına satmış olduğu elektriğin birim fiyatı 2009-Aralık ayı itibariyle ortalama 18–19 kr/kW saat olarak belirlenmiştir [9]. Bu verilere göre verim artışı sonrası gerçekleşecek üretim hesaplaması şöyle olacaktır:


209

Bu şekilde yıllık olarak Karakaya HES’de verim artışına bağlı olarak gerçekleşecek üretim miktarı karşılığı minimum 55.500.000 & 60.000.000 USD-$³ olmaktadır. Görüldüğü gibi verimdeki her % 1’lik artış ile 15–20 milyon dolarlık net kazanç sağlamak kaçınılmazdır. Ayrıca, % 2.75’lik bir artışla gelecek olan üretim fazlası, yaklaşık olarak 75–80 MW Kurulu Gücüne sahip bir hidroelektrik santral eşdeğerindedir.

Karakaya HES’in 2008 yılı maliyetler toplamı 35.000.000 TL (24.000.000 USD-$) olmuştur. Bu maliyet kalemleri içerisinde; sermaye ve yatırım maliyetleri, kesinti-arıza maliyetleri, personel ve bakım giderleri, vergi, resim, harç, amortisman bedeli ve kurumlar vergisi bulunmaktadır [4]. Türkiye’nin ikinci büyük santrali olan Karakaya HES’in yıllık maliyetlerini türbin rehabilitasyonu yaparak, verimdeki küçük bir artış ile karşılamak mümkündür. Aynı zamanda verim artışı sonucu türbin rehabilitasyonu ile mekanik aksan arızalarının azalması söz konusu olacağından, ünitelerin emre amadelikleri yani kullanılabilirliği de artacaktır. Başta Karakaya HES olmak üzere birçok hidroelektrik santral için çok büyük bir sorun olan türbin çarklarında meydana gelen kavitasyon olayı çok büyük bir oranda azaltılmış olup, bu çalışmalar için verilecek olan işçilik süre ve masrafları da minimuma indirilmiş olacaktır.

Ancak, Türkiye’deki enflasyon oranlarının yıllar içindeki değişikliği ve dolar kurundaki ani değişiklikler bu hesaplamayı çok karışık yapabilmektedir. Üretilen enerjinin birim satış fiyatı devamlı değiştiğinden toplam net fayda analizi de çok hassas olarak yapılamamaktadır.

4. SonuçGörüleceği gibi, hidrolik türbinlerde rehabilitasyon yapılarak türbin ve işletme verimleri iyileştirilebilmektedir. Özellikle, çark kanat sisteminde ve türbin su geçişinin ve yeni çark, yeni hız regülatörü, aşınan parçaların değiştirilmesi, su ile temas eden yüzeylerin tamiri gibi elemanlarında iyileştirme işleri sayesinde verim daha fazla artırılabilir. Verimliliği artırma çalışmalarında yatırım gücüne ve uzun bir zamana ihtiyaç vardır. Bu nedenle yapılacak rehabilitasyon çalışmalarının karlı olup olmayacağı hususunda ciddi ve detaylı fizibilite çalışmalarının yapılması gereklidir. Bir hidroelektrik santralinin, olası bir verim artışı ile yapılan maliyetleri amorti edebilme zamanının net bir şekilde hesaplanabilmesi için teknik ve idari-mali analizlerinin çok daha hassas bir şekilde ve oturmuş bir elektrik piyasası ortamında yapılması uygun olacaktır.

Teçhizat verimliliğinin çalışmaya bağlı olarak azalması; modern ve zamanında yapılan etkin bakım teknikleriyle önlenebilir. Teçhizat verimliliği standartlara uygun olarak yapılan periyodik testlerle, işletme değerleriyle izlenebilir; yenileme ve rehabilitasyonlarla artırılabilir. Yenileme ve rehabilitasyon, teçhizat performanslarının büyük oranlarda azaldığı ve fonksiyon yetersizliğinin oluştuğu

durumlarda yapılmalıdır. Rehabilitasyonu yapılacak teçhizatın, yeni teknolojik gelişmelerle modernizasyon ve otomasyonun kolayca uygulanabileceği yerlerde seçilmesi uygulanabilirliği artırır.

Türbin verimliliğindeki kısmi iyileştirmelerle ünitelerin optimum yüklerde çalıştırılmaları sağlanmakta olup, kaliteli elektrik üretimi ile ülkemiz elektrik enerjisi arz güvenliğinin de çok iyi noktalara getirilmesi mümkün olabilmektedir. Türkiye’de hidrolik potansiyelin en fazla olduğu Fırat havzasında; Keban, Karakaya, Atatürk HES gibi çok büyük santrallerin yıllar içinde aşınan ve arızalanan teçhizatlarının rehabilite edilmesi ile mevcut üretim kapasitelerinin artırılması ülke için büyük önem arz etmektedir.

Kaynaklar[1] KAKAÇ S., TOBB Ekonomi ve Teknoloji Üniversitesi, ODTÜ

Mezunlar Derneği Yenilenebilir Enerji Kaynakları Paneli–10 Ekim 2009

[2] EÜAŞ Hidroelektrik Santraların Verimliliğinin Araştırılmasına Yönelik AR-GE Komisyonu Raporu, Ankara, 2004.

[3] EÜAŞ Genel Müdürlüğü tarafından Şirketlere yaptırılan, türbinler için fizibilite çalışmaları raporları – Kaynak: EÜAŞ Genel Müdürlüğü

[4] Keban HES-Direkt Metot ile Yapılan Termodinamik Verimlilik Testleri-Verbundplan, Nisan 2006, Keban HES Raporları

[5] Su Türbinlerinin Verimliliği ve Saha Testleri,. Sav M. Yük. Mak. Müh -ETKB/EÜAŞ, ÇITLAK A. Yrd. Doç. Dr. -Fırat Üniversitesi Mühendislik Fak. Mak. Müh. Enerji Ana Bilim Dalı, Termodinamik Dergisi Aralık–2009

[6] EÜAŞ Genel Müdürlüğü raporları.[7] Rehabilitation Study in Karakaya Hiydraulic Power Plant,

Javier Velasco P., Sökmen A.; Socoin Ingenieria Construction Industrial, Spain,

[8] Keban ve Karakaya HES faaliyet raporları[9] https://pmum.teias.gov.tr/UzlasmaWeb/ Giriş tarihi 30.12.2009

SummaryMost of the existing hydroelectric power plants are operated by EUAS Central Organization in Turkey. The power plants operated by private sector is relatively newer. EUAS owns over 100 hydroelectric power plants by 2008. However hadn’t been under way any built power plant in recent years by EUAS, only take over responsibility of power plants and operation of the hydroelectric power plants, which only have been under way to build by general directorate of DSI, are been mentioned by general directorate of EUAS. (Energy Market has been liberalised by the law of Energy Market in 03.03.2001 which foresees that investments shall be made by private sector.) According to EUAS Central Organization’s data, the power plant commissionings first started in 1956. Rehabilitation projects in hydroelectric power plants have recently started in Turkey. Keban HEPP is the first power plant, to be rehabileted. As power plants are getting older, rehabilitation and refurbishment works will also increase. The most high cost compenent in the rehabilitation projects is the renewal of turbine equipment. Espacially making benefit analysis regarding this matter will decrease the cost of total rehabilitation and refurbishment of power plants in our country.

Kazanç = Yıllık üretim X beklenen verim artışı X kW saat başına satış fiyatı Kazanç = 7.500.000.000 X % 2,75 X 18 Kuruş/kW saat = 55.687.500 USD-$

³ Elektrik piyasasındaki gün içine değişebilen birim fiyatlar da bu hesaplamayı doğrudan etkilemektedir. Gün içi uygulamaları gündüz, gece ve puant olarak hesaplanmaktadır. Gündüz- 06.00 – 17.00 Puant-17.00 – 22.00 Gece-22.00–06.00 saatlerini kapsamaktadır. Her saatin birim fiyatı değişebilmektedir. Örneğin pik değerlerin olduğu puant saatinde birim fiyatlar çok daha artabilmektedir. (Kay-nak: EÜAŞ Genel Müdürlüğü/Elektrik Piyasası Hizmetleri Daire Başkanlığı)



210

ENERJİ TESİSLERİ İÇİN GEREKLİ OLAN TAŞINMAZLARIN KAMULAŞTIRILMASI

Neşe LEBLEBİCİEnerji Piyasası Düzenleme Kurumu

ÖzetEnerji tesislerinin kurulabilmesi amacıyla ve kamu yararı adına ihtiyaç duyulan gerçek ve özel hukuk tüzel kişilerinin mülkiyetindeki taşınmazların Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK) tarafından kamulaştırılması hususunun değerlendirildiği bu bildiride; 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu, 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu ve 5015 sayılı Petrol Piyasası Kanununda belirtilen faaliyetlerin gerektirmesi halinde 2942 sayılı Kamulaştırma Kanununun usul ve esaslarına göre yürütülmesi gereken işlemler üzerinde durulmuş, uygulamada karşılaşılan sorunlar ve çözüm önerilerine değinilmiştir.

1. GirişHerhangi bir yapının kurulabilmesi için arazinin temin edilmesi maliyet ve süre bakımından önem taşımaktadır. Bu önemin enerji projeleri için artarak söz konusu olması; tesislerin kurulabilmesi için büyük alanlara gereksinim duyulması, inşa edilmeleri için sınırlı zaman verilmesi, arazi temini maliyetlerinin toplam yatırım maliyetleri içerisindeki payının fazla olmamasının beklenmesi gibi nedenlere dayanmaktadır.

Bu bildiri, enerji projelerinin kurulabilmesi için gerekli olan, gerçek ve özel mülkiyete ait bulunan taşınmazların elde edilmesine değinilmesi hedeflenerek, konunun EPDK, lisans sahibi tüzel kişiler ve taşınmaz sahipleri açısından değerlendirilmesi planlanarak hazırlanmıştır.

İdarenin kamu yararı düşüncesiyle ve kamu gücüne dayanarak, karşılık parasını peşin vermek şartıyla bir taşınmazı zorla yani mal sahibinin rıza ve muvafakatına bakılmaksızın edinmesi olarak tanımlanan kamulaştırma, Anayasanın 35 ve 46’ncı maddelerinde düzenlenen hükümler gereğince, mülkiyet hakkı üzerine kamu yararına bir sınırlama konulmasını gerektirmektedir. [1] Enerji projeleri için gerekli olan ve özel mülkiyete ait bulunan taşınmazların öncelikle anlaşma yoluyla elde edilmeleri esas alınmakta olup bunun sağlanamadığı durumlarda lisans sahibi özel hukuk tüzel kişilerinin talep etmeleri ile 2942 sayılı Kamulaştırma Kanunu hükümleri doğrultusunda EPDK tarafından kamulaştırılarak da edinilebilmektedirler. [3]

EPDK; 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu, 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu ve 5015 sayılı Petrol Piyasası Kanunu kapsamındaki faaliyetler için gerekli olan taşınmazların elde edilmesinde 2942 sayılı Kamulaştırma Kanununda belirtilen esaslar doğrultusunda kamulaştırma yapma yetkisine sahiptir. 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu elektrik piyasasında üretim

ve/veya dağıtım faaliyetleri için, 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu ise bu kanunda öngörülen faaliyetlerin gerektirmesi halinde 2942 sayılı Kamulaştırma Kanunu hükümleri doğrultusunda EPDK tarafından kamulaştırma yapılacağını ifade etmektedir. 5015 sayılı Petrol Piyasası Kanununda ise kamulaştırmaya ilişkin hükümler; bu kanun kapsamındaki tesisler için gerekli arazi, arsa ve binalara ilişkin hak ve mülkiyet edinimlerinin öncelikle anlaşma yoluyla yapılmasının esas olduğu, rafineri, lisanslı depolama tesisi, iletim hatları ile Kurumca belirlenecek işleme tesislerine ait edinimlerin ise 2942 sayılı Kamulaştırma Kanununda belirtilen esaslar dahilinde kamulaştırma yoluyla da yapılabileceği şeklinde belirtilmektedir. [2]

Bu yetki kapsamında, söz konusu enerji tesislerinin kurulabilmesi için gerekli olan ve özel mülkiyete ait bulunan taşınmazların lisans sahibi tüzel kişiler lehine ve kamu yararına elde edilmesi işlemleri aşağıda detaylarıyla açıklanan aşamalarda EPDK tarafından yürütülmektedir. Taşınmazların tapuda kayıtlı olup olmama durumlarına göre değişen kamulaştırma işlemleri söz konusu olduğundan, bildirinin sonraki bölümlerinde konular bu ayrım gözetilerek izah edilmeye çalışılmıştır.

2. Tapuda Kayıtlı Olan Taşınmazların KamulaştırılmasıEPDK tarafından lisans verilen tesislerin kurulacağı alanlarda bulunan ve tapuda kayıtlı olan taşınmazlar; öncelikle arazide yapılan detaylı etüt ve incelemeler sonucunda, arazinin genel yapısı, konumu, bağlı olduğu yerleşim birimleri, idari sınırları, jeolojik durumu, toprak özellikleri, topoğrafik durumu, iklimsel özellikleri, ulaşım olanakları, çevresel etkileri, cinsi, mülkiyet ve mevcut kullanım durumları, mütemmim cüzler ve müştemilatı, kadastro ve iskan durumu vb.’nin belirlendiği etüt raporu ile tanımlanır. Belediye sınırları içinde kalan yerlerde belediye meclisince, belediye ve mücavir alan dışında kalan yerlerde ise il genel meclisince onaylanan nazım ve uygulama imar planları ile gerektiğinde mevzi imar planları düzenlenir. Bu bilgiler kapsamında; halihazır haritalar, kadastro paftaları, varsa bölge ve çevre koruma planları ile imar planlarının yanı sıra tapu kayıtları da değerlendirilerek hazırlanan arazi kullanım ve mülkiyet durumu haritaları ve kamulaştırma planları projeye ilişkin genel vaziyet planı ile çakıştırılır. Böylece kamulaştırmanın projenin hangi unsurları için gerekli olduğu belirlenir, mülkiyeti kamulaştırılacak ve/veya kamulaştırma yoluyla irtifak hakkı kurulacak alanlar tespit edilir. [3]

İlgili kadastro müdürlüklerince kontrol edilen kamulaştırma planları ile belirlenen taşınmazların tapu kayıt bilgilerine göre listelenmesini takiben, tarım arazisi niteliği taşıyan taşınmazlar için tarım dışı amaçla kullanım izni alınması gündeme gelmektedir. Konuya


211

ilişkin olarak, 5403 sayılı Toprak Koruma ve Arazi Kullanımı Kanunu’nda yapılan değişiklik ile alternatif alan bulunmaması, Toprak Koruma Kurulunun uygun görmesi ve toprak koruma projelerine uyulması şartıyla, EPDK’nın talebi üzerine yenilenebilir enerji kaynak alanlarının kullanımı ile ilgili yatırımlar için Tarım ve Köyişleri Bakanlığınca izin verilebileceği gündeme gelmiştir. Bu düzenleme hükmü gereğince alınan izni takiben EPDK tarafından kamulaştırma kararları alınır. Elektrik ve petrol piyasaları faaliyetleri için EPDK tarafından alınan kamulaştırma kararları kamu yararı kararı yerine geçmekte iken, doğal gaz piyasası faaliyetleri için kamu yararı kararı yerine geçen lüzum kararı ve kamulaştırma kararı ayrı ayrı alınmaktadır. Bu noktada vurgulanması gereken; 30/09/2004 tarihli ve 25559 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Bakanlar Kurulu kararının bulunması nedeniyle, EPDK tarafından yapılacak kamulaştırmalarda 2942 sayılı Kamulaştırma Kanununun 27. maddesi hükümleri doğrultusunda acele kamulaştırma uy-gulanmasının mümkün olduğu hususudur. Bildirinin bundan sonraki bölümlerinde; tesislerin kurulabilmesi için gerekli olan arazinin kullanımına yasal olarak imkan sağlaması ve inşaata başlama za-manını kısaltması gibi nedenlerle lisans sahibi tüzel kişilerce tercih edilen acele kamulaştırma süreci tanımlanacaktır.

Kamulaştırma kararının alınması ve söz konusu taşınmazların kayıtlı bulunduğu tapu idaresine bildirilerek tapu sicillerine şerh verilmesinden sonra; kamulaştırmadan etkilenen kişilerin bilgilendirilmesi amacıyla mahallinde yapılan toplantılar ile sonraki aşamalarda uygulanacak adımların izah edilmesi, kurulacak tesis hakkında bilgi verilmesi, planlar üzerinde kamulaştırılacak alanların gösterilmesi, yasal hakların bildirilmesinin yanı sıra sosyal etkiler açısından değerlendirilmesi de söz konusu olabilmektedir. Daha sonra, kamulaştırılmasına karar verilen taşınmazlar hakkında 2942 sayılı Kamulaştırma Kanununun 27. maddesi gereğince ta-şınmazların bulunduğu yer asliye hukuk mahkemelerinde EPDK tarafından açılan davalar kapsamında mahkeme bilirkişileri tarafından belirlenen bedellerin lisans sahibi tüzel kişilerce ödenmesi ile taşınmazlara el konulmasına karar verilmekte, böylece arazinin kamulaştırma amacı doğrultusunda kullanılması suretiyle inşaata başlanmasına imkan sağlanmaktadır. Taşınmaz sahiplerinin gelir seviyelerinde azalmaya veya haksız artışa neden olmayacak adil bir tespit yapılması esas alınarak bu noktada önem kazanan taşınmaz değerlemesi; kamulaştırma maliyetlerinin önceden tahmin edilebilmesi, inşaata başlanılıp arazi yapısı değiştirilmeden önce arazi değerini etkileyen unsurların tespiti, mahkeme bilirkişilerince belirlenen bedellerin karşılaştırılabilmesi ve bedeller arasında çok fark bulunması halinde 2942 sayılı Kamulaştırma Kanunu’nun 10’uncu maddesine göre ileride açılacak davalarda savunmaya esas olarak kullanılabilmesi açısından üzerinde durulmayı gerektirmekte olup, tercihen lisans sahibi tüzel kişiler tarafından ilgili uzman kişi, kurum ya da kuruluşlara değerleme yaptırılması da gündeme gelebilmektedir.

Taşınmazları kamulaştırılacak kişiler hakkında yapılan adres ve mirasçı araştırması sonucunda belirlenen ilgililerin adreslerine gönderilen tebligatlar ile EPDK tarafından mahallinde yapılacağı bildirilen uzlaşma toplantıları gerçekleştirilir. Belirlenen tahmini bedel üzerinde anlaşmaya varılması halinde ve maliklerin tapuda ferağ vermesi ile söz konusu taşınmazlar sahibinden kamulaştırma yoluyla alınmış sayılır. Anlaşma olmaması veya ferağ verilmemesi halinde ise 2942 sayılı Kamulaştırma Kanunu’nun 10. maddesine göre kamulaştırma bedelinin mahkemece tespiti ve taşınmazların

Hazine adına tescili talebiyle yeniden dava açılır. Mahkemece yapılacak duruşmada tarafların bedelde anlaşamamaları halinde ikinci ve gerektiğinde üçüncü bir bilirkişi kurulu marifetiyle bedel tespit ettirilmekte, sonuç olarak hakim tarafların ve bilirkişilerin rapor veya raporları ile beyanlarından yararlanarak adil ve hakkaniyete uygun bir kamulaştırma bedeli tespit etmektedir. Bu şekilde verilen kararın tescil hükmü kesin olup tarafların bedele ilişkin temyiz hakları saklıdır. [4]

Hazine adına tescil edilen taşınmazlar üzerinde Maliye Bakanlığı’nca kamulaştırma bedelini ödeyen lisans sahibi özel hukuk tüzel kişileri lehine bedelsiz irtifak hakkı tesis edilir. [2] Lisansın geçerlilik süresi ile sınırlı olan bu irtifak hakkı, en az otuz yıl için kurulursa sürekli nitelik taşır ve üst hakkı olarak tanımlanır. Lisans sahibi özel hukuk tüzel kişilerine, mülkiyeti Hazineye ait olan arazinin üstünde veya altında inşaat yapma hakkı veren üst hakkı, bağımsız ve sürekli nitelik taşıyorsa sahibinin istemi üzerine tapu kütüğüne taşınmaz olarak kaydedilebilir. [5]

3. Tapuda Kayıtlı Olmayan Taşınmazların KamulaştırılmasıKadastrosu yapılmamış yerlerde ise; taşınmaz üzerinde fiili hakimiyeti bulunan kimsenin onun zilyedi olduğu hükmünden hareketle [5], ve 2942 sayılı Kamulaştırma Kanununun 19. maddesine göre öncelikle tapuda kayıtlı olmayan taşınmazların durumunu tespit etmek ve söz konusu taşınmazların 20 yılı aşkın bir zamandan beri davasız ve aralıksız olarak malik sıfatıyla zilyetlikle kullanıldığını belirlemek amacıyla mahallin mülki amirine müracaat edilerek bilirkişi seçilmesi talep edilir. Kamulaştırılacak taşınmazların durumu seçilen bilirkişiler aracılığıyla tespit edilip zilyetlik tutanakları ile belgelenir. Zilyetlik tutanakları ve kamulaştırma planlarında belirtilen taşınmazların 3402 sayılı Kadastro Kanununun 16. maddesinde sayılan kamu mallarından olup olmadığı ilgili kurumlardan sorularak belirlenir. [4] Elde edilen bilgi ve belgeler ilgili asliye hukuk mahkemesine iletilerek, 2942 sayılı Kamulaştırma Kanununun 27. maddesi gereğince kamulaştırma bedelinin tespiti ile taşınmazlara el konulması ve 2942 sayılı Kamulaştırma Kanununun 19. maddesi gereğince ise belirlenen bedelin lisans sahibi tüzel kişiler adına bankaya yatırılması karşılığında Maliye Hazinesi adına tesciline karar verilmesi talebiyle iki ayrı dava açılır. Böylece, mahkeme bilirkişilerince belirlenen kamulaştırma bedelinin üçer aylık vadeli hesaba dönüştürülerek bankaya yatırılması ile taşınmazlara el konulmasına karar verilmesini takiben lisans sahibi tüzel kişilerce inşaata başlanması mümkün olmaktadır. Sonraki aşamada mahkemece; bilirkişi raporunun zilyetlere tebliği ve o yerin en büyük mal memuruna bildirimi ile birlikte taşınmaz malın durumu gazetede ilan edilerek, Hazine veya üçüncü bir kimse tarafından itiraz edilip edilmemesi durumlarına göre hak sahipliğinin değerlendirilmesi ile taşınmazın tesciline karar verilir.

4. Uygulamada Karşılaşılan SorunlarEPDK tarafından yürütülen kamulaştırma uygulamalarında karşılaşılan bazı zorluklar ve sorunlar ile önemli görülen hususların üzerinde durmak gerekirse; öncelikle detaylı ön etüt ve planlama yapılması gerektiği düşüncesinden hareketle bu kapsamda, proje alanının özel yasalarla tanımlanmış ve sınırlanmış olan alanlarla ilişkilerinin araştırılması, ilgili diğer yasal düzenlemelerin incelenmesi, imar planlama çalışmalarının başlatılması, iskana konu olacak yerler varsa yeniden yerleşimin planlanması, tapu


212

kayıtlarının şerhler, beyanlar, ipotekler, hacizler vs. yönünden incelenmesi önem kazanmaktadır. Lisans almadan önce yapılacak etütler ve proje yeri belirleme çalışmaları kapsamında ve hatta proje planlama aşamalarında; mümkünse kamulaştırmaya gerek kalmayacak veya olabildiğince az gereksinim duyulacak ve yerleşim yerlerini etkilemeyecek şekilde planlanma yapılması, mutlak tarım arazileri, özel ürün arazileri ve dikili tarım arazilerinden uzak durulması hedeflenerek marjinal tarım arazilerinin bulunduğu alanların tercih edilmesinin ileride karşılaşılacak sorunların azalmasına katkı sağlayacağı öngörülmektedir.

Özellikle barajlı hidroelektrik santrallerde söz konusu olabildiği gibi çok geniş alanların kamulaştırılması gerekliliğinin ortaya çıkması ve bazı yerleşim yerlerinin su altında kalması durumlarında, kamulaştırma ve yeniden yerleşim süreçlerinin eşzamanlı olarak yürütülmediği ve iyi yönetilmediği projelerde aksamalar gündeme gelmekte ve bölgede yaşanan sosyal etkilerin değerlendirilmesi gerekmektedir. Bu noktada, konunun kamulaştırmadan ve iskandan etkilenen bölge halkı, lisans sahibi tüzel kişiler ve EPDK açısından irdelenmesi, halkın bilgilendirilmesi, acele kamulaştırmanın tüm taşınmazlar için değil öncelikle inşa edil-mesi gereken kısımlardaki taşınmazlar için uygulanacağı bir kamulaştırma programı tercih edilmesi, etkin bir taşınmaz de-ğerleme politikası takip edilmesi, sosyal etki değerlendirmesi raporlarının hazırlanması, iskana ilişkin işlemleri yürütecek idare ile koordinasyon içerisinde olunması gibi hususlar söz konusu olmaktadır.

Öte yandan, gerekli olan arazinin öncelikle doğrudan alım-satım ile elde edilmesinin tercih edildiği hallerde taşınmazların gerçek değerlerinin üzerindeki bedellerle satın alınabileceği, bu durumun; satın alınamayan taşınmazlar için kamulaştırma talep edilmesi halinde kamulaştırma bedellerinin belirlenmesi sürecini etkileyerek uzlaşma olasılığını azaltacağı, bölgede sosyal ve ekonomik dengelerin bozulmasına neden olabileceği düşünülmektedir. Benzer şekilde tapuda kayıtlı olmayan taşınmazların bulunduğu yerlerde de lisans sahibi tüzel kişilerce tercih edilebilen zilyetliğin devri yoluyla taşınmaz edinimi yerine kamulaştırma yoluna gidilmesinin daha uygun olabileceği önerilmektedir.

Ülkemizde ilk tesis kadastrosunun tamamlanması çalışmaları halen devam etmekte olduğundan; tapuda kayıtlı olmayan taşınmazların kamulaştırılmasının söz konusu olduğu hallerde, öncelikle o bölge için kadastro çalışmaları programının incelenmesi önerilmektedir. Tespitleri yapılmış, kontrol edilmiş ve askı ilanı cetvelleri onaylanmış ancak kesinleştirme ve tescil işleri tamamlanmamış çalışma alanlarında, taşınmazlara ilişkin bu tespitler kullanılarak acele el koyma kararlarının alınması mümkün olabilmektedir. Ancak, zilyetlik tutanaklarının hazırlanmasından sonra mahkeme süreci devam ederken kadastro tespitlerinin tamamlandığı ve her iki tespit arasında fark olduğu durumlarda, yapılması gereken düzeltme ve değişiklikler mahkemenin karar verme sürecinin uzamasına neden olabilmektedir.

Genellikle nehir tipi hidroelektrik santrallerde karşılaşıldığı üzere proje değişikliği nedeniyle kamulaştırma planlarının revize edilmesinin gündeme gelmesi, sürecin uzamasına, uygulamaların karışmasına ve zorlaşmasına yol açabilmektedir. Planların revize edilmesi ile kamulaştırmadan etkilenen kişilerde ve kamulaştırılacak alan yüzölçümlerinde değişiklik olması dolayısıyla, EPDK tarafından

alınan kararların iptali, değiştirilmesi veya yeni kararlar alınması gerekliliği ortaya çıkmaktadır.

EPDK uygulamaları kapsamında, imar planlama çalışmaları tamamlanmadan kamulaştırmaya başlanamayacağı belirtilen rüzgar, jeotermal, biyogaz, termik vb. kaynaklı enerji tesisleri için ise; öncelikle söz konusu tesislerin kurulabilmesi için gerekli olan arazilerin bulunduğu alanın enerji üretim tesisi amaçlı ayrılmasının sağlanması, bu çerçevede varsa üst ölçekli planlarda değişikliğe gidilmesi veya nazım ve uygulama imar planları ile gerektiğinde mevzi imar planlarının düzenlenerek onaylatılması söz konusu olmaktadır. 3194 sayılı İmar Kanunu ve ilgili yönetmelikler gereğince hazırlanarak ilgili kurum görüşlerinin alınması ve varsa üst ölçekli planlarla uyumunun sağlanması ile onaylanan imar planlarının, özellikle teknolojik gelişmelerin hızlı ilerlediği rüzgar enerjisinden elektrik üretimi santrallerinde karşılaşıldığı gibi türbin sayısının azalması ile revize edilmesi gündeme gelebilmekte, bu durum uzun bir sürede tamamlanan imar planlama sürecinin uzamasına dolayısıyla kamulaştırmanın gecikmesine neden olabilmektedir.

Acele kamulaştırma uygulamasının inşaata bir an önce başlan-masına imkan sağlaması nedeniyle halen yaygın olarak tercih edilmesi, bu durumun 2942 sayılı Kamulaştırma Kanununun bütünü ve ilgili maddesinin ruhuyla bağdaşmadığı düşünülmekte, bu nedenle çeşitli sorunlara yol açtığı gözlenmektedir. Bu sorunlar; acele kamulaştırma uygulanması amacıyla açılan davalar sonucunda belirlenen tahmini kamulaştırma bedellerinin hak sahiplerine ödenmesi, ileride açılacak davalar sonucunda kesinleşecek kamulaştırma bedeli ile başlangıçta ödenen bedel arasında artan ya da eksilen bir fark olması durumunda kamulaştırma maliyetlerinin öngörülenden fazla artması ya da eksilen farkın geri alınabilirliği, 2942 sayılı Kamulaştırma Kanunu esaslarına göre 27. madde kapsamında davaların açılmasından sonra makul bir süre içerisinde EPDK tarafından uzlaşma toplantılarının yapılması ve gerekirse mahkemece bedel tespiti ve tescili talebiyle 10’uncu maddeye göre davaların açılması gerekliliği, makul olarak belirlenen sürenin ne olması gerektiği gibi hususlarda belirsizlikler bulunması şeklinde tespit edilmektedir.

5. Sonuç ve Öneriler2942 sayılı Kamulaştırma Kanununun amaç ve kapsam başlığı altında, özel kanunlarına dayanılarak gerçek ve özel hukuk tüzel kişileri adına yapılacak kamulaştırmalarda da bu kanun hükümlerinin uygulanacağı belirtilmektedir. Kanun maddesinin bu hükmü, elektrik, doğal gaz ve petrol piyasalarını düzenleyen kanunlara dayanılarak lisans sahibi özel hukuk tüzel kişileri adına EPDK tarafından yapılan kamulaştırmalarda uygulama imkanı bulmaktadır. Enerji tesislerinin kurulabilmesi amacıyla gerekli olan taşınmazların EPDK tarafından kamulaştırılması çalışmalarının hız kazanması amacıyla acele kamulaştırma kavramının yeniden değerlendirilmesi ve yasal düzenlemenin yapılması gerektiği düşünülmektedir.

2942 sayılı Kamulaştırma Kanununun istisnai olarak öngördüğü bir usul olan acele kamulaştırma[4], EPDK tarafından 30/09/2004 tarihinden itibaren uygulanması nedeniyle ülke genelinde yaygın hale gelmiştir. Bu durumun neden olabileceği aksaklıkların giderilmesi ve belirsizliklerin çözüme kavuşturulması amacıyla 2942 sayılı Kamulaştırma Kanununun 27. maddesinde düzenleme yapılmasının uygun olabileceği düşünülmektedir.


213

Tamamlanmasının uzun zaman alması ve disiplinler arası bir çalışma alanı olması nedeniyle kamulaştırma sürecinin iyi yöne-tilmesi gerektiği düşünülmekte, bu amaçla gerek EPDK gerekse lisans sahibi tüzel kişiler bünyesinde uzman ve deneyimli bir kadro ile uygulanması ve takip edilmesi önemle önerilmektedir. Kısaca zor alım olarak adlandırılan sürecin, taşınmazları kamulaştırılan kişilerin zarara uğratılmamaları amaçlanarak yürütülmesi esasına dayalı olduğu unutulmamalıdır.

Enerji tesislerinin türüne ve uygulanan kamulaştırma sürecine göre toplam yatırım maliyetleri içerisindeki payı oldukça artabilen kamulaştırma giderlerinin gereğinden fazla yükselmemesi he-deflenerek; maliyetlerin önceden belirlenebilmesi ve bedellerin karşılaştırılabilmesi açısından lisans sahibi tüzel kişilerce taşınmaz değerlemeye önem verilmesi önerilmekte, bedellerin konuyla ilgili uzman kişi kurum ya da kuruluşlar tarafından ve EPDK tarafından düzenlenen formatlara göre hazırlanacak raporlar ile tespit ettirilmesinin yararlı olacağı öngörülmekte, özellikle büyük alanları kapsayan projelerde, taşınmazları kamulaştırılan kişi sayısının fazla olduğu ve yerleşim yerlerinin de etkilendiği durumlarda önem kazanan bu konunun, sosyal etki değerlendirmesi ve yeniden yerleşim planlamasını da kapsayacak şekilde incelenmesi gerektiği düşünülmektedir.

Kaynaklar[1] ARCAK, A., “Kamulaştırmasız El Koyma ve Yeni Hükümler”, s.

20, Seçkin Yayınevi, 1987, Ankara [2] http:www.epdk.org.tr/mevzuat[3] LEBLEBİCİ,N., “Yenilenebilir Enerji Projelerinde İnşaat Öncesi

Döneme İlişkin Süreç”, 15. Ululuslararası Enerji ve Çevre Fuarı ve Konferansı, İstanbul, 2009

[4] BÖKE V., “4650 Sayılı Kanunla Değişik 2942 Sayılı Kamulaştırma Kanunu ve Kamulaştırma Bedelinin Tespiti Davaları”, s. 161-164, Seçkin Yayınevi, Ankara, 2004.

[5] 4721 sayılı Türk Medeni Kanunu SummaryAs it mentioned in Electricity Law No: 4628; the expropriation demands of the license holding corporate bodies performing generation and/or distribution activities in the electricity market shall be evaluated by the EMRA and if found appropriate expropriation is performed on the basis of the procedures established in the Expropriation Law No: 2942. And ıf the operations defined in Natural Gas Market Law No: 4646 so necessitate, expropriation shall be carried out in accordance with the principles set forth in Law No: 2942. And also, according to Petroleum Market Law No: 5015, it is recomended that immovables shall be obtained primarily through agreements. In the event that the activities put forward in Law No: 5015 necessitate, the acquisitions regarding the refineries and licensed storage facilities, transmission lines and processing facilities to be determined by the EMRA may also be realized as per the provisions stated in the Expropriation Law.

In this context; while expropriation shall be carried out by EMRA, there are many emerging problems during the application that cannot be anticipated and these problems sometimes can give rise to a delay in establishment of energy facilities. Therefore, in this notice, rapid expropriation procedure and its necessarry stages have beeen explained, processes in non-cadastral and cadastral areas have been analysed, related legal arrangements have been

focused on, problems faced during implementation and possible solutions have been overwied and also it has been aimed to treat the expropriation process under technical, economical, social and juridical heads.

Expropriation which is known as “compulsory acquisition” can also describe like “confiscation of real and private juridical artificial persons’ immovable properties by an administration considering public interest, without the approval and consent of the owner provided that its cost is paid in advance” as it is mentioned in the Law no: 2942. In this study, the issues of expropriation of the immovables required for the purposes of establishing energy facilities have been emphasized and planning, appraisal, determination of expropriation value and registration stages have been overviewed. At this point; terms such as public interest, expropriation plan, land appraisal reports, rapid expropriation, expropriation decision, address and heir research, bargaining negotiations, title abandonment, registration and right of building are mentioned.

The ownership of the expropriated immovable shall belong to the Treasury. Usage right of the immovable registered on the Treasury shall be established for the license holding corporate bodies who paid the expropriation cost by the Ministry of Finance for free of charge. The validity period of the usage right shall be limited with the validity period of the license.


214

FLEXIBLE POWER FOR MODERN GRIDS

Niklas WÄGARWärtsilä Power Plants

AbstractGenerating sets based on reciprocating engines with synchronous generators are well suited to supporting the modern electrical grid, especially in enhancing stability and reliability with high fuel efficiency. With modern engine-based generation, true power flexibility is offered via a number of inherent features; namely fast start up and short loading times, an unlimited number of starts without service penalties, and great load following capabilities. This type of generation is excellent for balancing natural fluctuations in the network from other distributed generation, such as wind and solar. The rapid and efficient addition of generation capacity is easy during peak or intermediate loading, be it hourly, daily or seasonally. Turkey has, in many respects, been a front-runner in the application of such equipment. Extensive validation tests to check the enhanced frequency support provided by this technology, have already taken place in Turkey.

This paper discusses the flexible power features of modern reciprocating engine-generator sets, and their capabilities for the dynamic and economic provision of Grid Stability support.

The Electricity Sector is ChangingThe electricity sector has undergone some significant changes during the last 15 years, and there is no sign that this cycle of change is slowing. The recent past was marked by privatization in the energy sector, and the unbundling of generation and transmission. Unbundling has enabled greater transparency in competition, and has also enabled the use of more diverse generation technologies - in essence, the playing field has been levelled for all players.

Predictions indicate that by the year 2030, worldwide electricity use can be expected to increase by more than 45% compared with 2006 (see Figure 1). Although the recent economic crisis most probably slowed this growth, it is likely to be merely a temporary dip in the long term projection. Comparing this projected growth in electricity usage with the availability of fuels for electricity generation, and taking into consideration climate change discussions and emission regulations, it is evident that the status qua is out of the question.

Renewable EnergyAs a natural outcome of the climate change discussion, public opinion calls for renewable energy sources. In many countries, the political framework is in tune with public opinion through energy acts with feed-in tariffs that promote the possibilities for renewable energy. It is evident that there will be a rapid growth in both wind and solar power capacity. When looking at the growth in renewable

energy during 2009 only, in just a few countries, such as Germany, USA and Turkey, the trend is clear.

In Germany, with a total installed power plant capacity of 130 GW (2007), renewable energy (hydro, biomass, solar and wind) constitutes 13 % of the total electricity generation of 638 TWh. The installed wind power capacity in Germany was, at the end of 2009, almost 26 GW. Predictions made to 2030 reveal a scenario where renewable energy capacity would increase to 100 GW, constituting about 35 % of all electricity generation. Interestingly, so far in Germany, the growth of renewable power generation has actually been higher than predicted. During 2009, the installed wind power capacity grew by 8%, an increase of 1900 MW, while solar power increased by a remarkable 51%, an increase of 3000 MW.

In the USA, 10 GW (9922 MW) of wind power generators was installed in 2009 alone. Considering that their wind power capacity at the end of 2008 was almost 25,2 GW, the growth rate in 2009 was as high as 40 %. It will be obvious that such an increase may pose some challenges to grid operators.

In Turkey, with a total installed generating capacity of 45 GW, the portion of renewable energy is as high as 35 %, thanks to the considerable use of hydro power, which accounts for 33%. The remaining 2% comes from wind and other renewable energy sources. The peak load in Turkey is at the moment about 30 GW, but scenarios for 2018 predict a peak load demand in the range of 50-55 GW. This prediction would mean a peak load demand increase of 70-80% in just 10 years.

During 2009, installed wind power capacity in Turkey was almost doubled. To the existing 458 MW of capacity, a further 343 MW was added, making a total of 801 MW.

Figure 1. Expected Growth in Global Electricity Use 1980-2030 (Source International Energy Agency 2008)


215

Grid Stability, The Delicate BalanceQuoting ENTSO-E, the European Network of Transmission System Operators for Electricity, “50 Hertz: a delicate balance”, one can only agree. The balance between consumption and generation has been continuous since the first light was switched on. However, considering scenarios for expected growth through 2030, the on-going climate change discussion, and the introduction of more renewable energy sources with a number of variability factors, it is clear that the balance will become even more delicate. Furthermore, increasing importance is being given to having quality electricity available all the time. Blackouts are simply unacceptable in modern society.

Of course, wind speed varies and the changes caused by wind ramping up and down can be quite rapid. Wind forecasting helps in predicting the need for conventional capacity. Much development work is currently being invested into different forecasting methods, which will eventually result in fewer errors in wind and load forecasting. However, by nature, the correlation between electricity demand and wind output is statistically independent.

The optimal location for wind and solar energy farms is seldom close to the major part of the consumption, but rather in remote areas with limited transmission resources. So, long transmission lines are anyhow needed for wind energy capacity. However, it is not necessary to build additional costly transmission lines to provide electricity from elsewhere when the wind is calm.

Expanding the main transmission lines, and carrying out transmission upgrades to transmit energy between its generation and consumption points, could be envisioned as being the first choice for coping with the situation. However, the building or expanding of major transmission lines may not be acceptable due to several aspects: • High cost of the investments• Public opinion and the NIMBY (Not In My Back Yard) effect• The time needed (estimated 7 years by ENTSO-E)• Transmission line losses• Variable generation utilizes only a minor part of the transmission

capacity

Now, if investments in big grids and the upgrading of transmission corridors in order to incorporate new variable energy resources is not necessarily the optimal solution, and in some cases not even possible, the question becomes how to meet flexible power generation needs. The answer to this question is, local, flexible power generation close to the centres of consumption.

Flexible Power Generation, The Distributed Generation OptionThe more traditional base load power generation plants, i.e. hydro, coal, gas turbines and even nuclear, will be able to balance some of the variations in the output from renewable electricity sources. But, what are actually needed are decentralized, modular “combo” power plants, located close to consumption centres that can act as: • A base load provider when needed• An intermediate generation provider• A peak load shaver when requested• A frequent start and stop generation provider with no maintenance

impact

• A non-spinning reserve, providing secondary control and reaching full load from standstill within 5 minutes

All of these above items should preferably be achievable with the highest possible energy efficiency.

Reciprocating-engine-driven generating sets provide the answer to the needs of flexible power generation. If needed, such engines can have flexibility of fuel choice, such as natural gas, bio gas, and even liquid bio fuels. Even instantaneous switching between these fuels is a realistic option.

The spark-ignited Wärtsilä 34SG medium speed gas engine has a proven track record and impressive references in flexible power generation, gas compression, and combined heat and power (CHP), reaching total efficiency figures of up to 90%. Lately, a number of reference installations in the USA have proved that this concept is a true and viable option for wind power backup. The 20-cylinder version has now been optimized to deliver 500 kW/cylinder from the same engine block, thus increasing the engine shaft power output of the 20V version from 9 MW to 10 MW.

Table 1. Main Data for The Wärtsilä 34SG Reciprocating-Engine-Driven Generating Set

Wärtsilä 34SG C2 50 Hz/750 rpm 16V34SG 20V34SG

Electrical Power, kW 7744 9730

Heat rate kJ/kWh 7819 7779

Electrical efficiency % 46.0 46.3

A power plant based on multiple units in parallel provides several benefits for grid stability operation. A very high part-load efficiency is reached (see Figure 3) since the optimal amount of generating sets is automatically connected on line by the power plant power management system, based on actual need.

Maintenance can be rotated and performed at suitable intervals. Operation is easy, thanks to the integrated control system with communication highways to the power plant’s automation system. There are in-built options for several utility automation communication protocols, ensuring that the total plant output requests can be communicated from the grid dispatch centre.The most interesting aspect of this type of flexible power generation

Figure 2. A multiple generating set solution based on the Wärtsilä 34SG reciprocating engine.


216

is the potential offering of Secondary Frequency Control, without fuel and spinning reserve costs. This is made possible by the very fast starting and loading of these generating sets, reaching full load within 5 minutes, which is a typical need for Secondary Frequency support, see Figure 4. Development is ongoing to enable 30 seconds from initiation of start action until synchronisation and ready to load. Unloading and stopping are also fast, which may be equally important for coping with consumption variations. Numerous daily starts and stops have no noticeable impact on maintenance intervals and related costs.

The requirements can be met thanks to the multiple generating set concept of Wärtsilä Flexible Power Plants, whereby several generating sets can be selected to contribute to frequency support.

Figure 3. The multi-unit gas engine power plant features very high part load

efficiency. Example from a 10 x Wärtsilä 20V34SG , 98 MW plant.

Turkish Grid Stability Support, TEIAS Primary Frequency Support TestsTEİAŞ, The Turkish Electricity Transmission Company, began testing the primary frequency support of power plants during 2009 already. These are sophisticated and high level tests, and TEIAS is in many ways a front runner in this field, with real grid stability support tests being already incorporated as a rule.

Power plants based on Wärtsilä 34SG gas engine-generator sets have been tested in accordance with TEIAS specifications for primary frequency support rules. For the “Reserve tests”, the generating set grid support set point (∆P = 5 % x Power Plant Pnominal in the case below) should be reached in a specified time, typically within 30 seconds (TEIAS). See Figure 5.

Figure 4. The Wärtsilä 34SG gas engine’s starting sequence and loading.

ConclusionModern electricity supply systems will increasingly need efficient and flexible generation capacity having minimal environmental impact. Because of the rapid variations from renewable energy sources, such as wind and solar, power plants based on multiple reciprocating- engine-driven generators have numerous operational benefits. This concept of flexible power generation can be seen as being a real wind energy enabler.

References[1] http://www.teias.gov.tr/eng/The Turkish Electricity Transmission

Company[2] http://www.iea.org/International Energy Agency 2008[3] http://www.ewea.org The European Wind Energy Association[4] http://www.entsoe.eu European Network of Transmission

System Operators for Electricity[5] Mikael Backman InDetail, Wärtsilä technical journal 01.2010, The

Wind Enabler[6] Jacob Klimstra Operational Reliability Of Modern Large-Scale

Natural-Gas-Fuelled Engines: The Cumulative Results Of A 5 Year Time Span, ICCI 2008

Figure 5. TEIAS Reserve Tests Evaluation real test performed on a Wartsila 34SG with a 5 % reserve (note that the MW y-scale is somewhat magnified).


217

ENERFLEX’S SUSTAINABLE AND PROFITABLE ENERGY SOLUTIONS - POLYGENERATION

Norman HOOGEVEENEnerflex

AbstractIn Groningen, The Netherlands, Enerflex designed, developed, manufactured and installed the PolyGeneration system, with heat, steam, cooling and (emergency) power generation, at the UMCG Hospital. The hospital is situated in the center of the city with a population of approximately 600,000. This plant provides enough heat output for internal hospital usage and also meets the district heating requirement for buildings close by.

Enerflex has been successfully operating and maintaining this 10 MWe five unit installation since 1992. The precisely designed heat, power and cooling streams has secured success through many years of operation.

EnerflexEnerflex Ltd. is a specialist in sustainable and profitable energy solutions.

� Turnkey Integrated Solutions� Customised Energy Systems� Operations and Maintenance 24/7� Spare Parts � Service and Commissioning of:

- Power Generation- Combined Heat and Power- PolyGeneration- Natural Gas Compression

Since founding the European branch office in the Netherlands, Enerflex has completed over 2,500 installations across Europe of which over 1,000 are still remotely controlled and maintained by the Company. To support this, Enerflex also has an extensive service base across the world.

Enerflex has been active in Turkey since 1996 in Power Generation and Combined Heat and Power units. Nowadays our focus is on the increasing market of environmentally friendly PolyGeneration - a combination of generating Thermal Power, Steam, Electrical Power, Emergency Power, Cooling, CO2 fertilizing, Compressed gas, etc.

Case Study: 10 MWe PolyGeneration Plant with over 350,000 Combined Successful Running Hours

DescriptionThe UMCG is not only a hospital, but also a Medical University. The UMCG Medical Centre provides research for medical instruments,

medications and patient care, as well as providing training for medical professionals. It is therefore the highest calibre hospital in the region. The UMCG Medical Centre provides medical services for the city of Groningen, as well as for the north eastern provinces of the Netherlands. It has approximately 9,000 employees with over 1,300 hospital beds. The UMCG is like a city within the city of Groningen, as it has special non-medical sections. One of these sections resembles a shopping mall including stores, a hair salon, one of the Dutch national banks, gardens and some lunchrooms. Many seminars are held in the hospital and like many hospitals the UMCG has its own power plant.

The UMCG has a power plant with five gas engines. The installation at the UMCG is a good example of a PolyGeneration plant with engines running at elevated jacket water temperature.

The Power PlantThe UMCG power plant is a PolyGeneration plant with the ability to provide emergency power when required. When the grid is unavailable, automatically the UMCG power plant shifts from the utility grid into island mode operation, which assures that the hospital operates without interruption. The heart of the power plant consists of five Waukesha Engines 12V- AT27GL natural gas engines.

Each of the five 12 cylinder AT27GL’s operate at 1000 RPM and each has a displacement of 176 litres. The BMEP (Brake Mean Effective Pressure) for this application is approximately 14 bar with overloads allowed up to 15 bar. The changing price structure of

The University Medical Centre (UMCG), Groningen, The Netherlands.


218

electricity has altered the unit’s functionality over time. The five units have a combined output of approximately 10 MWe and is above the demand of the UMCG. Previously, the excess power was sold back into the utility grid, creating additional revenue for UMCG. Currently the contract requires the UMCG to purchase approximately 200 kW from the utility grid during peak hours which are weekdays from 07:00 to 23:00. During off-peak hours the price of electricity lowers and the units are shutdown. Just before 07:00 (weekdays) the units are started automatically. The amount of units started and the power they run is automatically matched to the UMCG’s contractual power exchange with the grid. Typically during peak hours four units are supplying power to the facility.

Another important factor is the gas contract. The gas contract allows the UMCG maximum hourly gas consumption. In cold winter periods, the extra gas required for heating reduces the gas available for the units which can be in conflict with the electricity contract. Consequently an engine is shut down and extra electricity is taken from the grid. On a national level this means that a Combined Heat and Power (CHP) unit is stopped and power & heat are produced independently. As this happens in winter at a moment of high electricity consumption the extra electricity is most likely produced in an older large power plant consuming natural gas at low efficiency. Thus by stopping one of its units the UMCG meets its maximum gas consumption, but on a national scale the consumption of gas increases. UMCG Heating and Cooling CircuitsThe UMCG has two heating / cooling circuits, one for 8.5 bar steam and the other with hot water for the heating system which is also utilized for the cooling circuit. The heating circuit in the UMCG operates at 100/73 °C in winter and lower in summer months.

The absorption chiller takes the heat from the heating circuit and cools the heating water down before it goes to the other users. The steam has multiple uses such as heating, humidity control and sterilizing medical tools and beds. Cooling is required not only for the air conditioning, but also for cooling medical equipment. The cooling circuits are interconnected via heat exchangers.

The UMCG cooling system has multiple compressor chillers and a 1.7 MW absorption chiller. The absorption chiller utilizes the engine(s) jacket water heat and is operational only when the ambient temperature is over 17°C. An interesting feature of the

UMCG power plant is the cold buffer that is used to increase the chiller capacity and optimise the costs. At night it stores cold from the compressor chillers, powered by reduced cost off-peak electricity. During peak hours the compressor chillers are only operational when the absorption chiller can not deliver sufficient cooling and the ice buffer is unloaded (empty).

The ice buffer is a big water tank with coolant running through multiple tubes. When the buffer is loaded (full) the coolant is below 0°C, forming ice on the tubes of the buffer. The ice around the tubes reduces the temperature of the coolant when unloading (emptying). The picture below is the cold buffer, and shows a hand touching the ice formations around the tubes.

Two trigenerator units in a facility.

DemandProduction

Steam

Heat

Coldice buffer

Sterilizing, humidification, heating

Heating, hot water

Air conditioning, medical equipment

Fired HRSG

Engine heat and fired boilers

Absorption and

electric chillers

Heat exchangers

“Heat power”

UMCG heating scheme.

Cold buffer.

Engine Cooling SystemThe units are divided into two groups, a group of three and a group of two. The exhaust gasses of the first group (1, 2 and 3) go to steam boilers (HRSG) each engine has a separate steam boiler. The steam boiler contains gas burners that can be used together with / without the engine exhaust gas. The heat recovered from the exhaust is approximately 1.2 MWt.

The picture above shows the insulated exhaust pipes going to the lower part of the steam boiler. The gas burners are located in the centre of the boiler. The engine exhaust is cooled down below 100°C in the economizer to pre-heat the feed water prior to entering the steam boiler, thus increasing total efficiency in the HRSG.


219

The exhaust of units 4 and 5 is cooled down in a “standard” exhaust gas heat exchanger that produces hot water as the final part of the “heating chain”. The heat from the lube oil coolers is used to pre-heat the return of the inlet (coldest part) of the central heating water. The jacket water adds thermal energy to the central heating water via a plate/frame heat exchanger, prior to the exhaust gas heat exchanger. The temperature of the jacket water depends on the temperature of the heating water which (as previously mentioned above) varies from winter to summer. In summer the jacket water heat is used in an absorption chiller to produce cold water which requires a high input temperature.

Obtaining proper performance from the absorption chiller (while accounting for the temperature loss across the heat exchanger), a minimum jacket water temperature of 113°C is required. During winter operation when the absorption chiller is not used, the jacket water temperature is reduced to temperatures ranging from 103°C to 109 °C.

Lessons LearnedAs the units were commissioned at the end of 1993, the site has been running for nearly 18 years and has gathered considerable experience. The units have over 70,000 running hours each. The installation is running trouble free and the availability of the units is over 98%. In the early years of the project however, availability was lower due to maintenance and packaging issues. Problems with

lacquering and mechanical parts were overcome. An investigation showed that the coolant used was not a fit for the application and the proper venting of the cooling system was critical to keeping the cooling system free of gases. Of course high temperature cooling is very demanding on the cooling system and requires it to be maintained in optimal condition. The early problems have been solved and the units are running trouble free. The cylinder heads (for example), installed after the cooling system modifications have been in service for over 25,000 operating hours. Engine oil analysis maintains acceptable levels, after approximately 3,500 hours, which translates into one year of operation. However the UMCG replaces the oil yearly as a minimum. The average oil consumption of these engines is below 0.2 gr/kWh, with no signs of deterioration of these engines, the UMCG has decided to postpone the normally scheduled overhaul. Though the installation is already close to 18 years old, the above results have lead to overhauls being rescheduled from 2011 to 2016. This means that these units will be running for many years to come!

GASENGINE

ICLOCJW 113 °C

ExhaustEngine 1,2 and 3

IC Heat Dump

chillerEngine Cooler 1..5EGHE 4 and 5 Dump

EC

1950 kWe

Exhaust Engine 4 and 5

3 * HRSGEconomiser

fired

8.5 bar steam

Customer Heating system

JW = Jacket WaterLOC = Lube Oil CoolerIC = Inter CoolerEC = Engine CoolerEGHE = Exhaust Gas Heat ExchangerHRSG = Heat Recovery Steam Boiler

LOC

Engine cooling scheme.

Steam boiler.

Control room.

Absorption chiller.

MasterControlThe energy solutions designed and manufactured by Enerflex are operated by a fully integrated operating system called the MasterControl. The MasterControl operating system (developed by Enerflex in conjunction with other institutes and businesses) operates and monitors all processes relating to CHP units and other energy systems.


220

Certified ReliabilityThe essential operating / monitoring functions of the entire energy solution are regulated on a redundant basis (utilizing multiple microprocessors) according to the prevailing European guidelines. The MasterControl has been designed in accordance with the strictest standards for EMC emission and immunity. Providing a system that is virtually immune from external interference from frequency regulators, mobile phones, walkie-talkies, etc.

Regulation and MonitoringAll relevant processes are regulated by the MasterControl. In addition for CHP engines, we have integrated an extensive operation facility for controlling the generator switch and mains (utility) switch. This feature allows MasterControl to utilize the CHP unit as an emergency power source, in the case of a utility power failure. The ability to control both the mains and generator circuit breakers control is unique to MasterControl. In that synchronisation takes place with redundancy. This makes it impossible to switch on asynchronously. The emergency power system can also work in parallel with other CHP units such as diesel stand-by generators, operated by MasterControl.

The MasterControl monitors and controls process parameters. This keeps the CHP units running as long as possible, providing the optimum performance out of the installation.

Maximum EfficiencyThe MasterControl design gets the most out of the CHP unit in terms of efficiency and power output. The power output (electrical & thermal) is regulated dynamically on the basis of various parameters, to ensure that the maximum power output is supplied at all times. If there is a reduction in the heating demand process, the MasterControl will continue to operate and will adjust the thermal power to match the heat demand. If the electrical power of the installation cannot be reduced, the excess thermal power can be removed via the integrated heat dump radiator control and heat dump coolers.

Simple, Economical, Fast and Comprehensive The MasterControl operating system processes more than 200 million instructions per second, in order to ensure an optimized process control. The MasterControl is designed to allow software upgrades on a “plug and play” basis. These features allow for easy and convenient system operation for the end user. The entire installation can be operated and controlled with the use of four push buttons.

Telemetry and Local System IntegrationAn optional feature of the MasterControl is the powerful telecontrol function based on the IEC 870-5 protocol. This allows the CHP unit to be monitored from our service centre in Rijsenhout and adjusted remotely if necessary. In the case of a failure, the MasterControl will contact the service centre independently and also features a call-out for upcoming maintenance requirements. This function is also available to customers who maintain the CHP unit independently of Enerflex. The MasterControl is currently available in English, German and Dutch languages. The MasterControl system utilizes a Windows environment, has a full graphical user interface and is easy to use with other Windows applications.

The MasterControl supports various interfaces, like Modbus, CANbus and Profibus. This allows for communication with building management systems. Important Issues in Designing the MasterControl � Failsafe (redundant) control of the fuel gas valves.� Failsafe (redundant) handling of the primary protections of

engine water temperature, room temperature, control panel temperature (for an optimal function of the MasterControl), fuel gas pressure, backfire and emergency stop.

� Failsafe (redundant) control of the generator and mains switches.

� Redundant speed control of the engine.

The MasterControl design is function tested according to the following standards, directives and legislation:

� Requirements for electronic systems for gas burning installations. KE92 Class C, permanent operation.

� European standard for safety and control devices for gas burning appliances CEN TC 58 doc. no. N229.

Construction of the MasterControl Control SystemThe MasterControl control system incorporates the following elements:� The control unit includes various electronic hardware control

prints with a Linux operating system. These control prints are connected with a PC data bus.

� The field modules, in the control panel act as an input / output interface for the Control System. These interface modules send and receive both analogue and digital signals.

� The MasterControl is equipped with a Display and Input Unit (DIE). This unit is the MMI (Man Machine Interface) between the CHP unit and the end user.

� The Engine Field Module is located near the engine. This module processes all of the data received from the engine relevant for control and protection.

Footnote:Due to the use of field modules (between the control system, measurement modules and auxiliary controls) the MasterControl is protected from the effects of indirect lightning.

Display and Input Unit (DIE)


221

PETROL FİYATLARININ DOĞAL GAZ FİYATLARI ÜZERİNDEKİ ETKİSİ:TÜRKİYE İÇİN FIRSATLAR VE TEHDİTLER*

Okan YARDIMCIEnerji Uzmanı, EPDK

Prof. Dr. Volkan Ş. EDİGERİzmir Ekonomi Üniversitesi, İktisadi ve İdari Bilimler Fakültesi, Ekonomi Bölümü.

ÖzetDünya doğal gaz ticaretinde son zamanlarda yaşanan gelişmelerle birlikte, uzun dönemli anlaşmaların yerini kısa dönemli anlaşmalara, vadeli piyasaların yerini anlık piyasalara, fiziki ticaretin ise yerini finansal ticarete bıraktığı görülmektedir. Bu sürece paralel olarak, gelişmekte olan doğal gaz depolama piyasası ile sıvılaştırılmış doğal gaz piyasasının, stratejik ve teknolojik bir takım unsurların, anlık piyasalarda oluşan petrol fiyatları ile doğal gaz fiyatları arasındaki ilişkinin değişmesine sebep olduğu değerlendirilmektedir. 2009 yılında petrol/doğal gaz fiyat oranı rekor seviyelere ulaşmıştır. Eş enerji baza getirilmiş haftalık ortalama fiyatlar incelendiğinde, petrolün doğal gaza kıyasla 5 kata varan oranda yüksek olabildiği görülmektedir. Ülkemizin doğal gaz anlaşmalarının yaşanmakta olan bu gelişmeler ışığında değerlendirilmesi büyük önem arz etmektedir.

Anahtar Kelimeler: Petrol Fiyatları, Doğal Gaz Fiyatları, 10/1 ve 6/1 İlişkisi, Eşbütünleşme

1. GirişEnerjinin gün geçtikçe artan önemi karşısında, devletlerin enerji kaynaklarına ulaşmak için verdikleri mücadele, enerji kaynaklarının kendi aralarında yaşadıkları mücadele ile iç içe geçmiş bulunmaktadır. Bir yanda doğalgaz/petrol arasında hakim yakıt olma mücadelesi verilirken, öte yanda doğal gaz rezerv ve üretim kapasitelerinin yeryüzünde eşit dağılmaması yüzünden jeopolitik kaygılar artmaktadır. Birçok uzman günümüz enerji jeopolitiğinin merkezinde doğal gazın bulunduğu konusunda fikir birliği içindedir.

Bu itibarla doğal gaz fiyatları ile bu fiyatlar üzerindeki petrol fiyatlarının etkisi, üzerinde çalışılması gereken önemli konuların başında gelmektedir. Özellikle enerji ithal eden ülkeler için geçerli olan bu durum, enerjisinin dörtte üçünü satın almak ve bunun için de milyarlarca dolar kaynak ayırmak zorunda olan ülkemiz için de bir zarurettir. Enerji, Türkiye ithalatının önemli bir bölümünü oluşturmaktadır. 2010-2020 yılları arasında petrol faturasının 293 milyar dolar, doğal gaz faturasının ise 181 milyar dolar olması beklenmektedir.[2] Bu karamsar tabloya rağmen ülkemizde enerji fiyatlarının analizine ilişkin çalışmaların sayısı oldukça azdır. Günümüzde bütün şiddetiyle devam eden enerji kaynak çatışmasında, ulusal çıkarlarımızın en üst seviyede korunabilmesi için enerji fiyatlarına ilişkin çalışmaların artması gerekmektedir.

Bu bildiride, petrol fiyatlarının doğal gaz fiyatları üzerindeki etkisi analiz edilmiştir. Fiyat ilişkisi açısından geleceğe yönelik beklentiler ortaya konmuş ve bu beklentiler doğrultusunda Türkiye için fırsatlar ve tehditler analiz edilmeye çalışılmıştır.

2. Petrol ve Doğal Gaz Fiyatlarının OluşumuPetrol fiyatlarının doğal gaz fiyatları üzerindeki etkisini ayrıntılı olarak incelemeden önce, dünya petrol ve doğal gaz fiyatlarını ayrı ayrı analiz etmek ve piyasalar arasındaki farkları ortaya koymak faydalı olacaktır.

1984-2008 döneminin ortalama doğal gaz fiyatları incelendiğinde, bölgeler arasında çok farklı fiyatların oluştuğu görülmektedir. (Grafik 1) Örneğin 2008 yılı ortalama doğal gaz fiyatları, büyük oranda uzun vadeli kontratlara bağlı AB’de 12,61 dolar/MMBtu iken, İngiltere’deki Heren National Balancing Point (NBP)’de 10,79 dolar/MMBtu, ABD’deki Henry Hub’da 8,85 dolar/MMBtu, Kanada’da ise 7,99 dolar/MMBtu olmuştur. Doğal gaz fiyatlarındaki minimum-maksimum arasındaki bu fark uzun süredir benzer şekilde devam etmektedir. LNG fiyatlarında ise büyük değişimler yaşanmıştır. LNG fiyatları, 1984-2003 yılları arasında boru gazı fiyatına oranla yüksek seviyelerde seyrederken, 2003 yılından itibaren göreceli olarak düşüşe geçmiştir. Günümüzde ise LNG fiyatları en yüksek boru gazı fiyatı olan AB fiyatını yakalamış bulunmaktadır. Bu trendin gelecek yıllarda da devam etmesi durumunda LNG fiyatlarının, eskiden olduğu gibi, boru gazı fiyatlarından daha yüksek olması beklenebilir.

* Bu bildiride, Prof. Dr. Volkan Ş. EDİGER’in danışmanlığında Okan YARDIMCI tarafından hazırlanan ve Şubat 2010 tarihinde tamamlanan “Petrol Fiyatlarının Doğal Gaz Fiyatları Üzerindeki Etkisi ve Türkiye İçin Öneriler” isimli uzmanlık tezi çalışmasından faydalanılmıştır.[1] Hem tez çalışması hem de bildiri, Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu’nun katkılarıyla hazırlanmıştır.

0

3

6

9

12

15

19

84

19

85

19

86

19

87

19

88

19

89

19

90

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

AB

D D

ola

rı /

MM

BT

U

Japonya - CIF (LNG) AB - CIF İngiltere, Heren NBP ABD, Henry Hub Kanada, Alberta

Petrol ticareti tarihsel olarak doğal gaz ticaretinden önce başlamıştır. 1859 yılında ABD’nin Pennsylvania eyaletinde modern kuyu delme yöntemi ile başlayan sondaj çalışmaları, dünyada ilk bilinçli petrol aramacılığını başlatmıştır. Giderek artan üretim, petrolün uluslararası ticaretinin başlamasını da beraberinde getirmiştir.

Grafik 1. 1984 - 2008 yılları arasında farklı bölgelerde oluşan doğal gaz fiyatları [3].


222

Uluslararası doğal gaz ticareti ise daha çok ikinci dünya savaşı sonrasında başlamıştır. 1976-2008 yılları arasında anlık piyasada oluşan petrol fiyatları incelendiğinde, doğal gazdakinden aksine, bölgeler arasındaki fiyat farklılaşmasının düşük seviyelerde olduğu görülmektedir (Grafik 2). Fiyatların birbirlerine yakın seyretmesinde uluslararası ticareti yapılan petrol miktarının yüksek oluşunun etkili olduğu düşünülmektedir. Günümüzde uluslararası ticarete konu olan doğal gaz miktarı, petrole göre oldukça düşük düzeydedir; doğal gazın yaklaşık % 70-75’i üretildiği ülkede tüketilmektedir. Petrolde ise bu oran sadece % 33 dolaylarındadır.

10/1 Oranı’na göre, Henry Hub’da dolar/MMBtu cinsinden oluşan doğal gaz fiyatı, dolar/varil cinsinden oluşan WTI petrol fiyatının 10’da biridir. Yani, petrol fiyatı 20 dolar/varil iken doğal gaz fiyatı 2 dolar/MMBtu, petrol fiyatı 50 dolar/varil iken doğal gaz fiyatı 5 dolar/MMBtu olmalıdır. Bu ilişki aşağıda matematiksel olarak gösterilmiştir:

1 Oranlar API derecesine göre değişmekle birlikte, 1 varil petrolün 5,6 MMBtu–6,3 MMBtu arasında enerji verdiği kabul edilmektedir. 1 varil WTI petrolü ise yaklaşık 5,8 MMBtu enerji içermektedir. Eş birim enerji cinsinden bakıldığında, WTI petrolü ile Henry Hub’da oluşan doğal gaz fiyatının rekabetçi bir ortamda eşitlik-2’de yer aldığı gibi olması beklenebilir.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

19

72

19

73

19

74

19

75

19

76

19

77

19

78

19

79

19

80

19

81

19

82

19

83

19

84

19

85

19

86

19

87

19

88

19

89

19

90

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

AB

D D

ola

rı/V

aril

Car

i fiy

atla

rla,

mo

ney

of

the

day

Dubai Brent Nigerian Forcados WTI

Grafik 2. 1976-2008 yılları arasında farklı bölgelerde oluşan anlık piyasa petrol fiyatları [3].

Grafik 3. WTI Petrol Anlık Fiyatı (dolar/varil) / Henry Hub Anlık Doğal Gaz Fiyatı (dolar/MMBtu)

Doğal gaz ilk yıllarda boru hatları ile taşınmaya başlanmış, ilerleyen süreçte sıvılaştırılmış doğal gaz (LNG: Liquified Natural Gas) kargoları ve sıkıştırılmış doğal gaz (CNG: Compressed Natural Gas) araçları vasıtasıyla taşınması gündeme gelmiştir. Bu süreçte, doğal gazda boru hattı taşımacılığından araçlar ile taşımacılığa doğru bir geçiş yaşanmıştır. Petrol ise -bunun tam aksine- ticarete konu olduğu ilk yıllarda araçlar vasıtasıyla taşınmış, boru hattı taşımacılığı daha sonraki yıllarda gündeme gelmiş, büyük hacimli petrol ticaretinin daha kolay bir şekilde yapılabilmesi amacıyla boru hatları inşa edilmiştir. Petrol ticareti ile doğal gaz ticareti arasındaki bu temel farklılık, piyasaların oluşumu açısından da bazı farklılıklar oluşturmuştur.

Petrol piyasasında anlık piyasalardan vadeli piyasalara doğru bir geçiş yaşanırken, doğal gaz piyasasında vadeli piyasaların yerini anlık piyasalar almaktadır. Ancak, her iki piyasada da, fiziki ticaretten sanal, bir başka deyişle kağıt üzerindeki finansal ticarete doğru bir gelişim gözlenmekte, kağıt üzerindeki ticaret, fiyatların oluşumunda oldukça önemli olmaktadır.

3. Petrol-Doğal Gaz Fiyat İlişkisiBu çalışmada, petrol fiyatlarının doğal gaz fiyatları üzerindeki etkisinin analizi için, ABD’de anlık piyasalarda oluşan petrol ve doğal gaz fiyatları kullanılmıştır. Petrol fiyatları için, EIA (Energy Information Administration) tarafından yayınlanan 2 Ocak 1986’dan günümüze WTI (West Texas Intermediate) haftalık petrol fiyatlarından yararlanılmıştır. Anlık WTI petrol fiyatları ile karşılaştırma yapılırken ise, EIA’nın Natural Gas Weekly Update’lerinde yayınlanan 6 Mayıs 1996’dan günümüze anlık Henry Hub doğal gaz fiyatları kullanılmıştır.[4] Söz konusu iki fiyat serisinin oranlarının verildiği Grafik 3 incelendiğinde, 1996–2003 yılları arasındaki dolar/varil cinsinden petrol fiyatlarının, dolar/MMBtu cinsinden doğal gaz fiyatlarına oranının, 10/1’den 6/1’e doğru değişmekte olduğu görülmektedir. Grafiğin yorumuna geçmeden önce 10/1 ve 6/1 oranlarından bahsetmek faydalı olacaktır.

F gaz = Henry Hub’da oluşan doğal gaz fiyatı (dolar/MMBtu),F petrol = WTI petrol fiyatı (dolar/varil)

6/1 Oranı’na göre ise, petrol fiyatı 20 dolar/varil iken doğal gaz fiyatı 3,33 dolar/MMBtu, petrol fiyatı 50 dolar/varil iken doğal gaz fiyatı 8,33 dolar/MMBtu olmalıdır1. Bunun formülü de aşağıdaki gibidir:

F gaz = 0,1 x F petrol

F gaz = 0,1667 x F petrol

(1)

(2)

Petrol-doğal gaz fiyat ilişkisi ile ilgili olarak 2003 yılına kadar yapılmış olan çalışmalarda görülen ortak yorumlar; doğal gazın pazara ilk girdiği yıllarda ikame ürün olan petrole göre fiyatının ucuz olmasının, gelişen doğal gaz ve LNG teknolojisi ile doğal gazın kullanımının ve dolayısıyla petrole kıyasla fiyatının artmaya başlamasının, doğal gazın piyasaya difüz etmesinden sonra ise fiyatının enerji cinsinden petrol fiyatına eşitlenmesinin (6/1 oranına gelmesi) normal karşılanması gerektiği; piyasanın doğal gaz tarafından ele geçirilmesinden sonra ise 6 katsayısının giderek azalmasının (doğal gaz fiyatının petrol fiyatına kıyasla yüksek seyretmesi) beklenmesi gerektiği şeklindedir.

Kısacası eski çalışmaların büyük bir bölümünde, fiyat ilişkisi enerji kaynakları arasındaki pazar mücadelesiyle açıklanmıştır. Ancak, grafikte açıkça görüldüğü üzere, fiyat ilişkisi ile ilgili beklentiler gerçekleşmemiştir. 2003 yılı sonrasında petrol-doğal gaz fiyat ilişkisi beklentilerin aksi yönünde seyretmeye başlamıştır.

Grafikten, 10/1 oranından 6/1 oranına doğru devam eden hareketin değiştiği ve 18/1 oranına doğru aksi bir hareketin başladığı açıkça görülebilmektedir. 2009 yılında petrol fiyatlarının doğal gaz fiyatlarına oranı rekor seviyelere ulaşmıştır. Son yıllarda yaşanan bu gelişmeleri değerlendirmeden önce petrol ve doğal gaz fiyatlarını eş enerji bazında karşılaştırmak faydalı olacaktır. 1 varil WTI petrolünün yaklaşık 5,8 MMBtu enerji içermesi dolayısıyla petrol fiyat 5,8’e bölünerek oluşturulan grafik, Grafik 4’te yer almaktadır.

2

6

10

14

18

22

26

30

34

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

WT

I P

etro

l An

lık F

iyat

ı (D

ola

r/V

aril)

/ H

enry

Hu

b A

nlık

Do

ğal

Gaz

Fiy

atı (

Do

lar/

MM

Btu

)


223

2003 yılından sonra petrol fiyatlarının doğal gaz fiyatlarına oranla yükselişe geçmeye başladığı, bu trendin 2006 yılından itibaren daha da artarak devam ettiği ve 2009 yılında rekor seviyelere ulaşıldığı bu grafikten de görülmektedir. 04/09/2009 tarihinde petrol fiyatının doğal gaz fiyatına oranı 5,39 olarak gerçekleşmiştir.

Petrol/doğal gaz fiyat ilişkisinin Irak’ın 2003 yılındaki işgalinden sonra yeni bir safhaya girmesi oldukça dikkat çekicidir. Bu dönem petrol fiyatlarının yüksek seyrettiği dönemdir. 2003 yılında yaşanan bir diğer önemli olay da, yukarıda bahsedildiği üzere, önceden yüksek düzeylerde seyretmekte olan LNG fiyatlarının boru gazı fiyatlarına oranının o yıldan itibaren göreceli olarak düşüşe geçmiş olmasıdır.

Petrol fiyatlarının (dolar/MMBtu) doğal gaz fiyatlarına (dolar/MMBtu) oranının, petrol fiyatları ile ilişkisinin incelenebilmesi için hazırlanan Grafik 5’ten şu gözlemleri yapmak mümkündür: a) Petrol fiyatlarının 10-50 dolar/varil seviyelerinde seyrettiği

durumlarda petrol fiyatlarının doğal gaz fiyatlarına oranı 1-2 civarında olmaktadır.

b) Petrol fiyatlarının 50-80 dolar/varil seviyelerinde seyrettiği durumlarda petrol fiyatlarının doğal gaz fiyatlarına oranı 1-5 civarında olmaktadır.

MMBtu olması beklenebilir. Bu durum, petrol fiyatlarının küresel piyasalarda, doğal gaz fiyatlarının ise bölgesel bazda belirleniyor olması dolayısıyla doğal gaz fiyatlarının belli bir noktaya kadar petrol fiyatlarını takip edebildiği, petrolün maliyet dışı unsurlarla çok yüksek seviyelere çıkması durumunda ise etkileşimin ortadan kalktığı şeklinde değerlendirilebilir. Dolayısıyla, ilerleyen yıllarda petrol fiyatlarında yaşanacak dalgalanmalar ile petrol/doğal gaz fiyat ilişkisinin seyrinin gözlenmesi faydalı olacaktır.

EViews paket programı yardımıyla yapılan ekonometrik testler sonucunda, 2003 öncesi dönemde (Mayıs 1996–Ocak 2003) petrol ve doğal gaz fiyatlarının eşbütünleşik olduğu, 2003 sonrası dönemde ise (Ocak 2003–Ocak 2010 dönemi) petrol ve doğal gaz fiyatları arasında bir eşbütünleşme olmadığı görülmüştür. Granger nedensellik testi sonuçlarına göre, eşbütünleşme olan dönemde petrol fiyatlarından doğal gaz fiyatlarına doğru bir etkileşim bulunmaktadır; petrol fiyatları ise doğal gaz fiyatlarından etkilenmemektedir. Varyans ayrıştırma ve Granger nedensellik gibi uygulanan bütün testler, 2003 sonrasında petrol fiyatlarının doğal gaz fiyatları üzerindeki etkisinin azaldığını göstermektedir.

4. Türkiye İçin Fırsatlar ve TehditlerYukarıda belirtildiği üzere, 2009 yılında petrol/doğal gaz fiyat oranı rekor seviyelere ulaşmıştır. Eş enerji baza getirilmiş haftalık ortalama fiyatlar incelendiğinde, petrolün doğal gaza kıyasla 5 kata varan oranda yüksek olabildiği görülmektedir. Yüksek petrol fiyatlarına rağmen başta ABD olmak üzere tüm dünyanın gözünü konvansiyonel olmayan doğal gaz kaynaklarına dikmesi, enerji dönüşüm sürecinin başladığının kanıtıdır. Özellikle ABD’nin enerji politikasını konvansiyonel olmayan doğal gaz kaynakları üzerinde şekillendirdiği, hem sondaj sayıları (doğal gaz amaçlı ve konvansiyonel olmayan kaynaklara yönelik yatay ve yönlü sondaj) hem de üretim grafiklerinde açıkça görülebilmektedir. Bu süreçte petrol fiyatları ile doğal gaz fiyatlarının ilişkisi ise azalmaktadır.

ABD’de yaşanan bu gelişmelere paralel olarak diğer ülkelerde, uzun dönemli doğal gaz anlaşmalarının yerini petrol fiyatlarının yanı sıra başka emtia fiyatlarına da bağlı olabilen kısa dönemli anlaşmalara bıraktığı, anlık doğal gaz piyasalarının oluştuğu ve bu piyasalarda petrol fiyatlarından bağımsız olarak finansal ticaretin başladığı görülmektedir. Tüketim oranlarındaki değişim, doğal gaz depolama oranlarındaki değişim, LNG piyasasının gelişimi, piyasaların serbestleşmesi, teknolojik gelişmeler (özellikle gas-to-liquid teknolojisi) ve stratejik ve politik unsurlar gibi faktörlerin petrol ve doğal gaz fiyatları ile bu enerji kaynaklarının fiyat ilişkisinde farklı etkileri olacaktır.

Dolayısıyla, doğal gazı büyük oranda uzun dönemli kontratlar yoluyla ithal eden ülkemizin bu enerji dönüşümü sürecinde başarılı olabilmesi için yukarıda sıralanan unsurların olası etkilerinin yeterince analiz edilmesi ve ülkemizin doğal gaz anlaşmalarının yaşanan bu gelişmeler ışığında değerlendirilmesi büyük önem arz etmektedir. Mevcut anlaşmalarda fiyat revizyonuna gidilmesi ya da yeni anlaşmalarla doğal gazın fiyat avantajından faydalanılması için zaman uygun görünmektedir. BOTAŞ’ın sona ermesi yakın olan anlaşmalarında satıcı taraf ile masaya oturmadan önce, konu ile ilgili detaylı ve çok yönlü çalışmalar mutlaka yapılmalıdır. Ayrıca, doğru bir enerji ve vergilendirme politikası için enerji kaynakları

02468

101214161820222426

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10H

enry

Hu

b A

nlık

Do

ğal

Gaz

Fiy

atı

(Do

lar/

MM

Btu

)

02468101214161820222426

WT

I P

etro

l An

lık F

iyat

ı (D

ola

r/M

MB

tu)

Doğal Gaz (Sol Eksen) Petrol (Sağ Eksen)

Grafik 4. Henry Hub Anlık Piyasa Doğal Gaz Fiyatı (dolar/MMBtu) ile WTI Petrol Anlık Piyasa Fiyatı (dolar/MMBtu), cari fiyatlarla.

0

1

2

3

4

5

6

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150

WTI Petrol Anlık Piyasa Fiyatları (Dolar/Varil), 2010 Yılı Değeriyle

WT

I P

etro

l An

lık F

iyat

ı (D

ola

r/M

MB

tu)

/ H

enry

Hu

b A

nlık

Do

ğal

Gaz

Fiy

atı (

Do

lar/

MM

Btu

)

Grafik 5. Petrol-doğal gaz fiyat ilişkisinin petrol fiyatlarının seviyesi ile etkileşimi2

2 Grafik için Mayıs 1996–Ocak 2010 dönemindeki fiyatlar kullanılmış olup, paranın zaman değerinin etkisinin giderilmesi amacıyla fiyatlar bugünkü değerlerine getirilmiştir. Lineer regresyon doğrusunun formülü şöyledir: F petrol / F gaz = 1,0041 + 0,0111 F petrol.

c) Petrol fiyatlarının 80 dolar/varil seviyelerinin üzerinde seyrettiği durumlarda petrol fiyatlarının doğal gaz fiyatlarına oranı yaklaşık 2’nin altına inmemektedir.

Bir başka deyişle, petrol fiyatlarının 50 dolar/varil seviyelerinde olduğu bir dönemde petrol fiyatlarının doğal gaz fiyatlarına oranının 1,56, doğal gaz fiyatının 5,53 dolar/MMBtu olması; petrol fiyatlarının 100 dolar/varil seviyelerinde olduğu dönemde ise petrol fiyatlarının doğal gaz fiyatlarına oranının 2,11, doğal gaz fiyatının 8,16 dolar/


224

arasındaki fiyat ilişkisinin doğru tahmini gerekmektedir; en doğru tahminlere de ancak küresel piyasalar ile özellikle büyük üretici ve tüketici ülkelerdeki gelişmelerin yakından takip edilmesiyle ulaşılabileceği açıktır.

Fakat önceden yapılan anlaşmalarda fiyat revizyonuna gidilmesinin kolay olmadığı da hatırlanmalıdır. Anlaşmalarda fiyatların aşırı yükselmesi veya düşmesi durumları için alıcı ve satıcıları korumaya yönelik fiyat revizyonu hükümleri genelde bulunmaktadır. Ancak çoğu zaman alıcı ile satıcı fiyat revizyonlarında anlaşmakta zorlanarak konuyu uluslararası tahkimle çözme yoluna gitmektedirler.

Giriş bölümünde de bahsedildiği üzere, enerjinin ülkemizin en büyük ithalat kalemini oluşturmasına rağmen, enerji fiyatlarının analizine ilişkin çalışmaların sayısı oldukça sınırlıdır. Bununla birlikte, tüm dünyada enerji fiyatlarına ilişkin yapılan tahminlerin yanılma payının çok yüksek olduğu da bilinen bir gerçektir. Bu sebeple, anlaşmalarda ilk aşamada herhangi bir taraf için uygun görülen bir değişiklik, ilerleyen zamanlarda taraflar için dezavantajlı hale gelebilmektedir. Örneğin IEA tarafından 2004 yılında yayımlanan raporda, 2010-2030 yılları petrol fiyatlarının doğal gaz fiyatlarına oranının 1-1,25 arasında değişeceği öngörülmekteyken [5], 2009 yılında yayımlanan raporda aynı oranların 1,5-2 arasında değişeceği öngörülmektedir.[6] EIA’nın 2008 yılındaki tahmini ise 3 civarlarındadır.[7]

Doğal gaz anlaşmalarında yer alan fiyat sepetini çeşitlendirerek doğal gaz alım formülünde, petrol ürünleri dışındaki enerji kaynaklarına da yer verilmesi en sık karşılaşılan önerilerin başındadır. Yakın dönemlerde bazı ülkelerin yapmış oldukları anlaşmalarda, doğal gaz fiyatlarının enerji havuz fiyatlarına, doğal gaz spot piyasa fiyatlarına ya da bunların çeşitli bileşimlerine bağlandığı görülmektedir. Petrol fiyatlarının yüksek seyrettiği şu günlerde alıcı ülkeler için çok avantajlı gibi görülebilen bu durumun, ilerleyen dönemlerde de devam edeceğini söylemek için ise henüz erkendir.

Petrol döneminin sonlarına yaklaşılan bu yıllarda, petrol fiyatlarının alternatif enerji kaynaklarına oranla pahalı olması oldukça makul görünmektedir. Doğal gazın piyasaya hakim olmak için verdiği mücadeleden başarılı çıkması durumunda, petrol fiyatlarının sonunun da odun ve kömür fiyatları gibi olması beklenmektedir. Bu nedenle, küresel piyasaların yakından takip edilmesi, bu geçiş sürecinin iyi tahlil edilmesi ve petrol fiyatının düşüşe geçeceği döneme göre pozisyon alınması çok önemlidir.

Fiziki ticaretin yanı sıra finansal ticaret enstrümanlarının çalıştığı bir ticaret yapısı ve anlık piyasa oluşumu da sıklıkla değişen petrol-doğal gaz fiyat ilişkisinden faydalanabilmek için gereklidir. Uzun dönemli anlaşmalardan, kısa dönemli anlaşmalara ya da anlık piyasalara, fiziki ticaretten ise finansal ticarete geçerken ulusal arz güvenliği boyutu göz ardı edilmemesi gereken önemli bir husustur. Spekülatif hareketlere daha fazla açık olan bu gelişmiş piyasalarda tedarik noktalarında çeşitlilik sağlanması ve doğal gaz depolama miktarlarının arttırılması büyük önem arz etmektedir. Günümüzde arz güvenliği, kaynakların miktar yönünden çok, fiyat yönüyle değerlendirilmektedir. Özellikle kış aylarında, anlık piyasalarda doğal gaz fiyatları ani yükselmeler yapabilmektedir. Bu dönemlerde çok yüksek fiyatlar ile LNG veya benzeri enstrümanlar yoluyla doğal

gaz ithalatı yapmak, yani çok uzun yıllar boyunca kullanılabilecek olan depolama tesislerine yapılacak yatırımların yerine belli bir kriz dönemini günübirlik çözümler ile atlatmak, yanlış planlama dolayısıyla kaynakların israfı anlamına gelmektedir. Tedarik noktalarında çeşitlilik sağlarken ülkemizin coğrafi konumunu değerlendirerek doğuda yer alan üreticiler ile batıda yer alan tüketiciler arasında yer alacak bir Hub’ın işletmecisi olmak büyük önem arz etmektedir. Ayrıca, doğal gaz bolluğunun yaşandığı bu yıllar, ihracat yapma hakkı (re-export) olan anlaşmalar için uygun bir ortam sağlamaktadır. Gelecek yıllarda karşılaşılması pek mümkün olmayan bu fırsatın iyi değerlendirilmesi gerekmektedir. LNG ticaretinin hızla gelişmekte olduğu günümüzde, gazlaştırma ve sıvılaştırma tesislerinin her ülkeyi jeopolitik açıdan önemli bir konuma sokabileceği unutulmamalıdır. Ülkemizin coğrafi konumunun öneminin devamı için, LNG teknolojisinde deneyim kazanmak, gazlaştırma tesislerinin yanı sıra sıvılaştırma tesisleri kurmak büyük önem arz etmektedir.

Son olarak, bahsedilmesi gereken önemli bir husus da vergi oranlarıdır. Ülkemizde nihai petrol fiyatlarının büyük bir kısmını vergiler oluşturmaktadır. Tüketimi yönlendirmede etkili bir yöntem olan vergi oranlarının, enerji kaynaklarının ilişkisi kapsamında, yaşanan küresel gelişmeler ışığında belirlenmesi büyük önem arz etmektedir.

5. SonuçDünya, petrol döneminin sonuna yaklaşmakta, doğal gaz dönemini karşılamaktadır. Yeni dönem, petrol üretim ve tüketimini sona erdirmeyecektir ancak başta fiyat mekanizmalarında yaşanacak değişiklikler olmak üzere ekonomilere önemli etkileri olacaktır. Ülkemizin doğal gaz anlaşmalarının, bu gelişmeler ışığında yeniden değerlendirilmesi ve bu kapsamda yapılan çalışmaların yakından takip edilmesi ülke menfaatleri açısından büyük önem taşımaktadır.

Kaynaklar[1] YARDIMCI O., “Petrol Fiyatlarının Doğal Gaz Fiyatları

Üzerindeki Etkisi ve Türkiye İçin Öneriler”, Uzmanlık Tezi, EPDK, Şubat 2010.

[2] UYSAL M., TBMM Araştırma Komisyonu Bilgi Notu.[3] BP Statistical Review of World Energy 2009, www.bp.com/

statisticalreview, Aralık 2009.[4] www.eia.doe.gov, Ocak 2010. [5] IEA, “World Energy Outlook”, 2004.[6] IEA, “World Energy Outlook”, 2009.[7] EIA, “The Relationship Between Crude Oil And Natural Gas

Prices”, 2008

SummaryOil and natural gas are the Turkey’s two major import items. Therefore, oil and natural gas prices have great importance for our country’s economy. This study, in which the effect of oil prices on natural gas prices is analysed, also involves threats and opportunities for Turkey in this regard. Due to the recent developments in the global natural gas market; long term contracts have been substituted by short term ones, futures markets have given way to spot market, and physical trades have been substituted by financial trades. In paralel with this process, developing natural gas storage market and liquified natural gas market, and certain strategical and tecnological developments in the global enegry


225

market resulted in evolution in the relationship between oil prices and natural gas prices. As the world gaze at the unconventional natural gas reserves, and natural gas consumption has been rapidly getting closer to the oil consumption, declining effect of oil prices over the natural gas prices is understandable. In this study, spot Henry Hub natural gas prices and West Texas Intermediate oil prices between May 1996-January 2010 are analysed. It is clearly seen that oil and natural gas price series are cointegrated among May 1996-January 2003. However, after 2003, natural gas prices do not respond raising oil prices at the same rate. It is seen that oil prices are 5 times higher than natural gas prices in 2009. It is concluded that between January 2003-January 2010, oil and natural gas price series are not cointegrated. Besides, in this study, the relationship between the level of oil prices and the effect of oil prices on natural gas prices is analysed. It is argued that the evaluation of threats and opportunities for Turkey’s natural gas market in the light of global developments, and following closely these developments have great importance. Furthermore, it is argued that to canalize short term contracts instead of long term ones, to ensure formation of spot market and financial trade are among the basic suggestions for our country.


226

YENİLENEBİLİR ENERJİ SEKTERÜNDE LOJİSTİĞİN YERİ VE ÖNEMİ

Olgun HACIALİOĞLUUlus Trans Uluslararası Nakliyat ve Tic. A.Ş.

ÖzetKendi enerji kaynaklarımızı açığa çıkartmak ve üretim durumuna getirmek amacı ile yatırımcılar Türkiye’de yeni enerji yatırımlarına yönelmişlerdir. Ancak proje sahibi pek çok firma Türkiye’deki lojistik sektörünün bir bütün olarak bu projelere hazır olup olmadığını göz ardı etmemeliler.

Lojistik firmalarının deneyimli personel, yeterli ekipman bunun yanı sıra ülkemizdeki liman sahaları, proje sahalarındaki vinç vb. ekipmanların geliştirilmesi için, lojistik firmalarına yatırımcı statüsünde destek verilmesi gibi konular çok büyük önem arz etmektedir.

Bilim ve teknolojinin hızla geliştiği ve bilgi çağı dediğimiz bu yüzyılda en önemli konuların başında geçen yüzyılda olduğu gibi yine “enerji” gelmektedir. Enerji stratejik konumunu 200 yıldır korumaktadır. Günümüzde enerji üretim ve tüketim miktarları ülkelerin gelişmişliğinin en önemli göstergelerinden biri haline gelmiştir. Özellikle 20. yüzyılın ikinci yarısından itibaren sanayileşmiş ülkelerde enerji tüketiminden dolayı oluşan çevre kirliliği etkisini göstermiş ve enerji artık çevre ile birlikte anılmaya başlanmıştır.

Aslında bir bakıma ülkelerin dışa bağımlı hale getirilmiş olan enerji politikalarının bir tarafa bırakılarak herkesin kendi enerjisini kendi üretmesi ve böylelikle kendi yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarının potansiyelinin açığa çıkarılması gereği görülmüş ve yapılan çalışma ve araştırmalar bu hedefe yönelik olmuştur.

İnsan yaşamının vazgeçilmez bir parçası olan enerji, geçmişte olduğu gibi bugün de dünya ve Türkiye gündeminde tartışılan konuların başında yer almaya devam etmektedir. Enerji, ülkelerin ekonomik ve sosyal olarak gelişiminde, dolayısıyla toplumsal refahın artırılmasında vazgeçilmez bir etken olmaya devam etmektedir.

Ülkemizdeki enerji durumuna özellikli olarak RES projeleri üzerinden kısaca bakarsak;

Türkiye’nin hedefi, halen 800 MW olan rüzgar enerjisi kapasitesini, 2023 yılında 20.000 MW’a yükseltmektir. Toplam enerji üretimi 42.000 MW olan Türkiye’nin teknik olarak 88.000 MW, ekonomik kullanılabilirliği olan 40.000 MW rüzgar gücü potansiyeli, girişimciler için cazip bir yatırım alanı olmaktadır. Kasım 2007’de hepimizin bildiği üzere 78.000 MW lisans başvurusu yapılmıştır.

Her ne kadar yapılan bu başvurular henüz karara bağlanmamış olsa da, önümüzdeki günlerde lisansların önemli bir kısmının onaylanması beklenmektedir. Böylelikle gerek yatırımcı firmalar, gerek türbin üreticileri gerekse lojistik firmaları için yoğun bir süreç başlayacaktır.

Bahsetmiş olduğumuz 78.000 MW’lık lisans başvurularının sadece % 20’lik bir kısmının onaylandığını ve her projede 3 MW’lık türbinlerin kullanıldığını varsayacak olursak, 5 bin 200 adet türbinin limanlardan ve yurtiçindeki tedarikçi firmalardan proje sahalarına taşıması yapılacaktır. Bir türbinin ortalama 8 adet özel tipte araç ile taşındığını varsayacak olursak 41 bin 600 adetlik araç hareketinden bahsediyoruz.

Peki Türkiye’deki lojistik firmaları bu projelere ne kadar hazır?

Lojistik süreci aşağıdaki konu başlıkları altında toplayacak olursak;1. Liman Hizmetleri2. Liman - Proje Sahası Arasındaki Taşıma Operasyonu3. Proje Sahasındaki Vinç Hizmetleri 1. Liman HizmetleriGerek Türkiye’nin rüzgar potansiyeline gerekse yapılan başvurulara bakıldığında, ağırlıklı olarak proje sahalarının Marmara ve Ege Bölgesinde toplandığı göze çarpmaktadır.

Konu bölgelerdeki limanları incelediğimizde ise, bu tip ekipmanların elleçlenmesi ve geçici olarak stoklanmasına müsait liman sayısı oldukça sınırlı sayıdadır. Bu limanlar içinde özelleştirme sürecini tamamlayanlar elleçleme için yatırım yapmışlardır. Ancak işletmesi halen devlet kurumlarında olan limanlarda RES’lere ait ekipmanları elleçleyebilecek ekipman bulunmamaktadır.

Bir lotta 6 komple set türbinin gemi ile limana geldiğini düşünecek olursak, ortalama 6.000-6.500 m2 gibi bir stok sahasına ihtiyaç duyulmaktadır.

Mevcut limanlarımızda hali hazırda yürüyen gerek konteynır, gerekse kuruyük operasyonlarında stok sahalarının büyük bir kısmı kullanılmaktadır. Aynı bölgede birden fazla projenin olması ve sevkiyat tarihlerinin çakışması durumunda, limanlardaki elleçleme ve stok sahasına ilişkin ciddi sıkıntılar yaşanacaktır.

2. Liman - Proje Sahası Arasındaki Taşıma OperasyonuÜlkemizde 2 bin 500’e yakın lojistik firması varken, özellikle yenilenebilir enerji projelerine ait ekipmanların taşımasını ger-çekleştirebilecek firma sayısı oldukça az sayıdadır. 2008 yılında RES projelerindeki talep ve yatırımları göz önünde bulunduran lojistik firmaları, bu tip özel taşımaları gerçekleştirebilmek adına gerekli ekipman ve personel yatırıma gitmiş, ancak global krizin etkisi ile RES yatırımcılarının projelerini öteledikleri gibi aynı şekilde lojistik firmaları da bu yatırımlarına ara vermek du-rumunda kalmıştır.


227

Söz konusu lojistik yatırımlarından bahsedecek olursak, yüksek tonaj ve uzunluktaki parçaları taşımak için özel üretim araçlar ve personele ihtiyaç duyulmaktadır. Bundan 3-4 sene öncesine kadar türbinlerin üretim kapasiteleri 1 MW civarlarında iken bunlara ait parçaların boyut ve ağırlıkları da mevcut ekipmanlar ile taşınabilmekteydi. Örnek verecek olursak, geçmiş yıllarda üretilen türbinlerin kanat boyları 25 metre civarında ve 3 adedi tek tır ile taşınabilirken günümüzde kanat uzunlukları 3 MW’lık bir türbinde 50 metre’lere kadar çıkmıştır. Bu durumda da lojistik firmalarının bu yeni nesil türbinlere ait parçaları taşıyacak ekipmanlara yatırım yapmaları kaçınılmaz olmuştur.

Özellikle kanat, kule ve nacelle gibi parçaların taşınmasında kullanılan araçlar, hem yüksek maliyetli hem de tedariği oldukça uzun bir süreyi gerektirmektedir. Nasıl ki türbin üretimi yapan firmalar yoğun talep dönemlerinde teslimatları 1 yıl gibi bir zaman zarfında yapabiliyorsa, aynı şekilde bu tip özel araç üretimi yapan firmalar da teslim sürelerini 8 ay hatta 1 yıla kadar çıkartmaktadırlar.

Konuyu bir de yatırım yapacak olan lojistik firmaları tarafından ele alacak olursak, oldukça ciddi sıkıntılar ortaya çıkmaktadır.

Söz konusu araç ve ekipman yatırımı için ciddi bir finans kaynağı gerekmektedir. İçinde bulunduğumuz kriz döneminde yüksek yatırım maliyetleri göz önüne alındığında, lojistik firmalarının bu yatırımlar için uygun kredi ve finansör bulabilmesi oldukça zordur. Enerji lojistiği ile ilgili yatırımların finansör firmalar tarafından ayrı değerlendirilerek ucuz ve esnek kredi imkanlarının yaratılması gerekmektedir. Ayrıca çeşitli devlet destekleri ile enerji lojistiği yapan firmaların desteklenmesi uygun olacaktır.

Bunun yanı sıra söz konusu araçlar normal kuru yük taşıması yapan araç statüsünde değil, özel ekipman statüsünde ele alınıp, ikinci el ekipman ithaline izin verilmesi uygun olacaktır. Bu sayede enerji lojistiği yapan firmaların yatırım maliyetlerinin düşürülmesi ve yeni araçlardaki uzun süreli teslimatların önüne geçilerek yeterli sayıda ekipmanın temini kolaylaştırılmış olacaktır.

Ele alınması gereken bir diğer konu ise, Karayolu Taşıma Kanununda bu tip taşımalara ilişkin eksikliklerdir. Enerji lojistiği ve özellikle RES projelerine ait ekipmanların karayollarımızda hareketi ülkemiz için çok yeni bir kavramdır. Bu eksiklik ve yanlışlıkların giderilebilmesi ise ancak enerji lojistiği yapan firmaların bir dernek çatısı altında toplanarak, sıkıntı ve gerekli düzenlemeler için Ulaştırma Bakanlığı nezdinde girişimlerde bulunması gerekmektedir. Konuyu bir örnek ile açıklayacak olursak, bu tip taşıma yapan araçların ülkemizde otoban kullanmasına ve gece seyir etmelerine izin verilmemekte, trafiğin en yoğun olduğu gündüz saatlerinde toplam uzunluğu 55-60 metreleri bulan araçların trafikte hareket etmeleri istenmektedir. Oysaki Avrupa ülkelerinde yapılan taşımalara baktığımızda bu tip ekipmanları taşıyan araçların sadece geniş otobanlarda ve gece seyir etmelerine izin verilmektedir.

Bunun yanı sıra, taşıma yapabilmek için Karayolları Genel Müdürlüğünden alınan özel yük taşıma izin belgelerine sadece tek seferlik izinler verilmekte, bu da her taşıma için ayrı ayrı izin alınmasına ve dolaylı olarak bu maliyetlerin yatırımcılara yansımasına sebep vermektedir. Yine Avrupa’daki örneklerden yola çıkacak olursak, bu tip araçlar yıllık bazda izin alarak taşıma maliyetleri aşağıya çekmektedir.

3. Proje Sahasındaki Vinç HizmetleriRES projeleri ile ilgili bir diğer önemli konu ise, gerek gemi tahliyesi, gerekse proje sahasında montaj esnasında kullanılacak vinçlerdir. Daha önce de belirttiğimiz şekilde, 3-4 sene önceki türbinlerin nacelle ağırlıkları 25-30 ton civarında iken, günümüzdeki türbinlere ait nacelle ağırlıkları 125 tonlara kadar çıkmaktadır. Bu da kurulumda daha önce kullanılan düşük kapasiteli mobil vinçlerin yerine min. 400-500 ton kapasitede paletli kafes bomlu vinçlerin kullanılması zorunluluğunu getirmiştir.

Ülkemizde vinç hizmeti veren firmalar bu durumu göz önünde bulundurarak, belirtilen tipte vinç yatırımlarına gitmiş ve makina parkurlarını genişletmişlerdir. Ancak nakliye ekipmanlarında yaşanacağını düşündüğümüz sıkıntıların, vinç hizmetlerinde de yaşanacağı kanaatindeyiz. Kısaca yaşanacağını tahmin etti-ğimiz bu sıkıntılardan bahsedecek olursak; aynı anda birden fazla projenin başlaması durumunda mevcut vinçler projelerde kullanılıyor olacağından, yeni başlayacak olan proje beklemek durumunda kalacak ya da yatırımcı firmalar yurtdışından kiralama sistemine giderek yüksek maliyetlere katlanmak durumunda kalacaktır. Bu nedenle henüz sonuçlanmamış olan lisans baş-vurularının ivedilikle onaylanması, RES yatırımcılarının proje başlangıç ta-rihlerini tespit etmeleri ve bu doğrultuda gerek lojistik firmaları gerekse vinç hizmeti verecek olan firmalar ile sözleşmelerini yap-maları gerekmektedir.

Yatırımcılardan alınan proje başlangıç tarihlerine istinaden, lojistik ve vinç firmaları mevcut ekipmanlarını kontrol edip, eksik kalacakları noktalarda yeni yatırımlara giderek sıkıntı yaşanmaması için gerekli tedbirleri almalıdır. Kısaca yukarıda bahsettiğimiz konu başlıklarını toparlayacak olursak, yenilenebilir enerji yatırımlarında, enerji lojistiğinin önemini de göz ardı etmemek gerekmektedir. Ülkemizin gelecekteki enerji ihtiyacı göz önünde bulundurularak, bu enerji sektöründe yatırımlar teşviklenmiş ve birçok proje için çalışmalar başlamıştır. Ancak bu projelerin hayata geçmesinde önemli rolü olan enerji lojistiğinde, ne yazık ki bu tip teşvik ve destekler sağlanamamıştır. Bu da lojistik sektöründeki firmaların yatırımlarını olumsuz yönde etkilemektedir. Oysaki yatırımcı firmaların hiç hesaba katmadıkları, enerji lojistiğindeki ekipman eksikliği nedeni ile projelerin hayata geçiş sürelerinde ciddi gecikmekler yaşanacağı aşikardır. Bu da projelerin geri dönüş sürelerini istemeden de olsa uzatacaktır. Bu sebeple enerji lojistiğinde hizmet veren firmaların da yatırımcı firmalar statüsünde değerlendirilerek, teşvik ve desteklerden faydalanmaları sağlanmalıdır. Kısacası Türkiye’nin enerji politikalarının içinde “Enerji Lojistiği”ne de yer verilmesi ve buna göre her türlü desteğin aynı paralelde devam etmesi gerektiği düşüncesindeyiz.

SummaryIf we review the Energy Status in our Country, especially from the perspective of Windfarm projects, the following picture is revealed: The target, which Turkey set for itself, is to increase the wind energy capacity that is presently at 800 MW to the level 20.000 MW by the year 2023. Wind power potential of Turkey, which has a total power production of 42.000 MW, constitutes an attractive field of investment for entrepreneurs with its 88.000 MW technical potential and 40.000 MW of economical availability. As we all know, 78.000 MW license applications were made in November 2007. If we assume that only 20% of the subject matter 78.000 MW license applications have been approved and that 3 MW turbines are used


228

in each project, we will see that 5.200 turbines will be transported from ports and supplier firms in the country to the project sites. If we assume that a single turbine requires 8 special type vehicles on the average, then we would be considering the mobilization of 41.600 vehicles.

The other question we have to ask is how ready are the logistics firms in Turkey for the subject matter projects???

We can group the logistic process under the following headings: 1. Port services2. Transportation operations between the Port and Project Site3. Crane services at the Project Site

1. Port ServicesWhen we look at the wind potential of Turkey as well as the applications made, we will see that the project sites are mainly located in the Marmara and Aegean regions. If we assume that in one lot, 6 complete sets of turbines arrive at the port, it becomes evident that a stocking area in the size of 6.000-6.500 m2 would be necessary.

In case there are more than one project in the same area and the shipment dates overlap, there would be serious difficulties with regard to the handling and stocking sites.

2. Transportation Operations Between the Port and Project SiteAlthough we have 2.500 logistic companies in our country, the number of the ones that can realize the transportation of the equipment belonging to the renewable energy projects is very limited.

In this crisis period, which we have been going through, when the high investment costs are taken into consideration it becomes evident how difficult it would be for the logistics firms to raise the necessary funds and find suitable financing sources. The investments pertaining to the energy logistics must be evaluated separately by financing institutions so that flexible and reasonably priced credit opportunities can be created. Furthermore, it would be appropriate for the firms in the energy logistics business to be supported by means of various government support schemes.

The subject matter logistics investments would require special

manufacturing vehicles as well as personnel to be able to transport

pieces of high tonnage and length. When the energy generation

capacity of the turbines was only 1 MW just 3-4 years ago, the

associated components and parts, in terms of their size and weight,

were suitable for transportation by means of available vehicles. If

we give an example, the blade size of the turbines manufactured in

the recent years were approximately 25 meters making it possible

to transport 3 of them on a trailer. However, currently the blade

length of 3 MW turbines goes up to 50 meters necessitating the

logistics companies to invest in the equipment that can be used in

transporting the parts belonging to these new generation turbines.

Another subject that must be considered is the deficiencies in the Law on Highway Transportation with regard to the foregoing

types of transportation. The mobility of the equipment belonging to the energy logistics and especially to the windfarm projects, on highways, is relatively a very new concept for our country. If we attempt to shed some light on the subject by means of an example, it can be said that the vehicles that are involved in this type of transportation are not permitted to use the express highways or to cruise at night and as such these vehicles with lengths up to 55-60 meters are expected to transport the equipment during the day during heavy traffic. However, when we look at Europe, we see that the same type of vehicles is allowed to use wide express highways and cruise during the night. On the other hand, on the special load transportation permits that are obtained from the General Directorate of Highways, only one time authorizations are granted, leading to a cumbersome process of obtaining a separate permit for such transportation. This consequently is reflected to the investors as increased costs.

3. Crane Services at The Project SiteAnother important issue with regard to the windfarm projects is the cranes that will be used both during the unloading of the vessels and assembly at the project site.

As we have mentioned before, the nacelle weights of the turbines that were being produced 3-4 years ago were around 25-30 tons. However, presently, the weights of the subject matter turbines can go up to 125 tons. This has led to the necessity to use minimum 400-500 ton capacity, crawler cranes in place of the lower capacity ones that were previously used in this type of installations.

In consideration of the difficulties that may be experienced; if and when more than one project is commenced, it can be said that the newcomers will be required to wait as the available cranes will already be in use for other projects. Or alternatively, the investors will choose to hire the cranes from other countries out of Turkey, bearing the resultant high costs.

For the foregoing reasons, it is urgently necessary to approve the license applications that have not been finalized yet, while the Windfarm Project investors determine the project commencement dates and in line with these dates execute the related contracts both with the logistics companies and the companies that will be providing crane services. In summarizing the headings explained above; the importance of the energy logistics in renewable energy investments must not be neglected. However, the necessary type of incentives and backings has not been provided in the type of energy logistics that would make the subject matter projects viable. This situation effects the investments of the companies in logistics sector negatively.

Although it has not been taken into consideration by the investor companies, it is quite evident that delays in the realization of the projects will be experienced due to the deficiencies in equipment of energy logistics companies.

For the reasons indicated above, the companies in the energy logistics sector must also be evaluated in the status of the investor firms and the necessary incentives and backing must also be made available to them.


229

K

WHERE DOES “WASTE-TO-ENERGY” BUSINESS STAND WITHIN ENERGY AND RENEWABLE ENERGY MARKET?

TURKEY – CASE STUDY

Osman TÜRKMENDESAT&TÜRKMEN Energy

AbstractThe sources of the World is not infinite. Oil, coal, natural gas and other fossil fuels are vanishing rapidly, found rarely and those contribute to the global warming which is a real issue that cannot be swept under the carpet. Renewable energy is a must that cannot be missed. Mechanisms within Kyoto Protocol encourages the wide usage of renewables. Within these, waste is a brilliant and zero-cost resource to generate energy and biofuels. Turkey can generate almost 40% of the total electricity consumption and 57% of diesel consumption out of MSW, IW and HW.

Where Are We at Energy Market in The World?On current trends, energy related emissions of carbon-dioxide (CO2) and other greenhouse gases will rise inexorably, pushing up a average global temperature by as much as 6˚C in the long term.

The energy sector will have to play the central role in curbing emissions – through major improvements in efficiency and rapid switching to renewable and other low-carbon technologies, such as carbon capture and storage (CCS).

World primary energy demand grows by 1.6% per year on average in 2006 – 2030 from 11,730 Mtoe (million tones oil equivalent) to just over 17,010 Mtoe – an increase of 45%.

Fossil fuels account for 80% of the World’s primary energy mix in 2030 – down slightly on today. Oil remains the dominant fuel, though demand for coal rises more than demand for any other fuel.

Collectively, non-OECD countries account for 87% of the increase. As a result, their share of World primary energy demand rises from 51% to 62%.

Global primary demand for oil (excluding biofuels) rises by 1% per year on average, from 85 million barrels per day (mbpd) in 2007 to 106 mbpd in 2030.

Global demand for natural gas grows more quickly, by 1.8% per year, its share in total energy demand rising marginally, to 22%. Most of the growth in gas use comes from the power generation sector.

World demand for coal advances by 2% a year on average, its share in global energy demand climbing from 26% in 2006 to 29% in 2030. Some 85% of the increase in global coal consumption comes from the power sector in China and India.

The share of nuclear power in primary energy demand edges down from 6% today to 5% in 2030 (its share of electricity output drops from 15% to 10%), reflecting the consistency of our rule not to participate changes in national policies. Nuclear output nonetheless increases in absolute terms in all major regions except OECD Europe.

Modern renewable technologies grow most rapidly, overtaking gas to become the second-largest source of electricity, behind coal, soon after 2010. Excluding biomass, non-hydro renewable energy sources – wind, solar, geothermal, tide and wave energy – together grow faster than any other source worldwide, at an average rate of 7.2% per year over the projection period. Most of the increase occurs in the power sector. The share of non-hydro renewables in total power generation grows from 1% in 2006 to 4% in 2030. Hydropower output increases, though its share of electricity drops 2 percentage points to 14%. In the OECD, the increase in renewables-based power generation exceeds that in fossil-based and nuclear power generation combined.

The reference scenario projections call for cumulative investment of over $26 trillion (in year-2007 dollars) in 2007-2030, over $4 trillion more than that foreseen in 2007. The power sector accounts for $13.6 trillion, or 52% of the total.

The current financial crisis is not expected to affect long-term investment, but could lead to delays in bringing current projects to completion, particularly in the power sector.

Saudi Arabia remains the World’s largest producer throughout the projection period, its output climbing from 10.2 mbpd in 2007 to 15.6 mbpd in 2030.

Production of natural gas is also set to become more concentrated in the most resource-rich regions. If investments in these countries falter, lower gas supply could lead to greater reliance on coal and higher CO2 emissions.

Estimates of remaining proven reserves of oil and NGLs (natural gas liquids) is enough to supply the World with oil for over 40 years at current rates of consumption.

Global energy related CO2 emissions rise from 28 Gt in 2006 to 41 Gt in 2030 – an increase of 45%. World greenhouse-gas emissions, including non-energy CO2 and all other gases, are projected to grow from 44 Gt CO2-equivalent in 2005 to 60 Gt CO2-equivalent in 2030, an increase of 35% over 2005.


230

BP

IEA considers two climate-policy scenarios corresponding to long-term stabilization of greenhouse-gas concentration at 550 and 450 parts per million (ppm) of CO2 equivalent. The 550 policy scenario equates to an increase in global temperature of approximately 3˚, the 450 policy scenario to a rise of around 2˚C. Carbon capture and storage (CCS) and trade systems are assumed to play an important role in the OECD regions. The carbon price there reaches $90/tonne of CO2 in 2030 in the 550 policy scenario and $180/tonne in the 450 policy scenario.

The 550 policy scenario requires $4.1 trillion more investment in total between 2010 and 2030 and this extra amounts to $17 per person per year on average throughout the World.

The 450 policy scenario needs $2.4 trillion to be invested in low- or zero-carbon power generation capacity and an additional $2.7 trillion invested in more energy-efficient equipment. Together, these costs equal on average 0.55% of annual World GDP. [1]

Where does Renewable Energy Stand for within Energy Market?Renewable energy sources account a big opportunity for low-carbon or zero-carbon power generation. The most common agreement on this matter is Kyoto Protocol. The major feature of the Kyoto Protocol is that it sets binding targets for 37 industrialized countries and the European community for reducing greenhouse gas (GHG) emissions. These amount to an average of five per cent against 1990 levels over the five-year period 2008-2012.

Different mechanisms are envisaged at the Kyoto Protocol to reduce the amount of carbon emissions. Under the Treaty, countries must meet their targets primarily through national measures. However, the Kyoto Protocol offers them an additional means of meeting their targets through mechanisms.

The Kyoto mechanisms, emissions trading (known as “the carbon market”), clean development mechanism (CDM) and joint implementation (JI) help stimulate green investment and help Parties meet their emission targets in a cost-effective way. The carbon market is a key tool for reducing emissions worldwide. It was worth $30 billion in 2006 and is growing. [2]

European Union issues various directives for the renewable energy. The member nations are guided on how to organize the mechanisms to increase the renewable stake in their energy generation on consumption. Directive sets forth the rule that “Member states operate different mechanisms of support for renewable energy sources at the national level, including green certificates, investment aid, tax exemptions or reductions, tax refunds and direct price support schemes. One important means to achieve the aim of the Directive is to guarantee the proper functioning of these mechanisms, until a Community framework is put into operation, in order to maintain investor confidence.”

The term “renewable” often is confusing. Although there is a general concept and understanding, it is best to refer to institutional definitions as it is dictated by the European Union: “renewable energy sources shall mean renewable non-fossil energy sources (wind, solar, geothermal, wave, tidal, hydro-power, biomass, landfill gas, sewage treatment plant gas and biogases)”.

Also “biomass shall mean the biodegradable fraction of products, waste and residues from agriculture (including vegetal and animal substances), forestry and related industries, as well as the biodegradable fraction of industrial and municipal waste”.

Directive also clearly defines “electricity produced from renewable energy sources shall mean electricity produced by plants using only renewable energy sources, as well as the proportion of electricity produced from renewable sources in hybrid plants also using conventional energy sources and including renewable electricity used for filling storage systems, and excluding electricity produced as a result of storage systems.” [3]

Solar, wind and biomass are the most attractive subsectors of alternative energy. The summary view of each technology, ranking it with regards to its growth outlook, addressable market, cost structure, and development is given above. Based on this, it is believed that solar, wind and biomass share the best outlook, as all three are already commercial and benefit from a strong demand.

As for biomass, it is the cheapest source of alternative energy if the waste-disposal savings are taken into consideration, and is cost competitive with coal-fired baseload power.

Renewables have two major disadvantages compared with fossil and nuclear fuels. First, renewables, with the notable exceptions of hydropower and geothermal power, tend to be less reliable sources of energy supply. Second, the cost of producing energy from renewable sources is generally uncompetitive at prevailing input prices and capital costs.

At this point, wind and geothermal are the only renewable technologies for electric generation that can be installed at a cost per unit capacity equal to that of coal, the World’s main source of baseload power. The capital cost of biomass plants, offshore wind farms, and other renewable technologies, with the exception of hydropower, is far higher than the capital cost of coal generation, per megawatt (MW) of generating capacity. The comparison table is given below.

Figure 4. Alternative Energy Sources/Technologies-Qualitative Scores


231

K

Of course, construction cost is only one element of the total cost of electric generation. Efficiency matters: the average wind turbine is expected to operate at only 35% of capacity, versus 85% for a coal plant, so the effective installed cost of wind turbines is much higher than the base cost. Most installations involving renewable technologies are expected to have much shorter plant lives than the 40 years assumed for the average coal or nuclear plant, further increasing the relative capital cost of renewable generation.

Renewable sources, with the notable exception of fuel cells, tend to have far lower costs for routine operation and maintenance than nuclear or fusel-fuel plants. However, some renewable generation involves relatively high fixed maintenance costs due to the need for replacements of components.

The US Department of Energy’s estimate of “levelized” costs over the lifetime of an average plant, which includes some estimates of capital charges, fuel and maintenance costs, and other relevant factors, show renewable generation costing 20% - 367% more per unit of electricity than conventional coal-fired generation as depicted below.

Waste within Biomass as A Multiplier for BenefitAmong the renewable resources, waste has been identified one of the promising energy source. Before the energy, we should examine the consequences on the waste issue.

Waste is an unavoidable phenomenon that increases by time, technology and population. It is applicable for every human being in the World. First of everything, the managers responsible for the waste must dispose it without any concern to make benefit of. There are mainly four generations of waste disposal:� First generation - Landfilling: The oldest way of disposal

distinguishes by wild dumping and organized landfills from each other.

� Second generation - Biogas: Biogas technologies derived from the fact that methane (CH4) shall be extracted from the waste piles in order to prevent explosions.

� Third generation – Composting: Composting requires different methods in order to extract the organic content of the waste in order to be used as fertilizers.

� Fourth generation – Thermal process – Incineration and gasification are the most known methods of disposal.

There are two main considerations in favor of the waste:� Waste is a problem for the society: The objective of EU Directive

1999/31/EC on the landfill waste is to prevent or reduce as far as possible, negative effects on the environment, in particular the pollution of surface water, groundwater, soil and air, and on the global environment, including the greenhouse effect, as well as any resulting risk to human health, from landfilling of waste, during the whole life-cycle of the landfill. Article 5(2) of the directive requires the reduction of biodegradable MSW going to landfills to;- 75% by 16 July 2006- 50% by 16 July 2009 and- 35% by 16 July 2016 calculated on the basis of the total

amount of biodegradable municipal produced in 1995 or the latest year before 1995 for which standardized Eurostat data is available.

The main concerns even at organized (or regular) landfills, not mentioning of the wild dumping that is a catastrophe for the environment, that landfills;

- Produce greenhouse gases (GHG), mainly CO2 and CH4,- Leak black liquor that pollutes ground water,- Produce smell,- Invites birds, pesticides and rodents that carry microbes &

pollutants to the housing areas,- Pollutes the landfill area.

� Waste is a source of energy: Therefore, the Directive 1999/31/EC mandates the member nations to set up a national strategy for the implementation of the reduction of biodegradable waste going to landfills not later than 16 July 2003. The strategies should include measures to achieve the targets by means of particular recycling, composting, biogas production or materials/energy recovery.[5]

What Happens in Waste?Waste and landfills accounted for approximately 23% of total US anthropogenic methane (CH4) emissions in 2007, the second largest contribution of any CH4 source in the US. Additionally,

Given these cost disadvantages, the viability of alternatives to fossil fuels depends entirely on government policies to promote their use. Those are mainly;� Consumption mandates: Many countries, including the US,

mandate consumption of specified amounts of percentages of biofuels (i.e. ethanol) and electricity out of renewable sources.

� Preferential prices: This method of support is used especially in Europe, where “feed-in tariffs” require utilities to purchase energy from renewable sources at guaranteed prices.

� Tax incentives for energy producers: Many jurisdictions provide tax credits, accelerated depreciation, or other benefits to companies that produce energy from specified sources.

� Tax incentives for consumers: In many places, households and businesses can obtain tax credits or deductions for the installation of renewable energy production.

� Greenhouse gas regulations: The EU and some US states have adopted rules intended to limit emission of CO2 and other gases believed to contribute to climate change.[4]

Table 1. Characteristics of New Power Plants Assumed to Have Been Ordered in 2007

Table 2. Estimated Levelized Cost of New Generation Entering Service 2016


232

BP

wastewater treatment and composting of organic waste accounted for approximately 4% and less than 1% of US CH4 emissions, respectively. A summary of greenhouse emissions from waste is presented below.

produced more than 245 million tons of MSW, averaging about 2 kg waste per person per day. 79 million tons of waste got recycled, making a recycle rate of 32.1% which is much higher than the recycle rate of MSW in 1980 (10%). The rest of the MSW is usually either combusted with energy recovery or disposed by landfilling. [7]

Turkey - Case StudyAccording to the results of the 2003 Municipal Waste Statistics Survey in Turkey, MSW was collected in 3,011 municipalities out of 3,215 each. In the 3,011 municipalities receiving solid waste services, 12.8 million tons in summer, 13.3 million tons in winter and as a total 26.1 million tons of solid waste were collected in 2003 throughout Turkey.

Daily amount of solid waste per capita is calculated as 1.37 kg/capita-day in summer, 1.38 kg/capita-day in winter and 1.38 kg/capita-day for annual average.

Disposal methods of the municipal waste are as follows:� 45% (11.8 million tons) were disposed off in municipality

dumps,� 29% (7.4 million tons) were disposed off in controlled landfill

sites,� 15% (3.9 million tons) were disposed off in metropolitan

municipality dumps,� 2% (597 thousand tons) were buried,� 1% (259 thousand tons) were burned in open areas,� 1% (326 thousand tons) were disposed of in composting plant,

and� 0.9% (228 thousand tons) were dumped into the rivers.

For the industrial and Hazardous Waste (HW) statistics, three different surveys have been applied annually in the scope of the industry:� Manufacturing industry waste statistics: Approximately 3,000

establishments having more than 25 employees and representing 88.33% of total production and 75.60% of total employment have been covered in the survey that has been performed since 1992.

� Thermal power plants waste statistics: Data of all of the 16 thermal power plants and thermal power plants operated by private sector are investigated annually since 1992 in cooperation with Turkish Electricity Generation Cooperation.

� Mining establishments waste statistics: All of the mining establishments are covered in the survey that has been performed annually since 1994.

And data on water, wastewater, waste and environmental employment and expenditures are collected.It was stated that, 57% of the total amount of solid waste generated was disposed off. This amounts to 9.7 million tons and distributed as:� 12.83% of this amount disposed to municipal dumps,� 21.94% of this amount was stored in the area of the

establishments,� 28.44 % was disposed to sea, river and lake,� 6.78% was used as filling materials,� 3.13% was controlled land filled,� 0.27% was incinerated,� 26.6% was disposed off by other methods.

Overall in 2007, waste activities generated emissions of 165.6 TgCO2 Equivalent (or 165.6 million tons of CO2 equivalent), or just over 2% of total US GHG emissions.

After being placed in a landfill, waste (such as paper, food, and yarn trimmings) is initially decomposed by aerobic bacteria. After the oxygen has been depleted, the remaining waste is available for consumption by anaerobic bacteria, which break down organic matter into substances such as cellulose, amino acids, and sugars. These substances are further broken down through fermentation into gases and short-chain organic compounds that form the substrates for the growth of methanogenic bacteria. These CH4-producing bacteria convert the fermentation products into stabilized organic materials and biogas consisting of approximately 50% CO2 and 50% CH4 by volume. Significant CH4 production typically begins one or two years after waste disposal in a landfill and continues for 10 to 60 years or longer. [6]

Recycling of municipal solid waste (MSW) offers various significant benefits. It prevents the emission of many GHG and water pollutants, saves energy, supplies valuable raw materials to industry, creates jobs, stimulates the development of greener technologies, conserves resources of the World, and reduces the need for new landfills and combustors. With the rising global warming threat, MSW recycling, reducing GHG emissions, will gain even further importance. The recycle rate of different types of MSW varies widely. The recycle rate of auto batteries is very close to 100%, whereas recycling of glass containers is not a common practice with a recycle rate of 25.3%.

Recycling is one of the most common ways to divert MSW from the waste stream. In 2005, US residents, businesses, and institutions

Table 3. Emissions from Waste (Tg CO2 Eq.)

Table 4. Emissions from Waste (Gg)

Chart 1. MSW Recycle Rates in US (1960-2005)


233

K

Data on hazardous waste is available for the year 2000. According to the results of the 2000 Manufacturing Industry Waste Survey, 1.308 million ton/year hazardous waste was generated from manufacturing industry. 10.84% of total amount was recycled in the establishment field. 26.25% was sold and donated and 62.91% of it was disposed off. [8, 9]

If we look at the energy supply-demand projections of Turkey, following are observed:

� Case I-A (base demand – Scenario 1) The power plants of existing system, 4,319 MW under

construction, 12,818 MW granted by licence and expected to be in service on proposed date according to Scenario 1 will not cover the base energy demand according to project generation and firm generation starting from the years 2014 and 2009 respectively.

� Case I-B (base demand – Scenario 2) The power plants of existing system, 4,319 MW under


� Case II-A (low demand – Scenario 1) The power plants of existing system, 4,319 MW under

construction, 12,818 MW granted by licence and expected to be in service on proposed date according to Scenario 1 will not cover the low energy demand according to project generation and firm generation starting from the years 2015 and 2010 respectively.

� Case II-B (low demand – Scenario 2) The power plants of existing system, 4,319 MW under


In conclusion;� With addition of 17,136 MW new installed capacity composed of

4,319 MW under construction and 12,818 MW granted licence (Scenario 1) to the existing power system as end of year 2007, it is calculated that the expected electricity demands according to project generation and firm (guaranteed) generation capacity will not be covered as from the years of 2014 and 2009 recpectively.

� With addition of 12,937 MW new installed capacity composed of 4,319 MW under construction and 8,599 MW granted licence (Scenario 2) to the existing power system as end of year 2007, it is calculated that the expected electricity demands according to project generation and firm (guaranteed) generation capacity will not be covered as from the years of 2013 and 2009 recpectively. [10]

What can “Waste-to-Energy” Bring to Turkey?It is very much evident that Turkey will face an energy crisis soon.

The waste characterization in Turkey reveals that the average calorific value (CV) of the MSW is approximately 2,000 Kcal/kg.

The potential of energy generation out of MSW is 59,300,000,000 kWh which is almost 1/3 of the total electricity consumption of Turkey at 2007 which was 189,500,000,000 kWh.

The waste characterization in Turkey reveals that the average calorific value (CV) of the HW is approximately 6,000 Kcal/kg. The potential of energy generation out of HW is 15,700,000,000 kWh which is almost 1/12 of the total electricity consumption of Turkey at 2007.

As a total and disregarding the industrial waste (sludge etc.), the energy potential of MSW and HW is 75,000,000,000 kWh which is almost 40% of the total electricity consumption of Turkey at 2007.

The fourth generation waste disposal technologies employs very efficient ways to generate electricity as well as biofuels as a by-product in a very environmental friendly manner. For example gasification, by way of IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle) proves to generate electricity out of steam and gas, or electricity and ethanol and LNG. For example, with the proven formula of “1 ton MSW can generate 175 liters of biodisel”; a combination of electricty and 5,600,000 tons of biodiesel can be produced. This diesel amount is 57% of Turkish diesel consumption in 2004 which is 9,886,144 tons. [11]

Additional advantages stimulated by the low-carbon mechanisms quoted above (i.e. carbon credits, tax credits) must be added on top of above advantages.

By way of utilizing waste-to-energy business, Turkey can get rid of waste mountains and generate electricity and biofuels. Both account very much in favor of the climate change and energy demand for a desirable and clean World.

References[1] International Energy Agency, World Energy Outlook, Executive

Summary, 2008.[2] Kyoto Protocol to the United Nations Framework Convention

on Climate Change, United Nations, 1998 (http://unfccc.int/kyoto_protocol/items/2830.php)

[3] Directive 2001/77/EC of the European Parliament and of the Council of 27 September 2001 on the promotion of electricity produced from renewable energy sources in the internal electricity market, 2001.

[4] JP Morgan Securities Inc, Alternative Energy Strategy, 15 May 2008.

[5] Directive 1999/31/EC of the European Parliament and of the Council of 16 July 1999 on the Landfill of Waste, 1999.

[6] US Environmental Protection Agency, Inventory of US Greenhouse Gas Emissions and Sinks: 1990-2007

[7] Raymond James Investment Banking – Türkiye, Information Memorandum for Environmental Technologies, July 2007

[8] Turkish Ministry of Forest and Environment, Municipal Waste Statistics Survey, 2003.

[9] İzaydaş (İzmit City Municipal, Hazardous And Clinical Waste Incineration Plant) Feasibility Study, December 2005.

[10] Turkish Ministry of Energy, Turkish Electricity Transmission Corp., Turkish Electrical Energy 10-Year Generation Capacity Projection (2008-2017)

[11] Turkish Energy Market Regulation Agency (EMRA), http://www.epdk.gov.tr/lisans/petrolbilgisistemi/tupras/ek4.htm


234

BP

HİDROELEKTRİK SANTRALLER İÇİN SAATLİK ELEKTRİK ÜRETİM TAHMİN MODELİ

Ozan KORKMAZAPLUS Enerji

Mehmet KÜÇÜKBEYCANAPLUS Enerji

Ahmet Cihat TOKERAPLUS Enerji

Derya ALYAMAÇAPLUS Enerji

ÖzetDengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği ile birlikte elektrik ticareti saatlik periyotlarla yapılmakta ve her saat için marjinal fiyatlar belirlenmektedir. Piyasa katılımcılarının her saat için üretim programı verme ve bu programa uyma yükümlülükleri bulunmaktadır. Bu durumda piyasa katılımcılarının bir sonraki günün üretim miktarını saatlik olarak önceden tahmin etmeleri gerekmektedir. Bu çalışmada nehir tipi hidroelektrik santraller için saatlik üretim tahmin modeli önerilmektedir. Nehir akımlarında döngüsel ve mevsimsel hareketler ile doğrusal olmayan stokastik ilişkiler mevcuttur. Mevsimsel ve döngüsel hareketler, Hızlı Fourier Dönüşümü ile, stokastik ilişki ise Geriye Yayılımlı-İleri Beslemeli Yapay Sinir Ağı kullanılarak belirlenmektedir.

1. GirişHidroelektrik santrallerde elektrik üretim verimini artırmak için, belirlenen zamanda rezervuara gelen akımın tahmini gereklidir. Nehir akış tahminleri yapılmasının hidroelektrik santraller için başlıca avantajları şunlardır:� Rezervuar girdilerinin ön bilgisi sayesinde, santraller daha büyük

düşü ile daha uzun süre işletilebilir.� Elektrik fiyatlarının yüksek olduğu zamanlarda daha çok elektrik

üretilebilir.� 1 Aralık 2009 sonrası PMUM’da dengesizlik maliyetleri

azaltılabilir. 1 Aralık 2009 tarihinde yürürlüğe giren nihai Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği ile birlikte elektrik ticareti saatlik periyotlarla yapılmakta ve her saat için sistem marjinal fiyatları belirlenmektedir. Piyasa katılımcılarının Gün Öncesi Planlama (GÖP) olarak adlandırılan piyasada, bir sonraki günün her saati için üretim programı verme ve bu programa uyma yükümlülükleri bulunmaktadır. Bu durumda, piyasa katılımcılarının bir sonraki günde üretecekleri elektrik miktarını saatlik olarak önceden tahmin etmeleri gerekmektedir. GÖP’e verilen tahminlere göre gün öncesinden tüm sistemin dengelenmesi yapılmaktadır. Tahminlerdeki hatalar sistemin gerçek zamanda dengesizliğe düşmesine sebep olmaktadır. Sistemin dengesizliğe düşmesi durumunda oluşan maliyetler dengesizliğe sebep olan taraf tarafından karşılanmaktadır. Sistem dengesizlik maliyetlerini en aza indirmek için saatlik talep tahminlerindeki hata payının çok düşük olması gerekliliği ortaya çıkmaktadır. Nehir tipi hidroelektrik ve rüzgar santralleri için bu tahminleri yüksek bir doğruluk payı ile yapabilmek için kompleks bir tahmin modeline ihtiyaç duyulabilmektedir.

Şekil 1’deki örnekten görülebileceği üzere talebin tahmin edilenden düşük veya yüksek gerçekleşmesi durumlarında elektriğin birim

satış fiyatı azabilmektedir. Bu örnekteki GÖP ve DGP fiyatları için 1 Aralık 2009 günü saat 07:00 ve 21:00 için gerçekleşen fiyatlar kullanılmıştır.

Miktar Fiyat AçıklamakWh TL/MWh

Üretim Tahmini 1000PMUM'a Yapılan Satış 1000 110.00 GÖP Fiyatı

110.00

Gerçekleşme 1100Gün Öncesi PMUM Anlaşma Miktarı 1000 110.00 GÖP FiyatıPMUM'a Ekstra Teslim Edilen Miktar 100 70.00 DGP Fiyatı

106.36 %3.3 azalma

Tüketim Tahmini 1000PMUM'dan Tedarik Edilecek Miktar 1000 80.00 GÖP Fiyatı

80.00

Gerçekleşme 900Gün Öncesi PMUM Anlaşma Miktarı 1000 80.00 GÖP FiyatıPMUM'a Teslim Edilemeyen Miktar -100 174.16 DGP Fiyatı

69.54 %13.1 azalma

DGP 1 Aralık

2009 21:00Gerçekleşen Birim Elektrik Satış Fiyatı

GÖP 1 Aralık

Gün Öncesi Birim Elektrik Satış Fiyatı

DGP 1 Aralık

2009 07:00Gerçekleşen Birim Elektrik Satış Fiyatı

GÖP 1 Aralık

Gün Öncesi Birim Elektrik Satış Fiyatı

Örnek olarak verilen yukarıdaki durumda, üretim tesisinin belirtilen saatler için üretim tahmininin 1000 kWh olacağının gün öncesinden öngörüldüğü ve bu miktarın PMUM’da satılacağı varsayılmıştır. Yukarıdaki tablo, gerçek zamanlı üretimde % 10’luk bir tahmin hatasının elektrik birim satış fiyatı üzerindeki etkisini göstermektedir. 1 Aralık 2009 saat 07:00’de ve 21:00’de % 10’luk hatalı tahmin nedeniyle birim elektrik satış fiyatı sırasıyla % 3.3 ve % 13.1 azalmıştır. Buna göre talep tahmini, üretim tesisinden en yüksek geliri kazanma noktasında öne çıkmaktadır.

Bu çalışmada, nehir tipi hidroelektrik santraller için saatlik üretim tahmin modeli önerilmektedir. Önerilen model sinyal işleme ve yapay sinir ağları algoritmalarını kullanan hibrit bir modeldir.

2. Tahmin ModeliHidroelektrik santrallerin elektrik üretiminde kullandıkları nehir akımlarında döngüsel ve mevsimsel hareketler ile doğrusal olmayan stokastik ilişkiler mevcuttur. Önerilen modelde öncelikle nehir akımları verisinin içindeki döngüsel ve mevsimsel hareketler, Fourier Dönüşümü kullanılarak belirlenmiştir.

Döngüsel ve mevsimsel hareketlerin veriden çıkarılmasıyla nehir akımının içindeki doğrusal olmayan stokastik seri ortaya çıkarılmıştır. Bu doğrusal olmayan ilişkinin modellenmesi için Geriye Yayılımlı-İleri Beslemeli Yapay Sinir Ağı kullanılmıştır. Yapay sinir ağı modelinin sonuçları ile döngüsel ve mevsimsel bileşenlerin toplanması sonucunda akım serisi tahmin modeli oluşturulmuştur.

Şekil 1. Piyasa koşullarına bağlı elektrik satış gelir senaryoları.


235

K

2.1. Mevsimsel ve Döngüsel Bileşenlerin BelirlenmesiGenellikle zaman serisi analizi gerektiren durumların dört farklı bileşeni olduğu varsayılır; � Mevsimsel bileşen (St), � Trend bileşeni (Tt), � Döngüsel/periyodik bileşen (Ct),� Rastgele, hata veya düzensizlik bileşeni (It).

Bu bileşenler iki temel toplama veya çarpım modelleri birleştirilir [1].

Mevsimsellik, zaman serisinin belirli dönemlerinde gözlemlenen benzer eğilimleridir ve otokorelasyon ile ölçütlendirilir. Eğer ölçüm hataları küçükse, mevsimsellik serinin her elementinde kendini tekrarlayan bir model olarak kendini gösterir. Seride periyodik salınımlar şeklinde görülen mevsimsellik etkisi, trigonometrik sinüs ve kosinüs’lü terimlere karşılık gelen parametre kümesi ile açıklanır [1].

Bu tarz kendisini tekrarlayan verilerde trigonometrik fonksiyonların kullanılması, özellikle sinüs ve kosinüs fonksiyonlarının temel fonksiyonlar olarak yer alması polinom tipi fonksiyonlardan daha uygun olur. Fonksiyonu sinüs ve kosinüs’ün lineer bir kombinasyonu şeklinde ifade etmek, fonksiyonun çeşitli frekanslara ayrılmasını sağlar. Ayrıca trigonometri temelli fonksiyonun katsayıları hangi frekansın bulunduğunu ve ne kadar ağırlıkta olduğunu gösterir[2].

Akarsu akımlarının düzenli bir eğilim gösterebilmesi için meydana gelebilecek buharlaşma, terleme, sızma olaylarının olmaması veya homojen bir düzen göstermesi gerekmektedir. Pratikte ise böyle bir durum söz konusu değildir. Ayrıca, yıllar içerisinde havzada meydana gelen bitki örtüsündeki değişim ya da nüfusta meydana gelen değişimler akarsuyun rejimini etkilemektedir. Öte yandan yeryüzünde meydana gelen sıcaklık değişimleri ile mevsimsel değişimlerde akarsu akımlarının düzenini bozan etmenlerdir [3].

Çok sayıda hidrolojik veri (yağış, debi, buharlaşma gibi) ortalama veya standart sapma gibi temel istatistiksel parametrelerinde periyodik (mevsimsel) özellikleri yansıtırlar. Bu özellikler bir yıllık dönem içinde oluşan düzenli hareketlerdir ve her yıl gerçekleşir. Gözlem serilerindeki bu periyodik bileşenler, Fourier dönüşümleri yaklaşımı kullanılarak araştırılabilir. Fourier dönüşümleri sürekli periyodik olmayan zaman alanı fonksiyonunu frekans alanı fonksiyonuna dönüştüren bir işlemdir.

Fourier dönüşümü gibi spektral sinyal isleme yöntemlerinin arkasında yatan en önemli sezgi, sinyalin içindeki saf rastlantısal unsurların tüm frekanslara eşit şekilde dağılacağı, tam anlamıyla belirlenebilir (deterministik) olan periyodik unsurların ise tek bir frekansta kendilerini göstereceğidir. Dolayısıyla herhangi bir zaman serisinin frekans analizi yapıldığı zaman tespit edilecek yüksek tepeler zaman serisindeki periyodik hareketlere işaret edecektir.

Zaman serilerinin frekans analizi, serinin Fourier değişiminin alınması vasıtasıyla asıl seriyi tam anlamıyla tanımlayan, ancak tanım olarak zaman serisi değil frekans serisi olan bir baksa seri elde etmekten ibarettir. Genellikle frekans serisi zaman serisinin içeriğindeki kullanılabilir bilgiyi, örnek olarak periyodikliği, daha kompakt bir şekilde tanımlamaktadır. Örnek vermek gerekirse:

fs frekansında bir periyodik sinyalin Tö zaman aralığıyla örneklenmesinden oluşan x[n] zaman serisine karşılık gelen X[k] frekans serisinin sadece iki elemanı A/2 değerine sahipken, diğer elemanları 0 olacaktır. Bunun yanında A/2 değerine sahip olan elemanlarının indeksleri, yani k değerleri, sf ile birebir bağlantılı olacaktır. Dolayısıyla herhangi bir zaman serisinin frekans serisinde diğer değerlere göre çok yüksek olan tepelere karşılık gelen k değerlerinden orijinal zaman serisindeki periyodik öğelerin frekansları belirlenebilir. Frekans serilerinin elde edilmesi için çeşitli değişik disiplinlerde kullanılan en hızlı ve en hassas yöntem Hızlı Fourier Dönüşümü (HDF) yöntemidir.

HDF’nin zaman serilerindeki periyodik öğelerinin bulunmasında kullanılırken dikkat edilmesi gereken husus, uygulanması gereken pencereleme tekniğinin iyi seçilmesidir. Frekans analizi ancak kullanılan zaman serisinin uzunluğu sonsuz olduğu zaman tam anlamıyla eşdeğer bir seri üretebilir. Bu elbette pratik koşullarda mümkün değildir, dolayısıyla periyodikliğin tespit edilebilmesi için olabildiğince uzun zaman serileri kullanılmalıdır. N uzunluğundaki bir zaman serisi, sonsuz uzunluktaki orijinal periyodik zaman serisinin yine N uzunluğunda dikdörtgen bir pencere ile çarpılmasına eş değerdir. Dikdörtgen bir pencere kullanmak, yani sınırlı uzunluktaki seriyi değiştirmeden kullanmak yerine, orijinal veri, uç kısımları daha yumuşak bir şekilde azalan başka bir pencere fonksiyonu ile çarpıldıktan sonra HFD analizine sokulur. Bu seçimde önemli bir denge söz konusudur. Buna göre, birbirine yakin iki periyodik sinyali ayırmaya yönelik pencereler daha çok gurultu sokarak periyodik sinyale karşılık gelen tepelerin rastlantısal öğelere karşılık gelen frekans dizisi arasında kaybolmasına neden olmaktadır. Diğer yandan, periyodik sinyali rastlantısal sinyalden ayırmaya uygun pencereler ise birbirine yakin iki periyodik sinyali birbirinden ayıramamaktadır. Hidrolojik zaman serilerindeki periyodik öğelerin birbirinden farklı frekanslara karşılık gelmesi nedeniyle ikinci tur bir pencereleme yöntemi kullanılmıştır. Buna göre aylık periyottaki uzun süreli hidrolojik verilerin Blackman-Nutall penceresiyle çarpıldıktan sonra HFD’leri alınmıştır. HFD’nin büyüklük serisine bakılarak tepe yapan indeksler bulunmuştur. Bu indekslere karşılık gelen HFD serisi değerleri sabit tutularak geriye kalan HFD serisi elemanları sıfırlanmıştır. Bu operasyon serideki rastlantısal öğelerin ayıklanmasını sağlamaktadır. Rastlantısal öğelerden ayıklanmış olan HFD serisine ters dönüşüm işlemi uygulanarak zaman serisinin periyodik deterministik kısmı elde edilmiştir. Böylece serinin içerisindeki mevsimsel ve döngüsel bileşenlerin toplamı ortaya çıkarılmıştır.

2.2.Yağış - Akım İlişkisinin Kurulması ve Saatlik TahminlerAkım verisinin içindeki deterministik bileşenin, akım verisinden çıkarılmasıyla hata serisi elde edilmiştir. Bu seri, stokastik olaylar tarafından belirlenen bir seri olduğundan doğrusal olmayan yöntemlerle modellenmelidir. Anlık yağış miktarı ile hata serisi arasında korelasyon bulunması sebebiyle yağış-akım ilişkisi, yapay sinir ağları yöntemi ile modellenmiştir.

Yapay sinir ağları, girdi ve çıktı arasında doğrusal olmayan bağlantıları anlayabilecek esnek bir matematiksel yapıdır. Bir yapay sinir ağı, nöron, birim, hücre veya nod olarak adlandırılan işlem elementlerinden oluşur. Her birim diğer birimlere direk

]n

Tf2cos[A]n[x

ö

sπ⋅= (1)


236

BP

bağlantılarla bağlıdır. Her bir birim kendisine ait verilere göre oluşturulmuş ağırlık faktörü ile sonuca ulaşır [4].

Bu çalışmada, saatlik akıma bağlı elektrik üretim tahmini yapılabilmesi için geriye yayılımlı-ileri beslemeli yapay sinir ağı ve yöntemi kullanılmıştır. Yapay sinir ağları, girdilere karşılık çıktılar üreten bir kara kutu olarak ele alınabilir. Yapay sinir ağları, kendisine verilen örnekler üzerinde kendini eğiterek bir çözüm sistemi geliştirmektedir. İleriye beslemeli geriye yayılmalı yapay sinir ağları yönteminde girdi, gizli ve çıktı birimleri olmak üzere üç farklı katman bulunmaktadır. Her katman birçok nörondan oluşmakta olup katmanlar aralarında bağlantı kuvvetleri ile bağlanmaktadırlar. Önerilen yöntem iki etaptan oluşmaktadır. Birincisi, çıktı katmanındaki çıktı bilgi sinyalini hesaplamak için girdi hücrelerindeki dış girdi bilgisini ileten bir ileriye doğru besleme etabıdır. İkincisi ise, çıktı katmanında hesaplanan ve gözlenen bilgi sinyalleri arasındaki farklara dayanarak bağlantı kuvvetleri üzerinde değişikliklerin yapıldığı bir geriye doğru ilerleme etabıdır [5]. Bir eğitim sürecinin başında, bağlantı kuvvetleri rastgele değerler olarak atanmaktadırlar. Öğrenme algoritması her iterasyonda eğitim başarı ile tamamlanana kadar kuvveti değiştirmektedir.

Yapay sinir ağları gibi kara kutu modellerinde havzanın yağışı akışa dönüştürmesi sürecinin ayrıntılarına girilmemektedir. Bu tip modellerde havzaya yağışı akışa çeviren kapalı bir kutu gözüyle bakılır. Sistemin dönüşüm fonksiyonunun o havzada gözlenmiş olan yağış ve akış kayıtlarına dayanarak belirlenmesine çalışılır. Girdi katmanındaki hücre sayısı tespit edilirken yağış ve akım veri çiftlerinin çapraz korelasyon katsayıları dikkate alınmıştır. Yağış-akış veri çiftlerinin çapraz korelasyon ve akım serisinin otokorelasyon değerleri göz önünde bulundurularak, en yüksek çapraz korelasyon katsayısı hesaplanmıştır. İleri beslemeli geriye yayınım (İBGY) sinir ağı metoduyla farklı girdi ve gizli katman hücre sayıları kullanılarak elde edilen ortalama kare hatası ve korelasyon katsayıları hesaplanmış ve en uygun sonuçları veren yapı belirlenmiştir.

3. Tahmin Modelinin Bir Nehir Tipi Hidroelektrik Santral için UygulanmasıNihai Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği’ne göre, üretim tesislerinin, bir sonraki gün için üretecekleri elektrik enerjisini saatlik olarak o gün içerisinde saat 11:30’a kadar belirtmeleri gereklidir. Dolayısıyla tahmin modeli kurulurken sahip olunan veri, tahmin yapılacak günden 2 gün önceki gerçekleşen veridir. Bu nedenle ara bir tahmin yapılması ve bu tahminin sonuçlarının modelde girdi olarak kullanılması gereklidir. Bu durum Şekil 1’de açıklanmaktadır.

Tahmin modeli için gerekli girdiler ve modelin çıktıları Şekil 2’de gösterilmektedir. Buna göre geçmiş akım verileri ve geçmiş yağış miktarlarına ek olarak, elektrik üretim tahmininin yapılacağı gün için öngörülen yağış miktarları da modelde girdi olarak bulunacaktır. Tahmini yağış miktarlarının meteoroloji merkezlerinden temin edilememesi durumunda, bu servisi sağlayan yabancı kuruluşlarla proje bazlı ortaklıklar kurulmaktadır. Saatlik akım miktarlarının tahmin edilmesinin ardından santralin işletme kotları ve farklı debilerdeki türbin verimlerinin modele girdi olarak eklenmesi ile saatlik elektrik üretim miktarları tahmini olarak belirlenmektedir. Yapılan tahminler ile gerçekleşmeler arasındaki hata için uygun bir istatistiksel dağılım bulunarak her saat için maksimum ve minimum

akım senaryoları üretilebilmektedir. Bu hatanın standart sapması, PMUM’da strateji geliştirmek ve elektrik satışından daha yüksek gelirler elde etmek için gereklidir.

Şekil 2. Tahmin modeli gereksinimleri.

Şekil 3. Tahmin modeli girdi ve çıktıları.

4. Sonuçlar ve ÖnerilerBu çalışmada, nehir tipi hidroelektrik santrallerde saatlik elektrik tüketimini tahmin eden bir model önerilmiştir. Bu modelde, Hızlı Fourier Dönüşümü ile akım verisindeki mevsimsel ve döngüsel hareketler ortaya çıkarılmakta, stokastik bileşeninin tahmini için Yapay Sinir Ağları kullanılmaktadır. Yapılan tahminler, üretim tesisinin PMUM’da daha yüksek gelir elde etmesi ve sistem dengesizlik maliyetlerini azaltması için kullanılabilecektir. Ayrıca tahmin modeli, rezervuarlı santrallerin, nihai Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği kapsamında daha yüksek gelirler elde etmesi için yapılacak işletme optimizasyonu çalışmalarına girdi sağlayacaktır.

Saatlik olarak yapılan tahminlerin aylık hale getirilmesi ile yatırım aşamasında olan tüm hidroelektrik santral projelerinin fizibilitelerinin kontrolünde kullanılacak ve projelerin gerçekten yapılabilir olup olmadıkları konusunda bilgi sağlayacaktır.

Kaynaklar[1] ABBAK, R.A, “Zaman Dizilerini Fourier Tekniği İle Analizi”,

Deniz Düzeyi Gözlemlerinin En Küçük Kareler Yöntemiyle Spektral Analizi,pp 24-29,2005

[2] HEATH, M. T., pp 495-509,” Scientific Computing; An Introductry Survey”, McGraw-Hill, Newyork,, 2002

[3] TÜRKTEMİZ, B. 2008,” Akarsu Akımlarını Etkileyen Parametreler”, Baraj Haznelerine Giren AkımlarınYapay Sinir Ağları (Ysa) İle Tahmini,pp 18-19,2008

[4] DİBİKE, Y.B. and Solomatine, D. E, “River Flow Forecasting Using Artificial Networks”, Phys. Chem. Earth (B), Vol. 26, No. 1, pp. 1-7, 2000

[5] CIĞIZOĞLU, H.K., “Yapay sinir ağları ve zaman serileri analizinde kullanımı”, IV. Ulusal Hidroloji Kongresi, İstanbul Teknik Üniveristesi,İnşaat Fakültesi. 21-25 Haziran 2004.


237

K

SummaryAfter the start of application of the final Balancing and Settlement Regulation on 1th of December 2009, the trade of electricity is changed to hourly basis. With the new regulation, system marginal prices are set for each hour according to the supply, demand and supply bids. Therefore, electricity generation companies are obliged to present their hourly generation program and exercise this program. In order to manage this, generation companies need to forecast their hourly generation. Forecasting stream flows or wind speeds accurately is generally difficult. In this study, a short term generation forecast method is presented for small scale hydropower projects.

There are trend, seasonal, cyclic and stochastic elements in stream flows which are used by hydropower plants to generate electricity. After the elimination of trend by a trend analysis, the cyclic and seasonal variations together with the stochastic relation in the stream flow data are obtained. The deterministic component, which is formed by seasonal and cyclic variations, is determined by Fast Fourier Transform (FFT) and subtracted from the original data. The obtained series is the stochastic component which is non-linear. In order to model this non-linear relationship, Feed Forward Back Prorogation Neural Network is used. The outputs of this neural network (NN) and the deterministic component is added to form the forecasts. Therefore the suggested forecast model is FFT hybrid NN model. The outputs of the model can be used in hourly generation forecasts of must-run hydropower plants as well as plants with reservoirs.


238

SOLAR POWER PLANTS FROM IDEA OF INVESTMENT TO REALIZATION

Ömer Cihan KARAHANMerk Solar Energy/Akfel Group

AbstractWith its initiation in Germany by various incentives at the beginning of 1990’s, solar energy market has turned into a different position after solar power plant projects have been realized during the middle of 2000’s. The easiness of installation, one of the numerous advantages of solar energy, presented several opportunities for the investors in a wide range between 1 kW to MW level projects. Predictable electricity generation, zero running cost and short installation period of solar power plants lead Independent Power Producers to invest with minimized risk. In this summary, you will find information about development, license application, planning, financing, implementation and operation of solar power plants and reference examples around the world which are realized by Juwi Solar AG which is the official project partner of Merk Solar Energy in Turkey.

1. This is How We Do It

film and cyrstalline modules which leads us to prepare financial feasibility which is Feed-In-Tariff (assumed) oriented and displays the investment and running costs, finance conditions, profit range and IRR-ROI calculations. At the last step, the license application and several official permits process cover approximately four months while the connections with related equipment manufacturers are set in order to initiate the implementation properly.

Planning-DevelopmentAfter the Feed-In-Tariff (FIT) and the time of the purchase obligation of the generated solar electricity are determined, the final layout gets prepared. The final layout includes designing the desired technical and infrastructural capabilities of the system, setting up the purchasing agreements, removing residential and environmental concerns. After the final layout is ready to go, all the implementation plan is made regarding to lead time of the equipments, field works, test generation and start-up. With the help of this professional planning and development process, the power plants can start production, depends on the size, less than two months.

FinancingEnergy projects are very favourable for banks or finance organizations because of its continuously improving market conditions. Once the governments determine a FIT system for solar energy which is necessary because of the difference between grid parity and solar electricity prices, the related equity sources are ready to cooperate for these investments. Since the solar power plant does not spend any time and money to sell the electricity for 20 years which look like to be longer since the renewable energy sources become more critical for the future energy plans, these investments are the first choice for the related corporations. Our financing experts have extensive experience with hundreds of projects and have continuously growing networks at their disposal. For each project, we develop a specially-tailored financing concept, select banks and underwriters, establish credits and, if necessary, help to integrate power providers as additional financing bodies. The search for investors and the development of a stable business model for operation for the project are all part of the practical and precise financial strategy.

ImplementationPreparing the location and constructing and setting up the system requires precise coordination between many different trades and suppliers. This includes the appraisal and evaluation of the properties and condition of the open space to be used. We gather all experts needed for construction (architects, structural

ConsultancyThe consulting process is crucial prior to the project where the best location for the investment is determined, technical and financial feasibilities are prepared and license applications are handled after the most efficient investment method is chosen by taking every parameter into consideration. Regarding to long years of meteorological measurements and related softwares and national electrical transmission and distribution lines, the most suitable region is chosen in order to make further detailed field surveys. At this point, the most important decision to make is developing the project on a government owned field or on a natural person owned field. After this selection of field with the elimination of more than 35 parameters such as property conditions, range, shading conditions, transportation conditions and physical charachteristics of the land, the technical pre-feasibility is prepared by observing field details, price conditions, generation diagrams and previous experiences. The technology selection is made with the comparison of thin-


239

engineers, logisticians and technicians of all types) under one roof. This, together with our years of experience allows for prompt and quick construction of the plants.

ManagementWe monitor and optimise the operation and efficiency of the plants over a period of more than 20 years. Regular inspection, continuous remote monitoring and close cooperation with manufacturers guarantee high technical availability for the plants. In addition, upon request we can assume all business and organisational duties associated with the project. This includes managing questions regarding taxes and insurance and delivering detailed reports to investors.

2. General Structure of The Solar Market Despite the numerous advantages, solar energy technology is not ready yet for competing against other conventional or renewable energy sources in the terms of finance. Hence, this brings the necessity of a government policy which rules the energy suppliers to purchase the solar electricity from a FIT price which is also arranged by the related government bodies at the beginning of each year. Searching, observing and understanding of the FIT structures of recent markets are very crucial for a government if the government is planning to open a space for the market which should be profitable and long-term planned. Two countries can be shown as examples; in Germany FIT prices for power plants are determined by assuming the lowest investment conditions. By this way, thin-film technology (generally CdTe modules) has taken its much deserved position in the market with its operational advantages like resisting against high ambient temperatures and 8-12% more electricity generation during a year. So, the plan was solid as well as its results where we see more than 10.000 employees, well-efficient power plants and just a 3 Euro/month electricity bill difference for citizens.

Alongside, when the market conditions in Spain are inspected, the fast growing which is followed by big collapse was shocking for the country as much as for the global market. With its best irradiation figures in Europe, Spain has a big potential for solar energy. When the irradiation differences and financing opportunites of Spain and Germany are compared, it is very obvious that the first high price was the reason why the market growed without control. The private market has taken advantage of this situation where the cyrstalline photovoltaic modules got started to be used for power plant projects since the FIT price allowed the investment cost to get bigger. The investment costs were around 6-7 Million Euros/MW and the outcomes of this model was a disaster. Then, the predictable collapse has begun which was at the same time with the beginning of global crises in 2009.

Since the second biggest market, Spain, disappeared from the global market and the global crises effected solar industry, especially cyrstalline module market, the cyrstalline module producers started to decrease their sale price and the discount was around 45% at the end of the shortage. Nowadays, two technologies are competitive in the terms of investment cost, but thin-film technology will stay more advantageous for a while. For Turkey, thin-film technology looks more advantageous at the current market conditions where it is pretty clear that its investment cost and generation figures better

than C-Si technology. From this view, the FIT price can be around 22-25 Eurocent/kWh for a proper investment opportunity.

3. Reference ProjectsAs long as solar power plants investments are just brand new in Turkey, there are some basic rules for these investments to be taken into consideration before initiating the investment idea. The hardest step of these projects is finding finance solutions since the investment cost is pretty high comparing to other energy sources. Although the banks and related corporations are very interested in these projects because of the government’s purchase guarantee, the corporations always want to be sure about what they are investing for. This is the main reason why the number of module manufacturers who has achieved to sell their products for these projects, is very limited. At the recent conditions, the banks generally accept well-known PV module, inverter and mounting system brands only if these brands are gathered up by an experienced project developer company who can also handle the engineering-procurement-construction (EPC) works. Below, some of the reference projects (more than 600 MW, cumulative) where all these abilities and experiences are brought together by Juwi, are listed with general information.

Rwanda Project (Africa)

Capacity: 250 kW PV Modules: FirstSolar Annual Yield: 325.000 kWh Year: 2007

El Cura Project (Spain)

Capacity: 2.000 kW PV Modules: Firstsolar Annual Yield: 3.100.000 kWh Year: 2008

Corsica Project (France)



240

Waldpolenz Project (Germany)


Lieberose Project (Germany)


References[1] www.juwi.com[2] www.merkenerji.com


241

HASTANELERDE KOJENERASYON UYGULAMALARI

Özay KASArke Enerji Sistemleri

Özet Yaşamımızın vazgeçilmez parçası olan hastanelerin verdiği hizmet seviyesi ile paralel olarak sağladığı iç hava kalitesinin elde edilmesi enerji harcamalarının önemli bir kısmını oluşturmaktadır. Hastanelerin ısıtma-soğutma ile elektrik tüketimi ihtiyaçları, gaz motorlu kojenerasyon ünitelerinin sağladığı kullanılabilir elektrik ve ısı enerjisi oranlarına uygun paralellik göstermektedir. Hastaneler bu açıdan kojenerasyon uygulamaları için en uygun tesislerin başında gelmektedir.

70 milyonu aşan nüfusu ile Türkiye’de kojenerasyon sistemlerinin hastaneler başta olmak üzere alışveriş merkezi, otel gibi hizmet tesislerinde geniş yelpazede uygulama potansiyeli mevcuttur. Yaşam kalitesi ve standardının her geçen yıl arttığı ülkemizde kojenerasyon sistemlerinin potansiyeli önemli ekonomik tasarruflar vaat etmektedir.

Yaşamımızın vazgeçilmez parçası olan hastanelerin verdiği hizmet seviyesi ile paralel olarak sağladığı iç hava kalitesinin elde edilmesi enerji harcamalarının önemli bir kısmını oluşturmaktadır. Hastanelerin ısıtma-soğutma ile elektrik tüketimi ihtiyaçları, gaz motorlu kojenerasyon ünitelerinin sağladığı kullanılabilir elektrik ve ısı enerjisi oranlarına uygun paralellik göstermektedir. Hastaneler bu açıdan kojenerasyon uygulamaları için en uygun tesislerin başında gelmektedir.

Hastanelerin Günlük ve Mevsimsel Elektrik ve Isıtma İhtiyacı7 gün 24 saat hizmet veren hastane binalarının elektrik tüketimleri, gün içindeki yoğunluğa bağlı olarak değişkenlik göstermektedir. Mevsimsel değişiklikler ise binanın soğutma yüküne bağlı olarak değişmektedir. Aşağıdaki grafikler Ankara’da bulunan 22.000 m² büyüklüğünde A sınıfı bir hastanenin yaz ve kış dönemine ait günlük elektrik tüketim trendini ve ısı ihtiyacını yansıtmaktadır.

Kojenerasyon Sistemi Seçimi İçin OptimizasyonHastane için kojenerasyon sistemi seçiminde 3 temel kriterin maksimize edilmesi hedeftir. Bunlar; kojenerasyon sisteminin maksimum kapasiteyle çalışması, elektrik tüketiminin ve ısı ihtiyacının maksimum oranda karşılanmasıdır. Ancak elektrik ve ısı tüketiminin günlük ve mevsimsel etkilerle değişkenlik göstermesi ve kojenerasyon ünitelerinin nominal güçlerinin belirli aralıkla üretilmesi nedeniyle; temel amacı tasarruf olan sistem seçiminde optimizasyon yapmak zorunludur. Optimizasyon için 3 temel kriterin maksimize edilmesinin yanı sıra yatırım geri ödeme süresinin minimum yapılması ana hedeftir.

Grafik 1.

Grafik 2.

Aşağıdaki grafikler aynı hastane için yapılan optimizasyon çalışması sonucunda seçilen kojenerasyon ünitesinin elektrik ve ısı üretimi kapasiteleri ile hastanenin elektrik ve ısı ihtiyacını karşılama oranlarını göstermektedir.

Hastanenin kendi elektrik ve ısı ihtiyacını karşılamak üzere seçilen kojenerasyon ünitesi ile; yıllık elektrik ihtiyacının % 87’si, ısı ihtiyacının % 90’ı karşılanmaktadır. Kojenerasyon ünitesinin elektrik üretimi kapasite kullanım oranı % 90, ısı üretimi kapasite kullanım oranı ise % 65’tir.

Hastanelerin kurulu trafo güçleri, genellikle gerçek tüketim değerlerine göre oldukça yüksektir. Bunun temel nedeni; radyoloji ve nükleer tıp cihazları başta olmak üzere tıbbi cihazların kurulu güçlerinin büyük, buna karşın devrede kalma sürelerinin kısa


242

olmasıdır. Bu nedenle kurulu trafo gücüne göre kojenerasyon sistem seçimi yapmak yanıltıcı sonuçlar doğurabilir.

Fizibilite ve Yıllık Tasarruf Analizi Yukarıdaki 3 ve 4 no’lu grafiklerde gösterilen elektrik tüketimi ve ısı ihtiyacının karşılanması için güncel enerji fiyatları (Tüm fon ve paylar dahil, KDV hariç olmak üzere; Elektrik: 0,277 TL/kwh, Doğal gaz: 0,615 TL/m³) ile hastanenin kojenerasyon sistemi öncesi yıllık elektrik gideri 7.013.000 kWh karşılığı 1.942.000 TL, doğal gaz gideri 571.000 m³ karşılığı 351.000 TL olmak üzere toplam 2.293.000 TL/yıl’dır.

Kojenerasyon sisteminin kurulumundan sonra bakım giderleri dahil olmak üzere toplam enerji gideri 1.169.000 TL’ye gerilemiş, konvansiyonel sisteme göre 1.124.000 TL/yıl tasarruf sağlanmıştır. Buna göre toplam tasarruf oranı % 49 olarak gerçekleşmiştir. Toplam yatırım tutarının finansman maliyetleri dahil yaklaşık 650.000 Euro olduğu dikkate alındığında, yapılan yatırımın geri ödeme süresi 14-15 ay civarındadır.

Grafik 5’te aylık olarak düzenlenmiş enerji maliyetleri ve tasarruf tutarları görülmektedir.

Hastanelerde Trijenerasyon Uygulaması için Genel YaklaşımHastane binalarının ısıtma ve sıcak su ihtiyacı; verilen hizmetin aynı zamanda otelcilik hizmetini de içerdiğinden, yaz aylarında daha düşük oranda olmasına rağmen 4 mevsim, gece-gündüz süreklidir. Yukarıdaki örnekte görüldüğü şekilde, kojenerasyon

sistemi tarafından üretilen ısı enerjisinin % 65’i faydalı ısı olarak değerlendirilebilmektedir.

Sistem uygulaması trijenerasyon olarak yapıldığında ısı tüketiminin soğutma öncelikli gerçekleşmesi nedeniyle; üretilen tüm ısı soğutma sisteminde değerlendirildiği sırada ısıtma kazanlarının da sıcak su üretmek üzere devreye girmesi ve doğalgaz tüketmesi kaçınılmazdır.

Yıllık kümülatif değerlendirmede trijenerasyon uygulaması toplam tasarrufu arttırsa da, absorbsiyonlu soğutma ekipmanlarının yatırım maliyeti göz önüne alındığında, toplam yatırım geri ödeme süresi kojenerasyon uygulamasına göre daha uzun olmaktadır. Bununla birlikte hastanenin bulunduğu bölgenin iklim şartları dikkate alınarak her proje için değerlendirmenin ayrı ayrı yapılması ve buna göre karar verilmesi yerinde olacaktır.

Özellikle Ege ve Akdeniz bölgesi gibi ılıman iklime sahip illerde trijenerasyon uygulaması kojenerasyona göre daha avantajlı olabilmektedir.

70 milyonu aşan nüfusu ile Türkiye’de kojenerasyon sistemlerinin hastaneler başta olmak üzere alışveriş merkezi, otel gibi hizmet tesislerinde geniş yelpazede uygulama potansiyeli mevcuttur. Yaşam kalitesi ve standardının her geçen yıl arttığı ülkemizde kojenerasyon sistemlerinin potansiyeli önemli ekonomik tasarruflar vaat etmektedir.

SummaryHospitals have a indispensable role in our life. Indoor air quality cost for hospitals has major share in total cost parallel to service quality. Electricity and heating demands of hospitals are parallel to energy rates provided by cogeneration systems with gas engines. Thus, hospitals are one of the most proper facilities for cogeneration applications.

Impressing results has been achieved at a hospital’s cogeneration application newly built in Ankara city. A mathematical modelling derived due to electricity and heating demand of facility, afterwards optimum CHP unit’s selection was done. Achieved results are summarized in following paragraphs.

Cogeneration systems have an important application potential for shopping centers, hotels, and hospitals in Turkey with over 70 million population. Furthermore,cogeneration systems promise great economic savings in Turkey where our living quality getting better.

Grafik 3. Grafik 5.

Grafik 4.


243

ÖZEL ENERJİ YATIRIMLARININ VE ÖZELLEŞTİRME’NİN NERESİNDEYİZ?

Özkan AĞIŞTürkiye Kojenerasyon ve TemizEnerji Teknolojileri Derneği (TURKOTED)

Kongre açılış konuşması metni…

ICCI® 2009’un açılış konuşmasında “Küresel Kriz Enerji Yatırımları için Yeni Fırsatlar Sunuyor” diye söze başlamış, bize sunulan bu fırsatın, temiz enerji üretim sistemlerimizin teşvik edilmesi için gerekli yapısal ve yasal çalışmaların bir an önce ele alınması dileğiyle bitirmiştim.

ICCI® 2010’un birinci gününde, enerji de geçen bir yıl içinde şekillenen performans dosyamıza birlikte göz atalım:Yenilenebilir enerji kaynaklarımızın elektrik üretiminde değerlendi-rilmesi için 2005 yılından beri yapılmakta olan çalışmalar, 2009 yılı ilk yarısında hızla devam etmiş, Türkiye Cumhuriyeti tarihinde ilk defa 153 rüzgar, 477 akarsu ve hidrolik, 68 fosil yakıtlı ve 15 adet biogaz ve jeotermal tesisin inşaat çalışmaları başlamıştır. Bu rakamlara halen lisans değerlendirmeleri süren başvurular dahil değildir. Aynı zamanda bu kadar çok tesise başlanmasının itici gücü, Türkiye Büyük Millet Meclisi Genel Kurulu’na kadar gelmiş olan “Teşvikler Kanun Tasarısı”nın son anda geri çekilmiş olmasıdır. En büyük yasama makamında oluşan bu irade değişikliği, yerli ve yabancı yatırımcıları şoka sokmuştur. Bu değişiklik, yatırımcıları ürkütmüş, başlananlar hız keserek devam etmiş, 5 proje dışında yeni projelere başlanmamıştır. Bu irade değişikliğinin neden yapıldığı yolunda resmi bir açıklama yapılmamış olması, belirsizlikleri büsbütün artırmıştır.

2008 yılı başından beri dünyamızı kasıp kavuran krizin adı “Finans Kriz”dir. Bu kriz, finans kaynaklarının azalması ile başlamış, eriyip tükenmesi ile derinleşmiştir. Bütün dünyada bizdeki gibi enerji projelerini destekleyecek finans kaynakları tamamen tükenmediyse bile iyice dibe vurmuştur. Krizle iyice sınırlı miktarlara gerileyen proje finansmanı, çok fizibl ve hatta son derece “bankable” karakterde projelere bile çok güçlükle sağlanabilmektedir. Finansman kuruluşları birinci öncelikle, üretilen elektrik enerjisine satın alma ve ödeme garantisi veren anlaşmalar veya yasaları ön planda tutmakta, bu garantiler yoksa, destekleyecekleri projelerin kendini kaç yılda geri ödeyeceğine, yani verecekleri kredinin ne kadar kısa zamanda kendilerine döneceğine bakmaktadır. 2005 yılında çıkartılan “Yenilenebilir Enerji Kaynakları” kanununda yer alan ve bugüne kadar bir türlü artırılmayan 5,0 Euro cent/ kwh’lık satın alma fiyatı ile, finans kuruluşlarına bekledikleri geri ödeme güvencesini vermek yatırımcı için çok zor, yani finansçı için de risklidir. Bu fiyatla bazı yatırımcıları örnek göstererek, teşvikleri dondurmak politikası, yapılan yatırımların kredi geri ödemelerini riske sokacak ve yeni yatırımları da caydıracaktır. Enerji kaynaklarında dışa bağlılığımızı azaltmak için geçen yıllarda başlatılmış olan o güzel çalışmaların heba edilememesi ve böylece lisans almış yaklaşık

800 projenin hayata geçirilmesi için “Teşvikler Kanun Taslağı”nın revize edilerek kanunlaşacağı umudunu korumak istiyoruz. Rüzgar ve özellikle akarsu santrallerine karşı giderek artan kamuoyu duyarlılığı, bu santrallerin inşaat sürelerini uzatmakta, bazen de tamamen durdurmaktadır. Yerli enerji kaynaklarımızın hayata geçirilmesine karşı, bilinçli ya da bilinçsiz oluşturulan bu güçlerle uzlaşma yollarının aranması yolunda, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ve Çevre ve Orman Bakanlığı’nın çalışmalar içinde olduğunu görüyor ve takdir ediyoruz. Misyonunu ve çalışmalarını ülkemizde temiz enerji üretim teknolojilerine oturtmuş Derneğimizin de, yatırım yolunun açılması yolunda kendisine verilen her türlü görevi yerine getireceğini arz etmek isterim.

Geçen konferanstan bu yana, Enerji Dünyamızda gördüğümüz en büyük ve önemli gelişme “Enerji Özelleştirme Paketleri”nde olmuştur. 2000 yılından beri, özelleştirilmesi için defalarca ihaleye çıkartılan, TEDAŞ’ın 20 Dağıtım Bölgesinden 5’inin özelleştirilmiş, 4’ünün de anlaşma noktasına getirilmiş olması önemli bir başarıdır. Bu başarının sağlanmasında, ETKB ile Başbakanlık Özelleştirme İdaresi Başkanlığı’nın mükemmel işbirliğinin çok büyük rolü olmuştur. Yıllardan beri umutsuz bekleyişimizi, çok başarılı bir eyleme dönüştüren, özelleştiren “özelleştirme team”ini kutluyorum. Bu başarılı örnekleri gördükten sonra geri kalan 11 dağıtım bölgesi ile EUAŞ’a ait eski, yaşlı ve yorgun 13 santralin de en kısa zamanda yeni işletmelere devredileceğine inanıyorum.

Takdir ettiğimiz diğer önemli bir politika, hükümetimizin, doğal gaza zam yapmama kararlılığıdır. Aylardan beri, küresel krizin doğal gaz talebinin de, fiyatının da belini kırdığını, dünyada ilk defa doğal gaz talep artışında duraklama kaydedildiğini, Amerika’da SHALE kayalarından çok büyük miktarlarda ve çok düşük üretim maliyetiyle doğal gaz üretildiğini, tüm dünyada doğal gaz fiyatlarındaki gerilemenin sürdüğünü yazıp çizmekteydim. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı’nın dünyada, doğal gazdaki bu değişmeleri değerlendirerek, zam yapmanın zamansız ve gereksiz olacağı kararlılığını göstermesi, elektrik üreticilerine, sanayicilerimize ve vatandaşlarımıza rahat bir nefes aldıracaktır.

Yenilenebilir enerji kaynakları yatırımcılarının başka sorunları da var. Bunlardan birincisi, 1 Kasım’da alınan 78.000 MW’lık rüzgar tesisi başvurularının çözümsüzlüğüdür. Vaktiyle neden bu kadar acele edildiğini anlayamadığınız bu başvuru kriterleri iyi tespit edilemediği için ortaya çıkan bu başvuru kaosu bir an önce çözülmelidir.

Ayrıca lisans alıp, inşa aşamasına geçen rüzgar ve akarsu santralleri (HES) çok yavaş yürümektedir. EPDK sitesinde listesi yayınlanan inşa halindeki 634 tesis üzerinde yaptığımız incelemede;


244

� İnşaat ilerlemesi % 80’in üzerinde (yani bir yıl içinde tamamlanabilecek olan) olan tesis sayısı sadece 38 adettir ve tüm tesislerin % 6’sını oluşturmaktadır.

� 634 tesis, ortalama 2 yıldır inşa halindedir ve ortalama ilerleme yüzdesi % 10’dur. Yani bu hızla devam ederse, bu 634 tesis 20 yıl içinde tamamlanacaktır.

� Bu tesislerin 100 adedi, 1 yıldır ancak 0-1 (%) ilerleme kayde-debilmiştir. Bu tesislerin bu kadar yavaş gitmesinin nedenleri araştırılmış mıdır? Araştırılmışsa, hızlandırmak için ne gibi çareler düşünülmektedir?

� Ayrıca, krizden sonra arz/talep durumunu revize ederek Haziran 2009’da yayınlayan ve elektrik sıkıntılarının 2015 yılına ertelendiğini duyuran TEİAŞ/APK Dairesi, bu 634 santralin hangi yıllarda işletmeye alacağını hesaplamıştır.

05 Aralık 2009 tarihinde uygulamaya konulan PMUM’un gün sonrası bazlı saatlik teklif uygulamasında oluşan sorunlar, birkaç doktora tezi hazırlanabilecek kadar artmıştır. Bu sorunların miktarı ve boyutları çok büyüdüğü için TEİAŞ ve EPDK’ya başvurarak ayrı bir sempozyum düzenlemeyi planlıyoruz.

Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı’nın başarı ile yürüttüğü en önemli projesi ENERJİ VERİMLİLİĞİ çalışmalarıdır. Elektrik İşleri Etüd İdaresi Direktörlüğü Başkanlığı’nda yürütülen bu çalışmaların ülke çapına yayılmasıyla, hem üretimde hem de tüketimde enerji tasarrufunun daha bu ilk yıllarda bile birkaç yüz milyon dolar mertebelerine ulaşacağını hesaplıyor ve yapılan çalışmaları takdir ediyoruz.

Konuşmama nokta koymadan önce, nükleer enerji santralleri ya-pımında hükümetimizin kararlılığını bütün gücümüzle destekliyoruz. Türkiye, nükleer teknolojiden daha fazla uzak duramaz. Ancak, uygulamada gerek santral dizaynında, gerekse nükleer atıkların yok edilmesinde dünyanın en yeni teknolojilerinin kullanılmasına önem ve öncelik verilmelidir.


245

TÜRKİYE’NİN UZUN DÖNEM TEPE YÜK TALEBİNİN TAHMİN EDİLMESİ

Pelin GİREPOrtadoğu Teknik Üniversitesi - Makina Mühendisliği Bölümü

Merih Aydınalp KÖKSALHacettepe Üniversitesi.- Çevre Mühendisliği Bölümü

Melis BİLGİÇHacettepe Üniversitesi.- Temiz Tükenmez Enerjiler Bölümü

Derek K. BAKEROrtadoğu Teknik Üniversitesi - Makina Mühendisliği Bölümü

ÖzetElektrik yük talep tahmini, gelecek yatırımlar, ekonomik denge ve elektrik iletim sistemi frekans dengesi düşünüldüğünde bir ülke için çok önemli bir yere sahiptir. Özellikle tepe yük talep tahmini, bir ülkenin enerji sektöründeki davranışında önemli role sahiptir. Elektrik yük talep tahmini yapabilmek için çeşitli yöntemler literatürde mevcuttur. Bu çalışmada uzun dönem yük talebi tahmin modellerinin oluşturulmasında yapay sinir ağları (YSA) yaklaşımı kullanılmıştır. Dokuz yük dağıtım bölgesine göre tüm Türkiye için 2020 yılına kadar uzun dönem saatlik yük tahmininin yapabilmesi için modeller oluşturulmuştur. Bu tahmin modellerinin sonuçları incelenerek Türkiye’nin enerji sektöründeki mevcut ve gelecekteki durumu analiz edilebilir.

1. GirişModellerin doğru yapılması, elektrik kamu hizmetlerinin çalışması ve planlaması açısından elektrik yük talep tahmin modellemelerinde çok önemli yer tutmaktadır. Yük tahmini, elektrik hizmetleri sağlayan kamu ve özel şirketler için elektrik yük üretimi ve satın alımındaki, yük değiştirmedeki ve alt yapı gelişimindeki önemli kararların alınmasında yardımcı olmaktadır. Buna ek olarak, yük tahmini; enerji sağlayıcı şirketler, finansal kurumlar ve elektrik üretimi, iletimi, dağıtımı ve piyasasındaki diğer şirketler için oldukça önemlidir.

Yük tahmini kısa ve uzun dönem olmak üzere ikiye ayrılabilir. Bu farklı zaman aralıklı tahmin modelleri elektrik hizmet şirketlerinde farklı amaçlar için kullanılır. Elektrik kamu hizmetleri için yük tahmini ne kadar önemli ise enerji sektöründeki yeni düzenlemelerle artık özel sektör için de çok önemli hale gelmiştir. Ayrıca, arz ve talepteki oynamalar, hava koşullarındaki değişimler ve tepe yük durumlarındaki yüksek elektrik fiyat artışları yük tahminini çok önemli kılar.

Uzun dönem saatlik yük tahmininde yapılan tahmin süresi bir yıldan daha uzundur. Uzun dönem saatlik yük tahminlerinden yıllık tepe yük talebi elde edilir. Tepe yük talep tahminleri sistemdeki kurulu gücün, tepe yük talebini karşılayıp karşılayamayacağını gösterir. Buna göre yapılacak yatırım planlanır.

Bölgesel uzun dönem saatlik modellerin tepe yük tahminleri kullanılarak yük dağıtım bölgelerinde bulunan santrallarin kurulu güçlerinin ne zamana kadar yeterli olacağı ve ne zaman yeni ilave kapasite ile tepe yük talebin karşılanabileceği belirlenebilir.

Uzun dönem saatlik yük tahmin çalışmalarında yapay sinir ağları (YSA), regresyon yöntemleri, bulanık mantık ve genetik algoritma

kullanılmaktadır. Bu çalışmada, uzun dönem saatlik yük tahmini için YSA yaklaşımı kullanılmıştır. Uzun dönem tepe yük talep tahmin modellerinin oluşturulması için öncelikle uzun dönem yük profilleri tahmin modelleri YSA kullanılarak 2009-2020 yılları arası ve dokuz yük dağıtım bölgesi için oluşturulmuştur. Daha sonra bu yük profilleri kullanılarak iyimser, vasat ve kötümser senaryolar için bu üç senaryo bazında kalibrasyon modelleri yapılmıştır.

2. Önceki ÇalışmalarLiteratürde uzun dönem saatlik yük ve tepe yük tahminleri üzerinde sınırlı sayıda çalışma mevcuttur. Bu çalışmaların ilklerinden birinde, Haida ve Muto [1] oluşturdukları uzun dönem tepe yük tahmin modellerinde mevsim dönemlerindeki hataları azaltmayı amaçlamışlardır. Transformasyon tekniği kullanarak regresyon modelleri yapmışlardır. Bahsedilen mevsim dönümündeki hataları azaltmak için öncelikle sıcaklık ve yük verileri kullanılarak yük profilleri oluşturmuşlardır. Daha sonra Alkhal [2] ileri beslemeli YSA yaklaşımı kullanarak uzun dönem saatlik yük tahmini yapmıştır. Kermanshahi [3] iki farklı yaklaşımla uzun dönem saatlik yük tahmini yapmıştır. Kullandığı yaklaşımlar recurrent neural network ve üç katmanlı feed forward back propagation’dır. Modellerinde 1975-1994 yılları arası yük verilerini eğitmek için kullanmıştır. 1995-1997 ve 2000-2005 yıllarının da yük tahminlerini yapmıştır. Matsui et.al. [4] günlük tepe yük tahmini yapabilmek için YSA modelleri oluşturmuşlardır. Analiz edilebilir yapılı bir YSA oluşturarak tah-minlerini gerçekleştirmişlerdir. Türkiye’de uzun dönem tepe yük tahmini için yapılan yalnızca bir çalışma vardır. Bu çalışmada, As-lan et.al. [5] Kütahya ili için geriye doğru beş yılın elektrik puant yük tahmini YSA modelleri oluşturarak yapmıştır. Bu kısa literatür özetinden de görüleceği gibi tüm Türkiye’yi kapsayan uzun dönem saatlik yük ve tepe yük çalışması mevcut değildir.

3. Modellerin Oluşturulması Çalışmada, ilk olarak uzun dönem yük profilleri tahmin modelleri 2009-2020 yılları ve dokuz yük dağıtım bölgesi için oluşturulmuştur. Daha sonra bu yük profilleri kullanılarak, 2009-2020 yılları arası ve dokuz yük dağıtım bölgesi için iyimser, vasat ve kötümser olmak üzere üç senaryo bazında kalibrasyon modelleri oluşturulmuştur. Bu bölümde bu oluşturulan modeller ve sonuçları anlatılmıştır.

3.1. Yük Profilleri Tahmin Modellerinin OluşturulmasıDokuz yük dağıtım bölgesi için uzun dönem yük profil modelleri YSA yaklaşımı ve MetrixND [6] yazılımı kullanılarak oluşturulmuştur. Modellerin oluşturulmasında TEİAŞ Milli Yük Tevzi Merkezi’nden temin edilen 2004-2008 yılları arasındaki bölgesel saatlik yük verileri, meteorolojiden temin edilen saatlik sıcaklık verileri, tak-vim verileri (haftanın günleri, haftasonu, aylar, mevsimleri milli


246

ve dini bayramlar) ve güneş doğuş-batış saatlerinden elde edilen güneşlenme süresi verileri kullanılmıştır. Bu verilerin % 75’i öğ-renme, % 25’i test verisi olarak kullanılmıştır.

Bu veriler kullanılarak YSA yaklaşımı ile günlük enerji (toplam yük), tepe yük ve her saatin için (1-24) için uzun dönem yük profil tahmin modelleri oluşturulmuştur. Modellerin mimarisinde giriş ve çıkış düğümlerinin yanı sıra, üç adet gizli düğüm kullanılmıştır. İlk gizli düğümde takvim verileri giriş verisi olarak kullanılmış, ikinci ve üçüncü düğümde ise meteorolojik veriler ve takvim verileri giriş verisi olarak kullanılmıştır. Giriş verileri, yazılım tarafından otomatik olarak 0.1 ile 0.9 değerleri arasına ölçeklendirilmiştir. İlk saklı düğümde aktivasyon fonksiyonu olarak doğrusal fonksiyon, ikinci ve üçüncü saklı düğümlerde ise sigmoid fonksiyonu kullanılmıştır. Çıkış düğümünün aktivasyon fonksiyonu ise doğrusal fonksiyondur. Modelleri oluşturmak için 1’den 100’e kadar özyineleme (iterasyon) yapılmıştır. Bu özyinelemeler beş kez tekrar edilmiştir. En yüksek R-Squared (R2) sonucuna erişen deneme model tarafından seçilmiştir.

Yapılan YSA modelleri kullanılarak 01.01.2004 ile 31.12.2020 tarihleri arasındaki tahmini saatlik yük profillerini oluşturulmuştur. Şekil 1’de model oluşturulan yük dağıtım bölgelerinden biri olan Adapazarı (ADA)’nın 2005 yılına ait gerçek saatlik yük verileri ve tahmin edilen saatlik yük profil değerleri gösterilmiştir.

3.2. Kalibrasyon Modellerinin OluşturulmasıDokuz yük dağıtım bölgesi için üç farklı senaryo bazında ekonometrik modeller kullanılarak uzun dönem aylık talep tahminleri oluşturulmuştur [7]. Her bölge için üç farklı senaryo bazında tahmin edilen aylık talep değerlerinin toplanmasıyla 2020 yılına kadar bölgesel yıllık talep tahminlerinin elde edilmiştir. MetrixLT [8] programı kullanılarak üç farklı senaryo bazında elektrik yük profil tahminleri, bölgesel yıllık talep tahminlerine kalibre edilmiştir. Kullanılan kalibrasyon modelleri Eşitlik 1.’de verilen denkleme dayanmaktadır.

4. SonuçlarDokuz yük dağıtım bölgesi için elde edilen saatlik yük tahminlerinin toplanması ile tüm Türkiye için uzun dönem saatlik yük tahminleri elde edilmiştir. Bu şekilde, üç senaryo bazında 2009-2020 yılları ve Türkiye için uzun dönem saatlik yük talep tahmini hesaplanmış ve bu değerlerden de yıllık tepe yük değerleri elde edilmiştir. Elde edilen tepe yük değerleri ve bu değerlerin bir önceki yıla göre yüzde değişimleri 2009-2020 yılları için verilmiştir. 2004-2008 yılları için verilen tepe yük değerleri de gerçek verilerden alınmıştır. Tablo 1 incelendiğinde yüzde değişim değerlerinin giderek azaldığı gözlen-mektedir.

2004-2020 yılları için üç senaryo bazında uzun dönem tepe yük tahmin değerleri Şekil 2’de gösterilmiştir. 2009 yılına bakıldığında yaşanan ekonomik krizin etkileri tepe yük değerindeki düşüş olarak görülmektedir.

Şekil 1. ADA yük dağıtım bölgesinin 2005 yılına ve Şubat 2005 ayına ait gerçek verileri ile tahmin edilen saatlik yük profili değerlerinin karşılaştırılması

, , , , 12 31 24

, ,( )

yıla g s a g s

a g sa y g a s g

EnerjiYük profil

profil= = =

= ×

∑∑∑(1)

Burada kullanılan Profil yük profillerin saatlik değeri, Enerji yıllık elektrik talebi, a ay, g gün, ve s ise saattir. Bu şekilde, tahmin edilen yıllık elektrik taleplerindenki değişimi ihtiva eden uzun dönem saatlik yük değerleri tahmin edilmiştir.

Tablo 1. Kötümser, Vasat ve İyimser Senaryo Bazında 2009-2020 Yılları İçin Yıllık Tepe Yük Değerleri ve Bir Önceki Yıla Göre Yüzde Değişimleri

Yıl Kötümser%

DeğişimVasat

% Değişim

İyimser%

Değişim

2004 23.410 23.410 23.410

2005 24.570 24.570 24.570

2006 26.719 26.719 26.719

2007 28.743 28.743 28.743

2008 30.059 30.059 30.059

2009 28.905 -4% 29.172 -3% 29.559 -2%

2010 30.958 7% 31.910 9% 33.292 13%

2011 33.348 8% 34.539 8% 36.232 9%

2012 34.277 3% 35.683 3% 37.709 4%

2013 35.561 4% 37.203 4% 39.615 5%

2014 36.808 4% 38.707 4% 41.519 5%

2015 37.858 3% 40.019 3% 43.230 4%

2016 38.982 3% 41.424 4% 45.049 4%

2017 40.298 3% 43.077 4% 47.128 5%

2018 41.439 3% 44.572 3% 49.039 4%

2019 42.627 3% 46.158 4% 51.058 4%

2020 43.507 2% 47.430 3% 52.736 3%


247

Tablo 2’de Türkiye için yıllık tepe yük değerlerinin görüldüğü ay, haftanın günü, gün ve saat verilmektedir. Buradan görülebileceği gibi, bütün tepe yük değerlerinin hafta içinde, Aralık ayında ve saat 17:00’de gerçekleşmesi tahmin edilmektedir. Bu sonuçlardan Türkiye için ısınma yükünün soğutma yükünden daha fazla olduğu söylenebilir. Aralık ayında gerçekleşen tepe yüke çok yakın bir değer de Ağustos ayında saat 15:00’te gerçekleşmektedir. Bu şekilde, Türkiye’de soğutma yükününün ısıtma yüküne çok yakın olduğu da gözlenmektedir.

5. Sonuçların DeğerlendirilmesiBilindiği üzere tepe yük değerlerine göre ülkelerin elektrik üretim kapasiteleri belirlenmektedir. Bu durum göz önünde bulundurulduğunda Türkiye’nin mevcut elektrik piyasasının ne kadar büyük bir ölçüde büyümeye ihtiyacı olduğunu gözler önüne sermektedir.

Şekil 2. 2004-2020 yılları için üç senaryo bazında uzun dönem tepe yük tahmin değerleri.

Şekil 3. 2020 yılı vasat senaryo ve Türkiye için mevsimsel uzun dönem saatlik yük talep tahmini.

Şekil 4. 2020 yılı iyimser senaryo ve Türkiye için mevsimsel uzun dönem saatlik yük talep tahmini.

Şekil 5. 2020 yılı kötümser senaryo ve Türkiye için mevsimsel uzun dönem saatlik yük talep tahmini.

Şekil 6. 2020 yılı vasat senaryo ve Türkiye için yıllık uzun dönem saatlik yük talep tahmini.

Tablo 2. Türkiye’ye Ait 2009-2020 Yılları İçin Tepe Yük Değerlerinin Saati, Günü, Haftanın Günü ve Ayı

YılTepe Yükün

Saati Günü Haftanın Günü Ayı

2004 17 15 Çarşamba 12

2005 18 26 Pazartesi 12

2006 18 26 Salı 12

2007 15 25 Çarşamba 7

2008 15 19 Salı 8

2009 17 21 Pazartesi 12

2010 17 20 Pazartesi 12

2011 17 19 Pazartesi 12

2012 17 17 Pazartesi 12

2013 17 16 Pazartesi 12

2014 17 15 Pazartesi 12

2015 17 21 Pazartesi 12

2016 17 19 Pazartesi 12

2017 17 18 Pazartesi 12

2018 17 17 Pazartesi 12

2019 17 16 Pazartesi 12

2020 17 14 Pazartesi 12

Şekil 3, Şekil 4 ve Şekil 5’te 2020 yılı ve Türkiye için MetrixLT yazılımdan alınan mevsimsel uzun dönem saatlik yük tahmin sonuçları sırasıyla vasat, iyimser ve kötümser senaryo bazında verilmiştir. Şekillerde kırmızı renk pazar günlerini, yeşil renk cumar-tesi günlerini ve mavi renk hafta içi günlerini belirtmektedir.

Şekil 6’da 2020 yılı ve Türkiye için vasat senaryo bazında yıllık uzun dönem saatlik yük tahmini verilmiştir. Şekilde görülen Mayıs ve Ağustos aylarındaki düşüşlerin sebebi, bu tarihlerin sırasıyla Ramazan ve Kurban Bayramı tatillerine denk gelmesidir.


248

Sonuçlardan da görüleceği üzere, 2008 yılında 30.059 MW olan tepe yük değeri vasat senaryo için yaklaşık % 57 artış ile 47.430 MW olarak tahmin edilmektedir. Bu tepe yükteki artış, 2020 yılında Türkiye’nin elektrik üretim kapasitesinin ne kadar artırılması gerektiği konusuna ışık tutmaktadır.

Bu çalışma ile Türkiye’nin üç senaryo bazındaki tepe yük artışı düşünülerek ortalama yaklaşık % 47lik bir kapasite artışı 2020 yılına kadar gereklidir. Bu artışın sağlanması için Türkiye’nin yeni yatırımcılara, ek iş gücüne, teknolojik imkanlara ve yeni ekonomik kaynaklara ihtiyacı vardır.

Kaynaklar[1] HAİDA,T., Muto, S., “Regression Based Peak Load Forecasting

Using A Transformation Technique”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol.9,pp. 1788-1794, 1994.

[2] ALKHAL, F., Artificial neural networks for long-term electric modeling and forecasting, Ph.D. thesis, Purdue University, Indiana, USA. pp.150, 1998.

[3] KERMANSHAHI, B.,” Recurrent neural network for forecasting next 10 years loads of nine Japanese utilities”, Neurocomputing, 23, pp.125-133, 1998.

[4] ALKHAL, F., “Artificial neural networks for long-term electric modeling and forecasting”, Ph.D. thesis, Purdue University, Indiana, USA. pp.150, 1998.

[5] ASLAN,Y., Yaşar, C., Nalbant, A., “Kütahya İlinin Yapay Sinir Ağları Kullanılarak Elektrik Puant Yük Tahmini”, Dumlupınar Üniversitesi, Kütahya, 2006.

[6] Itron MetrixND, http://www.itron.com/pages/products_detail.asp?id=itr_000482.xml, Erişim Tarihi: Şubat 5, 2010.

[7] TURKER, L., “Ekonometrik ve yapay sinir ağları yaklaşımları ile Türkiye’nin bölgesel uzun dönem elektrik talebinin ve buna bağlı CO2 emisyonunun tahmini”, Yüksek Lisans Tezi, Hacettepe Üniversitesi, Ankara, 2008.

[8] Itron MetrixLT, http://www.itron.com/pages/products_detail.asp?id=itr_000485.xml, Erişim Tarihi: Şubat 5, 2010.

SummaryAccurate and reliable models for electric load forecasting are important to the operation and planning of an electric utility company. Load forecasting helps an electric utility to make important decisions on purchasing and generating electric power and infrastructure development. Load forecasts are also important for energy suppliers, financial institutions, and other participants in electric energy generation, transmission, and distribution.

Long term load forecasts are performed for periods longer than one year. Annual peak load demand is obtained from long term hourly load forecasts. Peak forecasts provide information if the current installed capacity would be sufficient in the near future. This would also help to plan the investments in the electricity sector.

The approaches used in developing long term hourly load forecast are artificial neural networks (ANN), statistics, fuzzy logic and genetic algorithm. In this study, ANN and econometric approaches are used in developing the long term hourly load forecasts.

First, long term load profiles between 2009 and 2010 are developed using the ANN models for each load distribution region using the hourly temperature and calendar data. Then long term

monthly demand forecast are developed based on high, medium and low scenarios for each load distribution region using the econometric models which use variables such as gross domestic product, household income, heating and cooling degree days. These monthly estimates are summed to obtained annual demand forecast for each region. The long term regional load profiles are then calibrated to the annual estimates using MetrixLT software. These calibrations then provide long term hourly load forecast for each region.

The regional long term hourly load forecasts are then summed to obtain forecasts for Turkey, which then provides annual peak demand estimates for Turkey. The results show that long term hourly loads are estimated to increase on average by 4% between 2009 and 2010 and peak demands are expected to appear in December at 5 pm.

There are very limited number of studies on electricity demand forecast for Turkey, and actually to the authors’ best knowledge, there is only one study on the long term hourly demand estimate for Turkey. Since, there is no study on regional demand forecast; the results of this study would be very beneficial to the related entities.

The results of this study can be used by Turkish Electricity Transmission Co. (TEİAŞ), Turkish Electricity Generation Co., Turkish Electricity Trading and Contracting Co., State Water Works, Energy Market Regulatory Authority, Turkish Electricity Distribution Co. and its associated distribution companies.

This project is funded by The Scientific and Technological Research Council of Turkey (TUBITAK). The authors would like to acknowledge to TUBITAK for their financial support.


249

TURBINE EVALUATION BASED ON IRR CALCULATION FOR WINDFARM DEVELOPMENT & IMPORTANCE OF MICROSITING

Dr. Rüçhan HAMAMCIEksim Yatırım Holding A.Ş.

İsmail KURIŞ Eksim Yatırım Holding A.Ş.

Ertan KIRAN Eksim Yatırım Holding A.Ş.

AbstractTurbine choice depending on the mean wind speed of the site is the main concern of the wind farm developer due to the fact that the annual energy yield of a project is very sensitive to the wind speed and the turbine used. Depending on the turbine chosen, annual energy yield can vary up to 20% or even more. All others are equal, 20% less energy yield may result a 60% drop in the IRR and 5 years longer pay-back period. In this study, those effects are summarized and the importance of micrositing & turbine choice is emphasized.

1. IntroductionTurbine choice depending on the mean wind speed of the site is the main concern of the wind farm developer due to the fact that the annual energy yield of a project is very sensitive to the wind speed and the turbine used.

Depending on the turbine chosen, annual energy yield can vary up to 20% or even more. All others are equal, 20% less energy yield may result a 60% drop in the IRR and 5 years longer pay-back period.

In order to evaluate the wind projects, annual energy yield estimation at the first stage should be done for different turbine alternatives with different models like WAsP, Windsim, Meteodyn, FITNAH, KLIMM etc. in order to check errors attributed to those models.

Once all energy yield and the cost estimations (CAPEX & OPEX) are done and the loan structure is decided, financial model shall be run and the turbine alternatives shall be ranked by IRR (Internal Rate of Return), NPV (Net Present Value), DSCR (Debt Service Coverage Ratio), COE (Cost of Energy) and the pay-back period.EKSIM Investment Holding has prepared a special software in Microsoft Excel format to calculate all those financial indicators.

2. Turbine Evaluation

2.1. Effect of Turbine Choice on the Net Capacity FactorOnly due to the turbine choice, the project may have a difference in Net Capacity factor around 6-7% which is a significant figure in terms of affecting the financial parameters.

2.2. Effect of Unit MW on the Net Capacity FactorAlthough each site may have different optimum Unit MW, from Figure 1, it can be stated that approximately 2 MW Unit Power seems to be optimum in general.

2.3. Effect of the Rotor Diameter on the Net Capacity FactorRotor diameter has significant effect on energy output. The higher the diameter, the more the output. However, the increase in diameter brings more mechanical loads on the turbine and manufacturers try to optimize the durability and the energy output of the turbine. In other words, in exchange for lower energy output, some manufacturers prefer lower rotor diameters in order to decrease lifetime costs of their turbines.

3.Evaluation of the Energy Yield Calculation Model In Table 2, energy yields calculated by two different models are summarized. It shows that the Model (WAsP or CFD based) has also some effect on the energy yield calculation, especially in

Table 1. Effect of Turbine Choice on the Net Capacity Factor (P75)

Project A Project B Project C Project D

Turbine 1 22.1% 26.2% 26.3% 22.9%

Turbine 2 21.7% 26.2% 26.4% 22.7%

Turbine 3 24.4% 27.9% 27.9% 25.9%

Turbine 4 19.7% 23.1% 23.9% 20.1%

Turbine 5 20.9% 25.4% 25.7% 21.9%

Turbine 6 24.1% 29.0% 29.5% 24.9%

Turbine 7 25.6% 29.9% 30.9% 26.8%

Turbine 8 24.6% 29.6% 29.3% 25.3%

Turbine 9 22.6% 26.9% 27.8% 23.8%

Turbine 10 24.6% 28.5% 29.2% 25.4%

Turbine 11 23.1% 27.0% 27.9% 23.5%

Range ∆ 5.9% 6.8% 7.0% 6.7%

Figure 1. Effect of Unit MW on the Net Capacity Factor (P90)


250

complex terrain. CFD should be preferred in countries like Turkey where the projects areas are hilly.

4. FinancialsIn base scenario, 1.120 EUR/kW CAPEX, 70 EUR/MWh Electricity Sales Price, 5 EUR/tonCO2 VER Price for a ten years period, 32% Net Capacity Factor, 43.000 EUR/MW/yr OPEX, 6% bank profit rate with a 2+10 year loan payment scheme, 10 years book depreciation and 10% salvage value at the end of 20 years is considered.

4.1. Effect of Net Capacity FactorDue to turbine performance or improper micrositing, Net Capacity Factor (NCF) can vary in a wide range. For example, Figure 3 demonstrates the results of a particular case in which IRR and DSCR values are plotted versus NCF. An increase in NCF from 26% to 34% results with an increase in IRR from 7% to 19% and an increase in DSCR from 0.9 to 1.3 levels. This is close to the range at turbine performance (∆ = 7%) as discussed in Section 2.1. In other words, a wrong choice or unawareness of such factors may cause a feasible project to become unfeasible or vice versa. Taking into account that 1 Per cent change in NCF causes 2-3 % variation in IRR, even the Model Choice becomes important.

Hence, the calculation of the NCF as less uncertain as possible is very important. In that sense, there is no need to emphasize the detrimental importance of the quality and the quantity of the raw wind data.

According to the Figure 4, same increase in NCF increases the Net Present Value of the project as much as 10 folds.

Figure 2. Effect of the Rotor Diameter on the Net Capacity Factor (P90)

Figure 4. Effect of NCF on NPV

Table 2. The Effect of the Model on Net Capacity Factor (P50)

WAsP CFD ∆

Turbine 1 28.7% 29.4% -0.7%

Turbine 2 32.0% 32.8% -0.8%

Turbine 3 32.4% 33.0% -0.6%

Turbine 4 33.7% 34.4% -0.7%

Turbine 5 31.9% 32.3% -0.4%

Figure 3. Effect of NCF on IRR & DSCR

4.2. Effect of Electricity Sales PriceIn Figure 5, Feed-in-tariff values in Europe are plotted against the average NCF of the relevant country. The higher the NCF, the lower the sales price. Turkey may also use different incentive prices depending on wind speed which in return would cause a homogenous distribution of wind farms all over Turkey.

20

40

60

80

100

120

140

10 15 20 25 30 35

EU

/MW

h

NCF

R elation between Net Capacity Factor and the Feed-in-

Tariff

Figure 5. Relation between Net Capacity Factor and the Feed-in-Tariff

Figure 6. Effect of ESP on IRR & DSCR

Together with NCF, Electricity Sales Price (ESP) is another crucial factor effecting feasibility of a Wind Farm Project since both proportionally increase the income as they increase. In Figure 6, 1 Eurocent/kWh increase from 60 EUR/MWh to 70 EUR/MWh in ESP leads to a 70% increase in IRR and 20% in DSCR.


251

According to the Figure 7, same 1 Eurocent/kWh increase in ESP from 60 EUR/MWh to 70 EUR/MWh more than doubles the NPV of the project.

Figure 7. Effect of ESP on NPV

Figure 8. Effect of CAPEX on IRR & DSCR

Figure 9. Effect of CAPEX on NPV

4.3. Effect of CAPEXCapital Expenditures (CAPEX) – in other words initial investment – have negative effect on IRR & DSCR as observed in Figure 8. 10% increase from 1.000 EUR/ kW to 1.100 EUR/kW in CAPEX leads to a 20% drop in IRR and 10% decrease in DSCR.

The learning curve of the wind turbine is almost in the smoothening period. Therefore, price fluctuations are dominantly affected by the supply-demand relation influenced by global economical trends. Economic crisis in the end of 2008 has reduced the turbine prices around 10-20 %.

To reduce the negative impact of CAPEX of the wind farm on the IRR of the project, turbine manufacturers may reduce the CAPEX prices significantly and make the balance in long term O&M income. It has been shown by calculation that CAPEX Cost Balancing through long term O&M is feasible for both the turbine manufacturer and the investor. According to the Figure 9, a 20% decrease in NPV of the project can be observed while CAPEX increases by 100 EUR/kW. 5. ConclusionTurbine choice in wind farm project development is one of the most crucial aspects of the investment. NCF can vary from turbine to turbine by 7%, which in return may bring an unfeasible project to a highly profitable investment in terms of the IRR comparison or vice versa.

Electricity Sales Price, on the other hand, is as much important as the turbine choice since just 1 Eurocent/kWh increase, may

double the Net Present Value of the investment. In order to make a uniform distribution of investments regional incentives should be considered by the Government seriously.

Finally, decreasing CAPEX and increasing O&M revenue can be a reasonable strategy in countries like Turkey where the market has not matured yet and the turbine suppliers are competing for a market share. This strategy has been mathematically proven to be feasible for both the manufacturer and the wind farm developer.


252

RISK MANAGEMENT CONSIDERATIONS FOR RENEWABLE ENERGY

Sandra Tvarian STEVENSWiley Rein LLP

AbstractLike any technology, renewable energy technologies, such as solar, wind, and geothermal carry potential risks. Renewable energy companies may face construction risks and potential start-up delays. Once the project is operational, there can be business interruption and equipment breakdown risks. Even though renewable energy is meant to provide environmentally-friendly alternatives to traditional energy sources, renewable energy production can generate byproducts that are harmful to health and the environment. Insurance can help a company transfer a portion of such risks, and insurers are in fact developing new renewable energy insurance products to provide renewable companies with additional risk transfer options.

IntroductionIt is now widely accepted that alternatives to traditional energy sources are needed in order to address issues such as resource depletion. Not surprisingly, the market for renewable energy, including wind power, solar power, and geothermal power continues to grow. By 2016, this market is expected to expand to $225 billion.[1] It is also estimated that Europe and North Africa could obtain all of their power needs from renewable energy sources by 2050. [2].

These increased growth opportunities bring with them a host of risk management considerations for renewable energy companies, including bodily injury and property damage risk, construction risk, as well as the potential for business interruption, and litigation. While it cannot protect against all losses, insurance can be used to manage such risks for renewable energy companies.

Litigation RiskRenewable energy companies in the United States (“U.S.”) face litigation risk from a wide variety of lawsuits, including lawsuits alleging nuisance, bodily injury, property damage, wildlife impact, and environmental impact. A number of recent lawsuits involving wind, solar, and geothermal companies are discussed in this paper. Although litigation risk in Europe and other parts of the world may differ from litigation risk in the U.S., an analysis of U.S. lawsuits can provide insight to non-U.S. renewable energy companies about risks they may encounter if they do business in the U.S. Identification of these risks can, in turn, guide renewable energy companies in determining what kind of insurance to purchase in an effort to transfer some of the risk.

Wind PowerOver the years, a number of lawsuits have been brought against wind turbine manufacturers and wind farm operators. Several of the suits have alleged excessive noise, economic loss, and damage

to property. Other suits have included more novel causes of action based on zoning restrictions, or violations of environmental protection laws. While some of the suits have sought to stop the operation of an existing wind farm, many of the lawsuits seek to prevent the construction of new wind farms and, therefore, show that wind farms need to give considerable thought to the possibility of construction delays on new projects.

One of the earliest lawsuits involving wind energy was a case called Rose v. Chaikin that was brought by New Jersey residents in 1982. The residents alleged that a neighboring wind project created excessive noise, was a public nuisance, and caused them to experience nervousness, dizziness, loss of sleep and fatigue. They wanted to stop the operation of the wind project. Although the court recognized that wind farms can further “the national need to conserve energy by the use of an alternate renewable source of power,” it found that the wind project violated noise ordinances and constituted an actionable nuisance. Therefore, the court ultimately ruled that the property owners were entitled to an injunction prohibiting operation of the wind project. [3].

Lawsuits also have been brought seeking to prevent the expansion of existing wind farms. For example, in Bomba v. Zoning Board of Appeals, two property owners challenged the height of wind turbine “test towers.” When the state zoning board of appeals found that the wind turbines at issue were not subject to height limitations, the property owners appealed the decision in court and opposed a proposed expansion of the wind farm. One property owner alleged that the expansion would pose a safety and property hazard because during every ice storm, thousands of pieces of ice were thrown from the existing turbines and fell on neighboring property, in some instances causing damage to nearby roofs. The court found these to be credible concerns. However, the court rejected the second property owner’s claim on the basis that the second property owner had done no more than offer speculations about how ice from the wind farm could harm his business. [4].

More recent cases have sought to prevent the construction of new wind farms as well. One recent case, Muscarello v. Ogle County Board of Commissioners, is a telling example of the wide-range of allegations faced by wind farms and wind farm operators. At issue in Muscarello v. Ogle County Board of Commissioners was a special use permit that the County Board had issued to a wind farm for the construction of a Wind Energy Conversion System. A neighboring landowner sued the wind farm arguing that construction of the wind farm would interfere with the use of the property by causing radar interference and interference with cell phones and navigation


253

systems. Muscarello further claimed that the turbines would create excessive noise and that there was a risk of rotor blades being thrown from the turbines that could cause damage.[5] The case was dismissed in 2008, but is currently on appeal with the U.S. Court of Appeals for the 7th Circuit. Muscarello v. Ogle County Board of Commissioners is typical of the kinds of allegations that are being made against wind farms.

Other lawsuits have attempted to prevent construction of new wind farms on similar grounds. For example, in Clark County v. FAA, claims were made that the spinning blades of the wind turbines would scramble the radar waves needed to track airplanes. As a result, the Federal Aviation Administration (FAA) was ordered to reconsider its decision to allow the construction of a wind farm near the site of the Las Vegas Airport.[6] As of the date of this paper, studies are ongoing as to what impact wind farms may have on radars at other locations.

Muscarello v. Ogle County Board of Commissioners and Clark County v. FAA demonstrate that wind farms in the United States need to take into account the possibility of construction delays on new projects. This is particularly true where neighboring landowners are opposed to the new construction.

U.S. environmental laws have also been used as a basis for challenging construction of new wind farms. Animal Welfare Institute, et al. v. Beech Ridge Energy LLC, et al. is one recent example of how failure to take endangered species into account in plant construction can derail an entire project. The dispute in that case arose out of concerns that construction of a wind farm in West Virginia would adversely impact endangered bats. The Animal Welfare Institute, a nonprofit group, sued to stop construction. The Animal Welfare Institute provided estimates that the project would kill more than 6,000 bats each year. A federal judge stopped construction of the wind farm in December 2009 finding that the wind farm consultants should have undertaken surveys that would have shown the presence of the endangered bats at the project site.[7] This case demonstrates how stringently environmental laws in the U.S. tend to be enforced.

Geothermal PowerLike wind farms, geothermal facilities have been the subject of a number of different lawsuits over the years. Among other things, the lawsuits against geothermal facilities have involved allegations that geothermal facilities can pollute the environment and endanger human health.

In one early case, Layton v. Yankee Caithness Joint Venture, L.P., the plaintiffs claimed that hydrogen sulfide and chemicals emanating from a geothermal plant caused health problems such as headaches, bloody noses, dizziness, sore throats, coughing, and nausea. The court, however, did not find a sufficient causal link between the hydrogen sulfide around the homes and the emissions from the plant. Therefore, the court ultimately denied the Plaintiffs’ claims.[8]

Similar allegations have been made and rejected in more recent cases. For example, in Gap v. Puna Geothermal Venture, a property owner sued a geothermal well operator alleging that the geothermal facility emitted odors, fumes and noxious gases that

exacerbated her asthma and affected her health. Like in Layton v. Yankee Caithness Joint Venture, L.P, the court in Gap v. Puna Geothermal Venture did not find that there was sufficient evidence that the geothermal emissions had caused the plaintiffs’ health problems.[9]

Geothermal facilities may also face wrongful death lawsuits. One such case, Calpine Corp. v. ACE American Insurance Co., involved an insurance claim arising out of the death of a cooling tower employee who was killed at a geothermal plant in California. The employee had been hired by a subcontractor the plant had retained to rebuild the cooling towers. A wrongful death suit was subsequently filed against the geothermal facility and later a claim was submitted to the insurance company. [10].

Increased media attention is also being given to the question of whether geothermal projects can cause earthquakes. Earthquake tremors have been linked to at least two geothermal projects in the U.S. and in Europe. In July 2009, the U.S. Department of Energy halted a geothermal fracturing project in California citing concerns about the possibility of increased seismic activity that could result when bedrock is fractured to extract heat and generate electricity. The project was shut down completely in December 2009. A similar project in Basel, Switzerland was halted after it was suggested that the project had caused 100 tremors, including five with magnitudes between 2.0 and 3.0 on the Richter scale. The earthquakes caused no bodily injury, but did cause damage to local buildings amounting to about $9M.[11] Thus, geothermal facilities face the potential for a unique exposure to earthquake claims that other renewable energy companies such as solar and wind do not seem susceptible to because of the different technologies at issue.

Solar PowerWhile solar power companies are less likely to face earthquake claims than geothermal facilities, like geothermal companies, solar power companies need to be aware of the potential for environmental pollution and health and safety claims. This may come as a surprise to some because renewable energy technologies, such as solar power, are intended to provide environmentally-friendly alternatives to traditional energy sources. However, solar cell production can generate byproducts, and as with any technology that generates byproducts, care must be given to the treatment and disposal of the resulting byproducts.

For example, polysilicon production and the manufacture of solar cells generates silicon tetrachloride, a toxic substance that poses environmental risks and health hazards when inhaled. In the past few years, silicon tetrachloride disposal has achieved increased attention, particularly in instances where it is alleged that silicon tetrachloride is being dumped illegally.[12] Tedlar Polyvinyl Fluoride is another environmental and health concern. Tedlar increasingly is being used in photovoltaic cells. Tedlar is solvent-cast using dimethyl acetamide (“DMAC”). DMAC can produce systemic injury if inhaled or absorbed through the body over prolonged periods of time. Additionally, when Tedlar is burned, toxic fumes can be released. This increased public attention in the U.S. to disposal of silicon tetrachloride and Tedlar means that renewable energy companies need to be aware of the potential for bodily injury and pollution lawsuits involving these by-products.


254

Combined Power ProjectsAt least one lawsuit has been filed involving multiple renewable energy technologies. That suit, captioned, Back Country Against Dumps et al. v. Abott et al,. was filed in February 2010 by environmental conservation groups in Southern California. The conservation groups allege that the project will cause harm to endangered animal species, including sheep; butterflies; birds and toads, as well as to plant species, such as the thornmint. Therefore, the conservation groups want to prevent construction of the proposed renewable energy project. Unlike most renewable energy projects that are limited to a single renewable energy technology, the California project is unique in that involves a wind farm, a solar power facility and a geothermal power facility.[13] As of the date of this paper, the lawsuit is pending.

Risk Assessment and Insurance ConsiderationsThe above discussion of U.S. lawsuits and potential claims against wind, geothermal and solar companies is not intended to be exhaustive. Rather, it is meant solely to provide readers with an idea of the various risks faced by renewable energy companies in the U.S. and to provide insight to non-U.S. renewable energy companies about the risks they may encounter if they do business in the U.S. It is also important to note that such risks may differ over time. For example, a renewable energy company that is about to begin construction on a new project may be concerned about construction risks and the potential for delays in start-up. Then, once the project is up and running, the company’s focus may shift from construction risk to the potential for business interruption or equipment breakdown. These business concerns translate into insurance issues. Companies may decide to purchase insurance to cover builder’s risk, delays in start up, business interruption and equipment breakdown.

An insurance contract expresses an insurer’s agreement to accept, in return for a premium, a bounded and defined risk. Insurers underwrite contracts only on those specific risks that they agree to assume in exchange for premiums. [14]. This risk-for-premium exchange permits the insurance industry to distribute risks among the public and enables individuals and businesses to engage in activities that would be impossible to undertake if they themselves were required to bear the associated risks. Thus, insurance is a risk transfer mechanism that can help reduce a company’s risk portfolio for future losses. Although insurance cannot protect against all losses, it can be used to manage some risks for renewable energy companies, including builder’s risk, business interruption and equipment break-down.

Builder’s Risk Start-up companies can face new construction risks. Builder’s risk insurance is designed to fill gaps in insurance with respect to new construction.[15] Builder’s risk policies do not cover losses occurring before construction begins or after completion of construction. Construction must be in progress for coverage to exist.[16]

Builder’s Risk policies can contain Delay-in-Start-Up coverage. As the name implies, Delay-in-Start-Up (“DSU”) insurance covers income loss or specified additional expenses that result from a delay in the start-up of a business. Typically, start-up losses are measured from the date on which the business would have become operational had loss or damage not occurred.[17]

Business InterruptionAfter a new company is up and running, its focus may shift from construction issues to protecting against business interruption and other operational risks. Business interruption (“BI”) insurance is designed to compensate a company for income it would have earned, but for the interruption in business.[18] Some business interruption policies can include an extension of coverage for loss of income due to property loss at a key supplier or customer location. In addition to lost business income, business interruption insurance can also be written to cover operating expenses and/or necessary expenses incurred during the period of restoration for the property.[19]

Equipment Breakdown Equipment breakdown insurance covers losses arising from direct physical damage to covered equipment as a result of an accident. The policy will usually define what covered equipment is. Routine examples include heating or electrical equipment. An equipment breakdown policy may be written to cover the cost of replacing or repairing damaged equipment. Such policies can be written to provide extensions of coverage for service interruption and lost income. Equipment breakdown policies generally do not cover loss resulting from physical damage caused by wear and tear.[20]

Specialty CoverIt is important to identify the specific risks a particular renewable energy company may face. Recognizing this need, a number of insurers in the U.S. and Europe are underwriting insurance specifically targeted at the renewable energy industry. For example, primary (or first layer) insurers are offering policies with limits excess of $100 million covering renewable energy construction risks through the first year of operation. Some excess liability policies with limits in excess of $20 million for construction risks are also being underwritten by various insurers.

Insurers have been offering coverage for wind farms for a number of years. Some insurers now also are beginning to offer specialty products for the solar industry and are looking closely at the type of solar technology that is involved to determine whether coverage should be tailored to Concentrating Solar Power (CSP) technology or Photovoltaic (PV) technology. In the PV industry, some insurers are developing performance warranty policies covering possible risk of performance deterioration in PV modules.

Conclusion While the insurance needs that each renewable energy company may have will require a careful, individualized review, there are some recommendations that can be made. First, each renewable energy company should look closely at the types of risks it faces, including the potential for bodily injury or property damage claims, or pollution and environmental claims. Second, each renewable energy company should work with its risk management department to determine what its specific insurance needs are based on those risks. Third, if it already has insurance in place, each renewable energy company should decide whether the available insurance addresses each of these risks. As technology and needs in the renewable energy industry continue to develop and evolve there will be an ongoing need for each renewable energy company to reassess its insurance needs on a continuing basis. Finally, it is


255

important to recognize that insurance is not intended to, and does not protect against all risks.

References[1] MİLLS, E., “From Risk To Opportunity: 2007 Insurer Responses

to Climate Change,” p. 15, November 2007.[2] HOLLİDAY, K., “All Europe’s electricity could be from

renewables by 2050, says PwC report,” Energy Risk, March 29, 2010.

[3] ROSE v. Chaikin, 453 A.2d 1378 (N.J. Super. Ct. Ch. Div. 1982).

[4] Bomba v. Zoning Board of Appeals, No. 293552, 2005 WL 2106162 (Mass. Land Ct. Sept. 1, 2005).

[5] Muscarello v. Ogle County Board of Commissioners, No. 3:06 CV 50017, 2007 WL 5021065 (N.D. Ill. May 3, 2007).

[6] Clark County v. FAA, 522 F.3d 437 (D.C. Cir. Apr. 2008).[7] Animal Welfare Institute, et al., v. Beech Ridge Energy LLC,

et al., No. RWT 09 CV 1519, 2009 WL 4884520 (D. Md. Dec. 8, 2009).

[8] Layton v. Yankee Caithness Joint Venture, L.P., 774 F. Supp. 576 (D. Nev. 1991).[9] Gap v. Puna Geothermal Venture, 104 P.3d 912 (Haw.

2004).[10] Calpine Corp. v. ACE American Insurance Co., No. C 05-

00984 SI., 2007 WL 3010570 (N.D. Cal. Oct. 12, 2007).[11] BOYLE, R., “Two Major Geothermal Projects Abandoned in

Popular Science,” December 14, 2009.[12] CHA, A. E., “Solar Energy Firms Leave Waste Behind in

China,” Washington Post Foreign Service, March 9, 2008.[13] Back Country Against Dumps et al., v. Abott et a.l, No. 10-199

(E.D. Cal.).[14] North River Insurance Co. v. Cy Thompson Transportation

Agency, Inc., 840 F.2d 139, 142 (1st Cir. 1988) (recognizing that coverage is tailored to the risks defined in the insurance policy).

[15] FİNK, A.J., “Nailing Down Fundamental Insurance Coverage Issues in Builder’s Risk Policies,” RISK, Summer 2005.

[16] VOLLMER, M., “Builders Risk Insurance: What Is It? Who Needs It?,” THE RISK FACTOR, p. 1, Spring 2002.

[17] LİNDBERG, A., “Insuring Projects and Contract Work,” IF’S RISK MANAGEMENT JOURNAL, Part 2, p. 15, Jan. 2005.

[18] POLİN, D., “Recovery Under Business Interruption Insurance,” 41 Am. Jur. 3d Proof of Facts 319, § 3 (2005).

[19] BLACKMAN, C. and S. Davis, “Business Interruption Coverage: A Primer for Before and After the Storm,” PBI Insurance Institute 1, Spring 2006.

[20] PRAHL, R.J., “Equipment Breakdown Coverage: A Growing Need – Even For Small Business,” THE ROUGH NOTES MAGAZINE, August 2000.



256

TÜRKİYE ENERJİ SEKTÖRÜNDE BÜYÜME İLE İSTİHDAMIN İLİŞKİSİ VE GELECEK İÇİN PROJEKSİYON

Prof. Ümit Doğay ARINÇ UGETAM

Selami BALCIUGETAM

Serkan KELEŞERUGETAM

Hüseyin BULUNDUUGETAM

ÖzetÜlkemizde hızlı nüfus artışı, tarım nüfusundan kent nüfusuna geçiş, sanayileşmede geldiğimiz nokta ışığında artan enerji talebi had safhadadır. Genç nüfusumuzun çok olması, istihdam için hızlı tedbirler ve çözüm önerileri almamızı zaruri kılmıştır. Enerji sektörünün çok geniş bir yelpazeye hitap etmesi ve nitelikli eleman ihtiyacı, uluslararası kabul görmüş standartlarının olması nedeniyle üretilecek çözümlerin de uluslararası ölçekte olmasına ihtiyaç doğurmaktadır. Ülkemizde büyüme konusunda ve kentleşme çalışmalarında en önemli sektörlerin başında inşaat ve enerji sektörü gelmektedir. Enerji sektöründeki büyümenin, sektördeki istihdam rakamları ile doğru orantılı olarak artması beklenmektedir. Yenilenebilir enerji kaynaklarına geçişin hızlandığı, son zamanlarda enerji verimliliğinin öneminin arttığı, sanayiden konuta topyekün çözüm önerileri ve projeler geliştirildiği gözükmektedir.

Anahtar Kelimeler: Büyüme, Enflasyon, İstihdam, Nitelikli Eleman, Mesleki Eğitim, Yenilenebilir Enerji, EPDK (Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu), Sanayi, Enerji Verimliliği, Avrupa Birliği

GirişYunanca “energon” sözcüğünden türeyen enerjide; “en” iç, “ergon” ise iş anlamına gelmekte ve bir cisim ya da sistemdeki iş yapma kabiliyeti olarak ifade edilmektedir (Aruoba-Alpar, 1992:89). Diğer bir deyimle enerji, herhangi bir sistem içinde oluşan iştir. Ölçülebilir bir fiziksel nicelik olan enerji; fizik bilim dalının temel kavramlarından biri ve aynı zamanda da ekonomik faaliyetlerin ve dolayısıyla üretimin vazgeçilmez bir unsurudur. Bugün, uğrunda savaşlar yapılan ve birçok insanın ölümüne neden olan enerji, bütün ekonomiler ve toplumlar için çok önemli bir üretim faktörü ve girdi niteliğindedir. Enerjinin bulunmadığı bir coğrafyada; üretimden, tüketimden, ekonomiden ve tabii ki insan yaşamından söz etmek imkansızdır. Literatüre bakıldığında, enerji ile ilgili bir takım farklı ayrımlara gidildiği görülmektedir. Söyle ki; güneş, rüzgar, jeotermal vb. enerji türlerinin 20. yüzyılın son yarısında tanınmaya ve kullanılmaya başlanması ile beraber enerjinin daha önceden gaz, katı ve sıvı şeklindeki ayrımı bir tarafa bırakılmış, “yenilenebilir” ve “yenilenemeyen” enerji türleri diye iki yeni sınıflandırmaya gidilmiştir. Buna göre (Aruoba-Alpar, 1992:89-90);

i) Yenilenmeyen (veya Tükenebilir) Enerji Kaynakları: � Petrol (sıvı) � Doğal gaz (gaz)

� Kömür, linyit (katı)� Nükleer (katı)

ii) Yenilenebilir (veya Tükenmeyebilir) Enerji Kaynakları:� Yakacak odun (katı) � Hidrolik (sıvı) � Rüzgar � Güneş,� Jeotermal (sıvı, gaz) � Okyanus ve gel-git (sıvı) � Biyogaz (katı, gaz)

İkincil enerji kaynakları, birincil enerji kaynaklarına dayalı olarak üretilen bir enerji çeşididir. Enerji kaynaklarının farklılığı kadar verdiği randımanlar da farklıdır. Karsılaştırma yapabilmek için eşdeğerlik birimleri seçilmiştir. Eskiden kömür kullanımı çok yaygın olduğu için kıyaslama birimi olarak önce kömür eşdeğeri, sonraları hidrokarbonlar on sıraya yerleşince petrol eşdeğeri kabul edilmiştir. (Ozan BAHAR, 2005:14)

TEP (Ton Petrol Eşdeğeri) : 107 KcalKEP (Kilogram Petrol Eşdeğeri) : 10.000 Kcal

Ekonomik ve toplumsal kalkınmanın en önemli girdilerinden olan enerji, 70’li yıllardan günümüze tüm dünya ülkelerinin gündemini ağırlıklı olarak işgal etmekte ve uğrunda savaşlar meydana gelmektedir. Bu bağlamda, ekonomik büyümedeki önemli rolü ile enerji, kalkınma programlarının vazgeçilmez bir unsurudur. Enerji politikaları, özellikle gelişmekte olan ülkelerde, sürdürülebilir kalkınma planlarının bütünleşmiş bir parçasını oluşturmaktadır (TÜBİTAK,1998:1).

1. Enerji, Büyüme ve Ekonomi İlişkisiEnerji, ekonominin en önemli faaliyeti olan üretimde kullanılması zorunlu bir girdi ve sonuçta toplumların refah düzeyinin yükseltilmesini sağlayan bir faktör olarak; ekonomik büyüme, kalkınma ve sosyal gelişmenin gerekli ve yeterli bir koşuludur. Bu bağlamda, belirli bir anda, belirli bir ülkede genellikle TEP cinsinden hesaplanan toplam enerji tüketimi “E” ve para cinsinden ifade edilen Gayri Safi Milli Hasıla (GSMH) “Y” arasındaki ilişki, ekonomik faaliyette enerjinin rolü hakkında fikir vermektedir. Genel olarak “enerji şiddeti” veya “enerji yoğunluğu” diye adlandırılan bu “E/Y” oranı, ülkelere ve zamana göre değişiklik gösterebilmektedir (Yücel,1994:141). Çünkü; her ülkenin sahip olduğu üretim faktörünün


257

yapısı ve miktarı, coğrafi koşullar, emeğin verimliliği ve özellikle de sanayi ve imalat sektöründeki farklılıklar enerji yoğunluğunun da değişiklik göstermesine neden olabilmektedir. Bununla birlikte; enerji tüketim yapısında, kullanılan teknolojilerde, kişilerin yaşam şekillerinde değişikliğe gidilerek ve enerji tasarruf edilerek de “E/Y oranı” aşağı ya da yukarı çekilebilir. “E/Y” ilişkilerinin analizi; Y=f (K, L, E) fonksiyonunun içindeki E/K, E/L ilişkilerinin incelenmesini gerektirmektedir. Diğer bir ifadeyle; enerji, hiçbir zaman kendisi için değil, ekonomik gereksinimlerin karşılanmasına yönelik faaliyetlerin gerçekleştirilmesi için tüketilmektedir. Dolayısıyla, enerjinin hangi ölçüde K (sermaye) ya da L (emek) gibi üretim faktörü oluşturduğu ile diğer mal ve hizmetlerin üretimde ne kadar paya sahip olduğunun bilinmesinde, ekonomik açıdan büyük önem bulunmaktadır. (Ozan BAHAR, 2005:14)

Böylece, gelecek yıllara yönelik yapılması gereken ekonomik fayda/maliyet analizleri ve üretim/tüketim projeksiyonları daha kolay belirlenerek, ekonominin her sektöründe aktörler planlarını ve kararlarını buna uygun olarak şekillendirebileceklerdir.

Enerji şiddeti oranı (E/Y), enerji otoriteleri tarafından bir tahmin aracı olarak şıkça kullanılmaktadır. Enerji talebinin tahminini biçimlendiren en önemli etken ise GSMH düzeyidir. Ulusal gelir ne oranda büyürse enerjiye olan talep de o oranda artar. Diğer bir deyimle, enerjiye olan talebin artış oranıyla ekonominin büyüme oranı arasında bir korelasyon söz konusudur. Buna ekonomi dilinde talebin gelir esnekliği adı verilmektedir (Ölçen, 2000:25). Enerji talebi (E), tüketici geliri (Y)’nin bir fonksiyonu olarak ifade edilecek olursa: E= k1y seklinde yazılabilir. Burada; k1 sabit sayısı ve da enerji talebinin gelir esnekliğini göstermektedir. Gelir esnekliği, yıldan yıla çok fazla değişir gibi görünmesine karşın, yıl ortalaması veri alındığında, değişimin çok yavaş olduğu ortaya çıkmaktadır (Yücel, 1994:172). Türkiye için bu oran genellikle 1’in üzerinde kalmıştır. Diğer bir deyimle; ekonomik kalkınma, her dönemde kendi artışından daha yüksek bir oranda enerji tüketim artışını gündeme getirmiştir. (Ozan BAHAR, 2005:14)

Ülkeler sanayileşme hızlarını arttırdıkça, enerjiye olan talep de artmaktadır. Başka bir deyişle; gelişmiş olan ülkeler, gelişmekte olan ülkelere göre çok daha fazla enerji tüketmektedirler. Bugün, dünya genelinde yaklaşık olarak 6 milyar insan yaşamaktadır. Bunun, 1 milyarı sanayileşmiş ülkelerde yaşamakta ve kullanılan

enerjisinin % 60’nı tüketmektedir. Gelişmekte olan ülkelerde yaşayan 5 milyar insan ise enerjinin geriye kalan % 40’lık kısmını tüketmektedir (Atılgan, 2000:31).

2. Sektörlerde İstihdam DurumuÜlkemizde istihdam edilen meslekleri ve sektörleri in-celediğimizde, inşaat sek-törü son yıllarda elde ettiği hızlı küçülmelere rağmen halen en fazla istihdamın gerçekleştiği sektörlerin başında gelmektedir.

Sırayı perakende ticareti almaktadır. Bunun da ne-deni, bir yandan ülkemiz-deki genç nüfusun fazla-lığı, bir yandan da kredi kartı kullanımındaki yay-gınlaşmanın perakende sektörünün büyümesinde etken rol oynamasıdır.

Peki enerji sektörü bu sektörlerin neresinde diye baktığımızda, ilk on sektörde faaliyetlerin sürdürülebilmesi için en önemli girdinin enerji olduğunu görürüz. Buradan şu sonucu çıkarabiliriz: Ana sektörler büyümeli ki, enerjiye duyulan ihtiyaç artsın. Enerji sektörü ile ilgili yapılan bir araştırmayı burada ele almak faydalı olacaktır. 2001 yılı sonu itibariyle ülkemizde su, elektrik ve doğal gaz sektörlerinde istihdam rakamı yaklaşık 83 bin kişi olarak karşımıza çıkmaktadır. Bu rakamlara 2010 yılına kadar doğal gaz sektöründeki büyüme, petrol ve LPG sektörü, kömür ve linyit, HES’ler enerji üretim tesisleri gibi diğer bileşenleri de kattığımızda 300 bin civarında bir istihdam karşımıza çıkmaktadır. Burada istihdamı artırmak için yatırımların önemi çok büyüktür.

Türkiye’nin bir enerji koridoru olması, enerji talebinin sürekli artması ve ucuz enerjinin de uluslararası rekabet için bir ihtiyaç haline gelmesi, alternatif ve yenilenebilir enerji kaynaklarını ön plana çıkarmıştır. Ayrıca Türkiye ekonomisinin büyümesine paralel olarak, yabancı yatırımcılar da ülkemize gelerek, gerek ortaklıklar

Tablo 1. Temel Ekonomik Gösterge

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

GSYH 9,4 8,4 6,9 4,7 0,9 -6,0 3,5

Kişi Başı Milli Gelir (GSYH, ABD Doları) 5.802 7.056 7.643 9.221 10.285 8.456 8.821

Kişi Başı Milli Gelir (SAGP, GSYH, ABD Doları) 10.177 10.386 12.688 13.455 14.041 13.136 13.647

Nüfus (Yıl ortası, Bin Kişi) 67.734 68.582 69.421 70.256 71.079 71.897 72.698

Dış Ticaret (Milyar ABD Doları)

İhracat (FOB) 63,2 73,5 85,5 107,3 132,0 98,5 107,5

İthalat (CIF) (5) 97,5 116,8 139,6 170,1 202,0 134,0 153,0

Fiyatlar (Yüzde Değişme) TÜFE Yıl Sonu 9,4 7,7 9,7 8,4 10,1 5,9 5,3

İşsizlik Oranı (Yüzde) (4) 10,8 10,6 10,2 10,3 11,0 14,8 14,6

Enerji ve Elektrik Arzı

Enerji Arzı (bin tep) 87.778 90.077 99.313 107.257 106.525 99.360 105.791

Elektrik Arzı (milyon kWh) 150.018 160.794 174.637 190.010 198.085 194.300 202.000


258

yoluyla gerekse şirket satın almalarıyla yatırımlar yapmaktadır. Önümüzdeki 20 yılda Türkiye’nin sadece elektrik için yapması gereken yatırım tutarı, 250 milyar lirayı aşmaktadır. (Hacer Gemici, 27,3,10). Uluslararası güvenli bir koridor olması, NABUCCO projesi ve diğer enerji iletim hatlarının yatırımları, hem enerjiyi hem de enerji sektöründeki yatırımları dolayısıyla istihdam için fırsatları ön plana çıkarmaktadır. 3. Fırsatlar İçin Uygulamalı EğitimÜlkedeki işsizliğin en önemli sebebi mesleksizlik. Meslek liselerini daha cazip hale getirmeden bu sorun çö-zülmeyecektir. Daha fazla istihdamın ancak daha güç-lü bir canlanma ile mümkün olabileceğini dile getirirken, “İşgücüne yeni katılan her-kese istihdam sağlayabil-mek için her yıl en az % 7 büyümemiz gerekiyor. 2003-2008 yılları arasında istihdam 3,2 milyon kişi arttı. Demek ki ülkemizin istikra-rını koruyup, yapısal reformlara odaklandığımızda istihdamı artı-ran ekonomik büyümeyi de sağlayabiliyoruz. (TOBB Başkanı Rifat Hisarcıklıoğlu). Artan işsizlik kalifiye eleman eksikliğinden kaynak-lanmaktadır. Pek çok sektörde patronların istenilen vasıfta işçi bu-lamadığını, bu sıkıntının çözülmesi halinde işsizliğin azalacağını biliyoruz. (TİM Başkanı Mehmet Büyükekşi). Enerji sektörü toplum hayatını yakından ilgilendirmekte, büyük projelerin gerçekleşmesi ancak iyi yetişmiş kalifiye personel ile başarılabilmektedir. Mesleki standartların Avrupa normlarında tanımlanması ve bu mesleklere ilişkin yeterliliklerin belirlenerek mevcut ve potansiyel iş gücünün sektörün potansiyel yatırım önceliklerine göre uygulamalı eğitime tabii tutularak belgelendirilmesi zaruridir. Bu anlamda eğitim otori-teleri, meslek liseleri, üniversiteler, uygulamalı eğitim merkezleri ve finans sağlayıcılar nitelikli işgücü için önceden personel yetiştire-rek yapılacak enerji yatırımlarının ekonomik süresinde bitirilmesini sağlamalıdır.

bakımından dışarıya bağımlıdır. Bununla birlikte, taş ve linyit kömürlerinde önemli yurtiçi rezervleri vardır. Bunların kullanımı yıllardır gerilemektedir. Bu durum, aynı şekilde sınırlı sayıdaki doğal gaz ve petrol kuyuları için de geçerlidir. Son olarak yurt içindeki yenilenebilir enerji her geçen gün önem kazanmaktadır.

4.1. Yenilenebilir Enerji FaaliyetiAlmanya’da yenilenebilir enerjiler 2008 yılında pozitif artış sağlamıştır. Almanya’da yenilenebilir enerji kullanımı % 9,6’dır. 2008 yılında toplam 230 milyar kilowatt yenilenebilir enerji tüketilmiştir. Önceki seneye oranla 3 milyar kWh artış sağlanmıştır.

Yenilenebilir enerjiden kazanılan elektrik, Almanya’daki elektrik kullanımında % 15,3 arttı. Yenilenebilir enerji üretimindeki pay ise % 7,3’de kalmıştır. Bunlara oranla biyoyakıt üretimi % 22’ye gerilemiştir. Genel yakıt tüketimindeki kullanım % 7,6’dan % 5,9’a gerilemiştir. Bu gerilemenin sebebi ise biyoyakıtlara uygulanan vergi muafiyetinin kaldırılmasıdır. Yenilenebilir enerjiden kazanılan elektrik % 6,1 artışla 89,6 milyardan 95,1 milyar kWh’ye ulaşmıştır. Bunlardan rüzgar enerjisi ise % 40,3 (2007: % 39,7) ile en çok paya sahiptir. İkinci sırada 28,7 milyar kWh (25,7) ile biyoenerji geliyor. Bunu, 21,8 milyar kWh (21,2) ile hidroelektrik takip etmektedir. Fotovoltaik üretimi sayesinde kazanılan 4,3 milyar kWh % 40’lık bir oranla Alman enerjisine elektrik verdik. Bunun yanında, jeotermik üretiminde geçen seneye oranla 4,3 milyion kWh’de kalmıştır.

Tablo 2.

Yıl Faaliyet İşyeri sayısı Çalışan sayısı

2001 Toplam-Total 3 486 82 491

Elektrik-Electricity 345 46 794

Gaz - Gas 3 3 285

Su - Water 3138 32 412

Kaynak : TÜİK

Tablo 3. Birincil Enerji Sektöründeki İstihdam Rakamları

Yıl 2007 2008

Taş Kömür Madenciliği 34.774 31.510

Linyit Madenciliği Ve Rafinesi 13.805 13.635

Bölgesel Isıtma 14.907 14.243

Mineral Yağ İşlemleri 17.731 18.331

Petrol Ve Doğalgaz

Kazanımı 5.183 5.497

Gaz Sağlama 32.862 33.530

Elektrık Sağlama 121.512 121.425

Toplam 240.774 238.171

Kaynak: BMWi

Tablo 4. Yenilenebilir Enerji İstihdam

Yıl 2007 2008

Rüzgar 84.300 85.100

Fotovoltaik 38.600 57.000

Solartermik 12.100 17.400

Hidroelektrik 9.400 9.400

Jeotermal 4.500 9.100

Biyokütle 31.300 34.700

Biyogaz & Biyoküttle 13.500 7.400

Biyokütle Yakıtı 22.800 28.500

Biyoyakıt 28.500 25.200

Toplam 245.000 273.700

Kamu Ve Ortak Kullanımında’ki Çalışmalar 4.300 4.300

Toplam 249.300 278.000

Kaynak: AG EE-STAT (BMU)

4. Almanya Enerji Sektörü Göstergesi Almanya’da temel enerji tüketimi, 1990’lı yılların başından itibaren ekonominin gelişmesine karşın tüketimde gerilemiştir. Ancak bununla birlikte, buna benzer ülkelerin gelişen sanayi ile birlikte enerji ihtiyacı da giderek büyüyor. Yönelimin düşüşe geçmesindeki faktörlerden birisi de, olumsuz hava şartlarıdır. Soğuk bir kış mevsiminde ısınma ihtiyacı önemli ölçüde artıyor. Bu sebeplerden dolayı, 2008 yılındaki ihtiyaç, önceki seneye oranla % 2’lik bir artışla 3.906.114 GWh’ya yükselmiştir. Diğer bir sebep de, enerjinin verimli kullanılmasıdır. Bugün ise 1990’lara oranla matematiksel olarak, üretim için % 15 daha az işçilik lazım. Bunun göstergesi, enerji üretimindeki teknolojik gelişmelerdir ve bir de rasyonel ve tasarruflu enerji tüketiminde ayrıca bir avantajdır. Almanya enerji


259

[16] http://www.thema-energie.de/energie-im-ueberblick/zahlen-daten-fakten/statistiken/energieerzeugung/erneuerbare-energien-2008.html

[17] www.tusiad.org.tr[18] Aruoba Celik, Alpar Cem (1992). Turkiye Ekonomisi Sektorel

Gelismeler, Ozyurt Matbaacılık, Ankara.[19] Atılgan İbrahim (2000). “Turkiye’nin Enerji Potansiyeline

Bakıs”,Gazi Universitesi Müh. Mim. Fak. Dergisi, Cilt 15, No:1.

SummaryThe need of energy is exorbitant because of increase of population, movement from agriculture population to city population and industrialization figure point of Turkey .The reason of high young population of Turkey we should develop new group of measures and solving alternative for employment. Energy sector is serving a vide area of different type of sector, its’ need of qualified employee and standards in energy is very high internationally projection for solving employment problem should be international scale. Energy and construction sector are main area for growth and urbanization activities. It is assumed growing of employment ratio which should be direct proportion. At the present day passing to renewable energy resource and importance of energy efficiency increased ,from industry to residence have been developed total solution proposal and new projects in energy sector.

Key Words: Growth, Enflation, Employment, Qualified Employee, Vocational Training, Reneawable Energy, EPDK(Energy Market Regulation Autority), Industry, Energy Efficciency, European Union

4.2. Alman Enerji Sektöründeki İstihdamToplu enerji branşında kömür madenciliğinden elde edilen ısınmadan tutun ki, gürleyen enerji üreticilerinde Almanya’da yarım milyon kişi çalışmaktadır. Gelişen ekonomi sayesinde yenilenebilir enerjiden 2008 senesinde toplam 278 bin kişiye istihdam sağladık. Bunlardan 278 bin 700 kişi, ekonomi sektöründe, binlerce kişi ise kamu sektöründe çalışmaktadır. Yükselen enerji kurulumunda geçen sene 174 bin kişiye istihdam sağlanmıştır ve bununla kalınmayıp ondan önceki yıla oranla % 16 artış sağlanmıştır. Kurulumların işletiminde ve onarımında 2008 yılı itibari ile 49 bin 600 kişi çalışmıştır. Çalışanları alanlara göre sıralarsak; 2008 yılında rüzgar enerjisinde 85 bin 100 kişi, biyokütle 95 bin 800, solar enerji 74 bin 400, hidroelektrik 9 bin 300 ve jeotermalde ise 9 bin 100 kişi. Fotovoltaik ve jeotermal alanında ise önemli ilerlemeler kaydedilmiştir. Rüzgar enerjisi, hidroelektrik ve biyokütle alanlarındaki işçi sayımızda, ondan önceki yıla oranla sadece düşük oranla ilerleme kaydettik. Bunun göstergesi ise lastik sanayisi. Enerji seferberliğinde biyoyakıtların üretiminde çalışanların sayısı düşük de olsa 53 bin 700’e ulaşmıştır.

5. Sonuçİşsizlik oranlarının % 14 rakamlarına ulaştığı, sürekli genç nüfusun işsizler ordusuna katıldığı buna karşın işletme yetkililerinin aradığı nitelikte personel bulamaması kısa sürede tedbirler alınmasını zaruri kılmaktadır. Enerji sektörünün de artan işsizliğe bir çare olacağı hesaplanabilir. Yapılacak inşaat yatırımlarının üstyapıdan ziyade altyapı yatırımları olması ve bu altyapı yatırımlarının da çoğunluğunun enerji yatırımları olması işsizlerin umut kapısı olmuştur. Temelinde istatistiki verilerin yeterli olmaması enerji sektörü için insan kaynağı bilgi tabanının oluşturulmasını zaruri kılmaktadır. Sektördeki düzenleme kurumunun yapısının su, kömür, linyit ve yenilenebilir enerji kaynaklarını da kapsaması gerekmektedir. Yeni enerji kaynaklarının da yenilenebilir enerjiden kaynaklanması için yasal mevzuatın bir an önce yürürlüğe girmesi ve bu sektörde iş sahaları ve mesleklerin yapılanması gerekmektedir. Hayat boyu öğrenme modelinin, özellikle enerji sektöründe uygulamaya geçilmesiyle sektörde mevcut çalışanlara ilave vasıflar kazandırılması hedeflenmelidir.

Kaynaklar [1] www.epdk.gov.tr[2] Türkiye Enerji Ajandası 2009, Sektörel Fuarcılık.[3] T.C.Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı Stratejik Planı (2010

- 2014)[4] www.haberturk.com[5] www.zaman.com.tr[6] www.tuik.gov.tr[7] www.iskur.gov.tr[8] www.sgk.gov.tr[9] Bahar ,Ozan SBE Dergisi,2005 , Sayı :14[10] www.tesis.org.tr[11] www.dsi.gov.tr[12] www.tupras.com.tr[13] www.petder.org.tr[14] http://www.thema-energie.de/energie-im-ueberblick/zahlen-

daten-fakten/marktzahlen/beschaeftigung-im-energiesektor.html

[15] http://www.thema-energie.de/energie-im-ueberblick/zahlen-daten-fakten/stat ist iken/energieverbrauch/primaerenergieverbrauch-in-deutschland.html


260

REHABILITATION & FULL REPOWERING OF 2x150 MW EÜAŞ AMBARLI FUEL-OIL PLANT UNITS 4&5 BY CONVERSION TO 2x410 MW DUEL FUELLED COMBINED

CYCLE POWER PLANT AN EPC CONTRACTING CHALLENGE

Serdar ERKAN EPP Joint Venture

AbstractAmbarlı Units 4&5 rehabilitation project involves the conversion of the existing Fuel-Oil fired boiler steam plant into Combined Cycle by the addition of 2 ea Gas Turbine Generators and 2 ea Heat Recovery Steam Generators. The existing Steam Turbines are to be modified/re-rated for maximum performance under the new steam regime. Existing plant systems shall be rehabilitated and reused to the maximum possible extent. This project, involving ambitious performance objectives and engineering challenges, is being implemented under a turn-key lump-sum contract by EPP JV, a Joint Venture entity among PROKON Group of Companies with no foreign entity partnership.

Ambarlı Units 4&5 Repowering Project is a “first of its kind” project in Türkiye and is equalled in magnitude and complexity by only a handful of worldwide examples.

Investment RationaleElectricity Generation Company Inc. (EÜAŞ), a wholly treasury owned government utility, was faced with a multitude of compelling reasons to react expeditiously to the state of affairs at Ambarlı:� Sustained pressure from EU authorities, under the EU Acquis

harmonization process and Turkey’s accession talks, to significantly reduce the excessive levels of SO2, NOx and Particulate Matter emissions resulting from the use of high sulphur content heavy fuel-oils and unfavourable boiler combustions conditions,

� Reduction in plant availability factors due to high equipment failure frequencies and resultant outages,

� Marked reduction in peak and maximum continuous rating MW figures due to significant performance degradation in plant sub-systems (steam turbine stationary and rotating steam paths, generators, condensers, sea water circulation pumps, boiler feed water pumps, closed cycle cooling systems, condensate pre-heating systems, steam generator heat transfer surfaces etc.) after close to 40 years of plant operation,

� Further increase in kw-hour production costs due to the reduction of original net ISO thermodynamic efficiency of 41% to 35% over the years, in addition to the inherently high base cost of No:5&6 heavy fuel oils used.

Faced with above issues on one hand and in consideration of the following “facilitating/favourable” factors on the other hand, EÜAŞ decided to implement a full-repowering program to convert the existing FO Plant to Combined Cycle configuration:

� Costal location of Ambarli Site, facilitating enhanced GT thermodynamic efficiency due to low altitude/high ambient pressure and again facilitating best ST LP stage performance thanks to availability of cool sea water for high condenser vacuum,

� One to two orders of magnitude reduction in SO2 and NOx emissions, practically negligible PM emissions.

� Much higher net overall thermodynamic cycle efficiency and significantly lower cost of Natural Gas resulting in several fold reduction in fuel costs per kw-hour,

� Lower staffing costs afforded by available new modern plant automation designs,

� Concentration of National 154 KV and 380 KV Grid facilities in the vicinity,

� Convenient location in a region that hosts Türkiye’s largest consumer potential.

Concrete Objectives� Rehabilitation, modification, upgrade, rerate and reuse, in

general, of existing plant systems and auxiliary/ancillary facilities to the maximum extent allowed by the new combined cycle process requirements and performance objectives, resulting in significantly lower per KW installed cost of additional capacity attained after conversion, in comparison to current typical costs of equivalent greenfield CCPP facilities,

� Stipulated life extension and re-engineering & modification of the existing 40 year old Steam Turbines for performance optimization under the new 3-Pressure level+Reheat Heat Recovery Steam Generation regime, fundamentally different from the existing Single High Pressure+Reheat, high flow, fired boiler steam regime.

� Rehabilitation & performance enhancement & of steam condensers within their existing foot-prints.

� Minimum installed capacity of 2x408 MW, via addition of dual fuelled GT Generator sets and HRSG units.

� Minimum net exportable capacity of 2 x 400 MW, via minimization of house-consumption.

� Minimum net combined cycle thermodynamic efficiency of 54%� Reduction of existing So2 emissions of over 4000 mg/Nm³ down

to below 60 mg/Nm³� Reduction of existing Knox emissions of over 500 mg/Nm³ down

to below 50 mg/Nm³� Elimination of PM emissions down to negligible levels.

The realization of the above ambitious performance objectives were entrusted to the EPP Joint Venture formed by Prokon Engineering Group companies back in November 2008 after a competitive international tendering process, under a turn-key, lump-sum EPC


261

basis contract. Units were taken off the grid at the end of March 2009 and handed over to EPP for dismantling, thus marshalling the commencement of Project activities in earnest.

Scope of Engineering, Procurement & ConstructionWorksIn accordance with the selected repowered configuration, the following new power island systems are being engineered, procured and constructed:

� 2 ea 282 MW GT-Generator sets, Siemens SGT5-4000F� 2 ea Vertical type, 3-Pressure level + Reheat Enclosed Heat

Recovery Steam Generators, AE&E, 358 Ton/Hour � New HP, IP and LP Boiler Feed Water Pumps� 100% capacity HRSG Steam By-pass (PRDS) systems� Steam Water Cycle Chemical Dosing and Steam Water Analysis

systems� New adjustable pitch propeller type Condenser Cooling Sea

Water Circulation Pumps� New Sea Water Treatment/Intake (TAPIS) system� GT side generator and lube-oil closed circuit cooling systems� 2 Km long NG supply pipe-line and 175,000 M³/hour RMS-A

station� NG heating, scrubbing, distribution, final metering/filtering and

domestic consumption RMS-B systems� No 2 Light Distillate Oil transfer and forwarding and Ignition Gas

systems� 15 Ton/Hour capacity start-up Auxiliary Boiler System� 2 x 35 M³/hour capacity Demineralized Water Production

system� Industrial effluent, oily waste and domestic waste treatment

systems� Instrument & Service Air Supply and distribution system� Fire detection, alarm & fighting system� 380 KV Switchyard� GT side MV & LV switchgear� ST side MV & LV switchgear� GT & ST side and BOP I&C systems and plant-wide DCS

Integration� GT Powerhouse, Workshop & Warehouse buildings� Miscellaneous building utilities (cranes, hoists, HVAC, lighting,

small power distribution etc.)� Miscellaneous communication systems� Landscaping

Major Rehabilitation Scope & Engineering ChallengesDue to the required net exportable and installed capacity figures coupled with the minimum net thermodynamic efficiency requirement, the core of the rehabilitation scope pertained to the re-engineering and modification of the existing steam turbines to achieve net generator output ratings that are significantly higher than the industry’s conventional expectations from such repowered steam turbines under HRSG operating conditions. As per past experience, such turbines rated at 150 MW under single high pressure + reheat, high total/low LP flow, fired boiler steam regime would expected to provide only around 113 MW under lower total but higher LP flow, 3 pressure level+reheat HRSG steam conditions, which represent conditions diametrically opposite to the conditions under which steam turbines were originally designed and optimized. Therefore, an additional capacity of at least 10 MW was

needed from the ST-Gen sets to meet the Client’s combined cycle block gross & net MW rating and to simultaneously meet the net efficiency requirements, given the Siemens provided guaranteed capacity figures. This enhancement, though already a massive effort in itself, simply could not be achieved by straight-forward repair, rehabilitation & life extension measures. The situation was also further exacerbated by the Client’s after the event rejection of the utilization of the existing turbine-driven boiler feed water pumps, thus resulting in a substantial increase in house-consumption, which could only be partially compensated by the additional steam available to the Steam Turbine LP stage, as this stage was already close to overloading conditions with resultant excessive LSB kinetic exit losses, and lowered stage efficiencies.

On the other hand, the rather constricted available site dimensions, limited by the existing steam turbine hall on one hand and the fuel-oil tank farm at the other, presented another very critical design limitation on the size of the HRSG units, complicating the achievement of highest possible steam conditions. Given also the minimum stack exhaust temp limitation of 105 Deg C dictated by the Client, only approximately 370 MWs of exhaust heat energy was available to produce steam within a rather small HRSG footprint. This had to be converted to steam very efficiently to the full extent and at the highest HP steam flow, pressure and temperature values for maximum exergy, and at the same time making sure that the LP stage would not be flow-overloaded unduly.

Therefore, a very long and arduous HRSG thermodynamic and engineering model design effort had to be launched, with numerous iterations between ST re-engineering/modification and HRSG simulation parameters, all driven and managed by EPP process engineering team.

Despite all the site and Client specifications constraints, the above efforts resulted in a very efficient 3 row x 9 level HRSG heat exchanger bundle design by AE&E, capable of producing 281, 47 and 29 ton/hour HP, IP and LP steam flows, respectively. An additional 9 ton/hour LP steam that is not feasible to feed to the LP stage is still available for space building heating purposes if the Client so desires. Thanks to the very efficient design, a HP and Reheat steam temperature of 540 Deg C was achieved, which is already the extended duration operating limit of the existing turbines. It is also worthwhile to note that, these capacity figures are based on a stack exit temperature of 111 deg C, thus providing an even further margin of 6 deg C, affording more flexibility to the Client to operate the units under even increased flow rate conditions to cater for additional non-process steam consumption needs, if so desired.

The above HRSG performance maximisation effort was paralleled by comprehensive, NDE/NDT, Opening Steam Path Audit, Laser scan 3D modelling, reverse engineering, CFD flow modelling studies by TurboCare Inc and proprietary thermodynamic/engineering model performance simulation studies by EPP that eventually resulted in an expected Steam Turbine shaft power of 131 MW and generator bushing output rating of 127,5 MWs, thus now well exceeding the Client’s performance objectives on all counts. This astonishingly high ST performance enhancement is now being implemented through a complete redesign/new manufacture of all IP steam path components, complete redesign and manufacture of new HP Curtis stage rotor and nozzle elements, replacement of all the LP


262

stage blades with modern aerofoil design components for better performance and rotor wheels due to RAM concerns, complete redesign and new manufacturing of all radial seals and end gland boxes of all turbine stages, in addition to the more conventional rehabilitation works relating to ST casing cracks, valve body, stem, insert, turning gear, bearings etc. and general FOD/SPE damage life-cycle impact abatement repairs.

The overall Combined Cycle Process design work was further complicated by the unusual grid connection arrangement, in which the existing steam turbine generators’ connection to the 154 KV National Grid shall be maintained, while, the new GT generators sets are required to be connected to the 380 KV National Grid via a new 380 KV switchyard. Given the lack of a by-pass stack between the GT and HRSG units, as per Client requirements, any request by National Dispatch Centre to independently operate the topping cycle for peaking duty or for power quality management concerns must be achieved by 100% HRSG steam by-pass/PRDS facilities or via dry-running the HRSG units at 480 deg C GT exhaust temperature conditions, albeit at much reduced GT output. This dry-run capability stipulation dictated the utilization of P91 alloys for HRSG HP and Reheat stage tube bundles.

The fact that all the above challenging engineering, procurement, construction, commissioning & start-up, performance testing and reliability run works, that have assumed a somewhat R&D character beyond the foreseeable/predictable, amenable to straight-forward design and planning needs of conventional power plant EPC contracting scope, are being implemented in a turn-key basis by EPP JV, totally with local Turkish engineering and contracting teams, with no foreign entity consortium or joint venture partnership is a source of pride for our group of companies’ admiralty ship, PROKON Engineering Inc. who has zealously mobilized, with little concern for cost, all human and monetary resources for the eventual success of this Project. We would also like to express our appreciation for the successful efforts and cooperative attitude of our ST rehabilitation subcontractor, TurboCare Inc and HRSG supplier, AE&E and last but not the least, our Client Electricity Generating Company Inc (EÜAŞ) for their trust, spirit of cooperation and professional support.

We hope that, the successful realization of the ambitious investment objectives of our Client, EÜAŞ, shall present a verified model for other power generators in our region, paving the way for further implementations of this concept.

Figure 1. Ambarlı Fuel-Oil Power Plant – Existing Units 1 to 5.

Figure 2. Full Repowered Ambarlı Duel Fuelled Combined Cycle Power Plant Units 4 & 5- 3D View

Figure 3. Ambarlı Full Repowering Project – Overall Heat & Mass Balance and Process Flow Diagram

Figure 4. Steam Turbine Disassembly


263

Figure 5. Gas Turbine Package (SGT5-PAC-4000F) – 3D View

Figure 6. Heat Recovery Steam Generator - 3D View


264

TECHNICAL DUE DILIGENCE OF HYDROPOWER PROJECTS IN TURKEY

Dr.-Ing. Stephan HEIMERLFICHTNER GmbH & Co. KGMerkezi Almanya Türkiye İstanbul Şubesi

Dr.-Ing. Ronald HASELSTEINERFICHTNER GmbH & Co. KGMerkezi Almanya Türkiye İstanbul Şubesi

Dr.-Ing. Beate KOHLER FICHTNER GmbH & Co. KGMerkezi Almanya Türkiye İstanbul Şubesi

AbstractTurkey demonstrates a remarkable economical growth rate which in return results in growing energy demand. In order to guarantee energy supply, the energy market was privatized in 2000/01. Since then, more and more private companies are investing in hydropower projects. Especially a great number of small and medium hydropower plants are at the center of Turkish and foreign investors’ interest. Within the decision making process due diligence services play an important role to confirm the technical feasibility and boundary constraints of the project, to minimise risks for the investor and to ratify the profitability of the investment. A technical due diligence is an inevitable part of the risk assessment process particularly for hydropower projects since these projects belong to the most challenging engineering jobs compared to other energy sources such as the wind power. Hence, Consultants with long-term experience in planning, designing and realizing hydropower projects can provide an objective, realistic and independent evaluation of the target project. In this paper the basics of due diligence services and the main objectives with regard to hydropower projects are described. The overall development of the Turkish energy market is explained as an introduction to this paper.

Hydropower Development in TurkeyThe economically feasible electric energy potential of Turkey is approximately 140 • 10³ GWh/a, nearly 65 % of the technical feasible hydropower potential according to DSI, the State Hydraulic Works, 2009. 33 % of this economically feasible electric energy potential was utilized with an installed capacity of approx. 14,500 MW (approx. 30 % of the total installed capacity) in 2009. These hydropower plants produced approx. 45.5 10³ GWh/a in 2009.

Hydropower in Turkey is and will be used more and more to achieve the utmost level of electricity generation. Also, a good number of private small and medium hydropower plants are operated with relatively small reservoirs, with daily or monthly reservoir capacities. In the future, the construction and operation of a great number of small hydropower plants (<10 MW) and medium sized ones (<50 MW) will contribute to the hydroelectric energy production.

In the view of the unused part of the economically feasible electric energy potential in Turkey, a lot of hydropower projects are under development in the moment. Official figures of DSI, the State Hydraulic Works, provide following information for the year 2009:� approx. 1,580 projects,� with approx. 22,500 MW installed capacity,� with approx. 80 billion kWh/a and

� an investment volume of approx. 46.6 billion TL or approx. 22.5 billion EUR.

Turkey’s hydropower potential has been utilized more intensely since the energy sector was privatized. National and international investors are attracted by both relatively comfortable profitability of hydropower projects in Turkey and sustainable long-term compatibility of renewable energies. Additionally Lender’s are interested in financing or re-financing.

For this purpose, objective and independent Consultants are contracted for due diligence services with the aim of confirming the technical feasibility and the appropriateness of applied assumptions including the scheduling and project costs and benefits. In this context, the major risks should also be identified and evaluated.

The Role of a Due Diligence

DefinitionThe term “Due Diligence” is used for a number of concepts including the performance of an analysis of a business prior to signing a contract, or the performance of an act with a certain duty of care. Within this evaluation process all available information about the financial, legal and technical status as well as other important aspects of the projects and related parties is collected and evaluated. The most common example of a “Due Diligence” in various industries is the process through which a potential acquirer evaluates a target company or its assets for acquisition.

Before arriving at an investment decision on an existing asset or developing a completely new one, owners, operators, investors, lenders, insurance companies and developers have to understand and mitigate all the risks prior to the final decision of proceeding further. Project risks which might affect the project’s profitability in the short, medium and long term can usually be identified during initial project development stages.

Therefore, the main goals of a due diligence are:� Information acquisition about the asset,� Analysis of the information received,� Assessment of the relevant information,� Proper documentation of the whole process of an investment.

Various (sub-) types of due diligences are applied depending on the different asset types and the different investment purposes:� Strategic due diligence of investors as a basis for strategic

decisions,


265

� Financial due diligence to evaluate the capital, profit, liquidity, liabilities, customer records and other benchmarks,

� Commercial due diligence to review the market and the sustainability of the specific business based on the target assets,

� Tax due diligence to analyze the fiscal and tax related aspects,� Legal due diligence to analyze the legal relations, obligations

and risks,� Technical due diligence to evaluate the assets in the view of

availability, operation, maintenance, necessary rehabilitation and investments etc.,

� Environmental due diligence to evaluate the sustainability and compliance of all relevant standards,

� Human resources and organizational due diligence.

The Typical Procedure of a Due DiligenceWithin the framework of such a process, the typical steps performed by an investor’s internal staff and/or external consultants are as follows:

� Step 1 - Pre Due Diligence Analysis of the free available data of the target asset to identify the

main questions and risks. In many cases this step is performed without direct contact with the owner of the target asset.

� Step 2 - Initial Contact A Letter of Intent is signed upon mutual agreement by both

parties - the investor and owner. The target subject, the terms of confidentiality (NDA), the manner of handling the required information and the time frame for the main due diligence process are defined in this document.

� Step 3 - Pre acquisition Due Diligence Detailed assessment of the available data together with a team

of specialists. In this phase the main topics are reviewed with regards to financial, legal, technical and environmental aspects. Also initial site visits are carried out.

� Step 4 - Post completion Due Diligence Second assessment after signing a contract but before execution

of the contract (closing). In this step a Purchase Audit is made to determine the balance of the target asset to readjust the sales price if necessary.

� Step 5 - Post acquisition Due Diligence After closing the investor has full access to all data, thus the

possibility to reassess the performance of the contract details especially with regard to the warranties. This step is neglected in many cases.

In particular in steps 2 and 3, the investor needs support of various specialists to validate his own evaluation of the business in order to confirm related decisions. An appropriate, well balanced team of experienced specialists and/or consultants is necessary, in consideration of the limited time frame and wide spread subjects and items to be handled.

In some cases, certain steps are neglected or intentionally reduced due to the boundary constraints and the level of experience of the investor. For certain cases this might be possible and justified but

finally this approach may result in further problems and lead to heated discussions which may harm the mutual trust between the parties.

In many cases lenders are also interested in project financing issues. Since lenders do not have relevant staff capable of assessing and evaluating the projects by its own means, the lender will usually contract its own lender’s consultant or lender’s engineer in order to work on an additional, independent and reliable due diligence. The scope and aim of different due diligence services have to be adjusted to the specific needs and requirements of the clients.

Technical Due Diligence of Hydropower Projects in TurkeyWith regard to the appreciable amount of hydropower projects in Turkey in every stage of development - in operation, under construction and in design phase - and the high growth rate of the electricity market in combination with the expected comfortable profitability of the projects a lot of investors are attracted. Also the aspect of hydropower being a “green” and renewable energy plays an important role for several investors.

A careful and proper assessment of the related target assets within a due diligence is essential in such an investor driven market. Since hydropower projects are crucially dependent on the boundary constraints such as hydrology, geology and topography technical due diligence services are inevitable to obtain a reliable detailed evaluation about:� the feasibility of a project,� the costs (CAPEX and OPEX),� the benefits based on the annual energy production,� the possible risks and possible risk mitigation means and

activities and� the time schedule for development, construction and operation

(including maintenance periods).All these issues need to be assessed within the outlined technical due diligence services by an experienced consultant in order to obtain a reliable evaluation of the project.

Usually such services cannot be handled with simple “check lists” since every hydropower project is unique and requires a unique treatment and design. Most of the problems related to hydropower projects arise due to the inappropriate approach of project developers applying “copy & paste” designs without considering the actual conditions and requirements of a hydropower project. As mentioned above hydropower projects are mainly based on the existing natural conditions at site like:� hydrological regime of a river, � topography,� the geological conditions including the remarkable earthquake

risk in Turkey and� other boundary constraints in terms of environment, socio-

economic aspects etc.

Additionally the increasing application of electro-mechanical (E&M) equipment from Far East by Turkish owners have to be weighed up considering low initial investment costs in contrast to shorter service periods or to a general unfavourable efficiency of the power units.

Furthermore, in the view of the different participants of such a due diligence process, expert’s knowledge and experience is needed


266

to handle those parties in different roles acting as:� Investor’s engineer,� Lender’s engineer,� Owner’s engineer.The work of a lender’s engineer is the most challenging one in such due diligence processes since it acts as a kind of “buffer” and moderator at the same time among all project participants. The main duty in addition to the technical review of the design assumptions, design criteria and the design itself is to mediate between primarily the lender and the owner represented by the owner’s engineer, the design engineer or other technical experts. The different project approaches, expectations and aims have to be well understood and communicated to each party in light of all specific terminologies. The lender’s engineer plays an important role in not only performing a technical due diligence but also counselling both the client and the project developers in order to avoid problems and minimize all kinds of risks in advance.

An important challenge of internationally financed projects is the liability to comply with not only the national norms and standards but also the international ones including the Equator Principles for environmental and social aspects. Another significant aspect is achieving a good international engineering practice mostly represented by accredited publications prepared in the USA (USBR, USACE, ASTM etc.), in Europe (IEC, EN, BS, DIN etc.) or by international organizations (ISO etc.).

Since many newcomers forge ahead into the energy market of Turkey without experience in the hydropower sector and lenders are often unversed in financing energy projects, crucial problems, misunderstandings and misinterpretations are anticipated. In addition to the technical tasks another important aspect is the understanding of country specific aspects such as typical layouts, documentation, authorization procedures etc.

The services of an independent consultant are inevitable in such an environment of conflicts. In consideration of consolidated findings of many technical due diligences on hydropower projects in Turkey as an engineer in different roles and after many lessons learnt in cooperation with the clients - investors, lenders, financial consultants, owners and engineers etc. - the authors can conclude that appropriate experienced consultancy will avoid frequent mistakes and problems simply by understanding the technical subjects and limits. Recent experience has also demonstrated that the scope of the services of a lender’s engineer can contribute to cost effectiveness and risk mitigation if the consultant does not neglect its common consultancy tasks. Thus, lender and owner may get benefit from lender’s due diligence services.


267

RÜZGAR ÖLÇÜMLERİNDEKİ TEKNİK PROBLEMLER

Barış AĞIREPURON Yenilenebilir Enerji Projeleri Ltd. Şti.

Sunay ATASEVENAtaseven Enerji Üretim A.Ş

ÖzetBir Rüzgâr Elektrik Üretim Santralinin projelendirilmesi, santral sahasından üretilebilecek enerji miktarına göre yapılır. Santral sahasından üretilebilecek enerji miktarı da proje sahasından alınan rüzgar ölçümlerine göre belirlenebilmektedir. Bu nedenle Rüzgar Elektrik Üretim Santrallerinin kurulmasının ilk aşaması rüzgar ölçümüdür. Rüzgâr ölçümleri, projenin veri değerlendirmesi, enerji üretiminin belirlenmesi, türbin seçiminin yapılması gibi projenin ileri aşamalarında en önemli unsurdur. Bu nedenle kaliteli ölçüm yapılmasına özen gösterilmelidir. Santral kurulmadan önce en az 1 yıl süreyle rüzgar değerleri kaydedilmektedir.Yapılan ölçümler ile analizler yapılmakta ve bu analizlerin ışığında projeler yapılmaktadır. Santral kurulduktan sonra da en az bir Rüzgar Ölçüm Direği ölçüm yapmaya devam ettirilmektedir.

1. Rüzgar Ölçüm SistemiRüzgar Ölçümü yapılması düşünüldüğünde ilk yapılması gereken, ölçüm direğinin yerini tespit etmektir. Santralin yapılması düşünülen saha iyice analiz edilip sahayı en iyi temsil edebilecek yer seçilir. (Şekil.1)

2. Sensörlerin MontajıSistemde kullanılacak anemometrelerin montajdan önce dünyaca kabul görmüş enstitülerin rüzgar tünelinde kalibre edilmesi ge-rekmektedir. Direğe monte edilecek anemometre ve yön sensörü sayısı direğin yüksekliğine ve arazinin yapısına göre belirlenir. Bir tane anemometre direğin en tepesine, merkez eksenine yerleştirilir. En tepedeki bu anemometrenin yıldırım veya kuş çarpmaları ne-deniyle zarar görme olasılığı çok yüksektir. Bu nedenle tepedeki anemometrenin 1,5 m. aşağısına bir tane daha anemometre yer-leştirilir. Diğer anemometreler ve yön sensörleri yan kollar ile ölçüm direğine monte edilir. (Şekil 2)

Rüzgar Ölçüm direkleri santral sahasındaki hakim rüzgâr yönüne dik olacak şekilde yerleştirilir.

İkinci olarak; direğin yüksekliği ve tipine karar verilmektedir. Ölçüm direğinin yüksekliği en az rüzgar türbininin kule yüksekliğinin 2/3 katı kadar yapılır. Yüksekliğe göre de direk tipi belirlenir. Boru tip veya kafes tip direk seçilebilir. Yükseklikle beraber bu tiplerin avantaj ve dezavantajları da düşünülerek direğin tipine karar verilmelidir.

Üçüncü konu Rüzgar Ölçüm Sistemlerinde kullanılacak ekip-manlardır. Bir Rüzgar Ölçüm Sisteminde rüzgar hız sensörü, rüzgar yön sensörü, termometre, nem sensörü, basınç sensörü ve kayıt cihazı bulunmaktadır. Sensörlerden gelen bilgiler kayıt cihazında kaydedilir ve gerektiğinde bir uzaktan erişim sistemi vasıtasıyla istenilen yere aktarılır. Kullanılacak sensörler her zaman 1. sınıf seçilmelidir. Sistemler genellikle elektrik şebekesinin olmadığı yer-lere kurulduğundan, aküler ve solar panellerden oluşan besleme sistemi de bulunmaktadır. Tüm bu ekipmanları korumak için de mutlaka bir yıldırımdan koruma sistemi kurulmalıdır.

Şekil 1. Rüzgar Ölçüm Direğinin Yeri

Şekil 2. Rüzgar ölçüm direği yan kolları

Yan kol mesafeleri sensörlerin ölçümlerini etkilemeyecek şekilde ayarlanması gerekmektedir. Herbir sensör için bir yan kol bağlantısı yapılmalıdır. Yan kol mesafeleri Şekil 3’te gösterilmektedir.

Sensörlerin birbirlerinin ölçümlerini etkilememesi için iki sensörün en üst noktaları arasındaki mesafe en az 1,5 m. olacak şekilde ayarlanır. (Şekil 3)

Min. 150 cm

Min. 75 cm

Şekil 3. Sensör montaj mesafeleri


268

İki anemometre arasında da en az 15-20 metre mesafe bırakılır.

3. Rüzgar Ölçüm Sisteminin BakımıRüzgar ölçümleri sırasında rüzgar ölçüm direklerinin standartlara uygun kurulmasından sonra en önemli nokta aynı standartlar ile direğin idamesini sağlamaktır. Direğin ne kadar gündür kurulu olduğundan, ne kadar gündür ölçüm yapıldığından ziyade sensörlerden alınan verilerin ne kadarının kesintisiz ve doğru olduğu konusu önem taşımaktadır. Bu nedenle ölçüm direği ve üzerindeki ekipmanların periyodik olarak bakımlarının yapılması gerekmektedir. Periyodik bakım yılda 4 defadan az olmamalıdır. Yaşanılan bazı tecrübelere dayanarak ayda bir bakım yapılması daha uygun görülmektedir. Bakımlar ilk bakışta yatırımcı açısından maliyetli görünse de yapılan ölçümlerin kalitesinin enerji analizlerini direk olarak etkileyeceği gözönüne alınmalıdır.

Bakımlar sırasında direğin genel olarak yapısına bakılır. Eğer direkte herhangi bir eğilme söz konusu ise halatlar kontrol edilerek halatlar gerginleştirilir. Direğin genel bakımından sonra sensörler hem görsel açıdan hem de elektriksel açıdan kontrol edilmelidir. Arızalı sensör var ise aynı marka aynı model, yeni sensörle değiştirilmelidir. Sensörlerden sonra besleme sistemi de kontrol edilmelidir. Solar paneller temizlenmeli, aküler ölçülmelidir. Akü ve solar panel ile ilgili problem var ise zaman kaybetmeden yenisi ile değiştirilmelidir. Aksi taktirde ölçümleri kaydetmek mümkün değildir.

4. Rüzgar Ölçüm Sistemlerinde Yaşanan ProblemlerProje bazlı rüzgar ölçümleri ülkemizde son yıllarda artış göstermiştir. Bu nedenle rüzgar ölçümlerinde kullanılan teknolojileri daha yeni yeni tanımaktayız. Daha önceleri tüm sistem yurt dışından ithal edilmekte iken bugün direkler ülkemizde birçok firma tarafından yapılır duruma gelmiştir. Ama yine de sensörler ve kayıt cihazları hala yurt dışından ithal edilmektedir. Bu nedenle ekipmanların temini oldukça uzun sürmektedir. Bir de üstüne ekipmanların Türkiye’ye girişteki gümrük sürecini ekleyince zaman daha da uzamaktadır.

Kullanılan sensörlerin yurt dışından ithal ediliyor olması, özellikle kış aylarında sahalardaki zor hava koşulları vb. nedenlerden dolayı kesintisiz ölçümler yapılamamaktadır. Bu da enerji analizlerinin belirsizliğini arttırmaktadır. Herhangi bir sorun olduğunda, ‘ürünü ithal edeyim sorunu gidereyim’ diye düşünürseniz bu size en az 1,5-2 aylık data kaybı demektir. Bu belirsizlik oranını azaltmak için hem yatırımcının hem de ölçüm sistemi kuran firmaların stoklarında her zaman yedek ürün bulundurması gerekmektedir.

Rüzgar hız sensörlerinin, ilk montajdan önce, montajdan 2 yıl sonra ve bir ölçüm direğinden başka bir ölçüm direğine monte edilmesi gerektiğinde, dünyaca kabul görmüş enstitülerin rüzgar tünelinde kalibre edilmesi gerekmektedir. Bu enstitüler yurt dışında bulunduğundan, ürünleri kalibrasyon için yurt dışına göndermek gerekmektedir. Bu durumdaki gümrük işlemleri yeni alıma göre biraz daha uzun sürüyor. Bu durumda da yine en az 1,5-2 ay kaybediliyor. Bu sorunların dışında bir de bakım problemleri olmaktadır. Rüzgar Ölçüm Sistemlerinde kullanılan teknolojiler ülkemizde çok yeni olduğundan bu konuda yetişmiş eleman sayısı çok az sayıdadır. Böyle olunca da bir arıza durumunda yetişmiş elemana ulaşmak ve bu elemanın olaya müdahalesi vakit almaktadır. Bazen uzunca bir süre çözülemeyen problemler olmaktadır. Uzman kişinin defalarca sahaya gitmesi gerekebilmektedir. Bu arada da bir çok kere data kaybı yaşanmaktadır.

5. SonuçSunumun başında da bahsedildiği gibi iyi bir Rüzgar Elektrik Üretim Santrali geliştirmek için kaliteli ölçüm yapmak gerekmektedir. Burada ölçüm yapmak için tasarlanan Rüzgar Ölçüm Sisteminin kurulumundaki hassasiyetler kadar devamı için söz konusu olan hassasiyetler de önemlidir. ‘Bir kere ölçüm sistemini her şeye uygun kurduk, iş tamam’ diye düşünmemek gerek.

Ama sistemlerin gerek kurulumunda gerekse idamesinde yukarıda bahsettiğimiz bazı zorluklar yaşamaktayız. Bu sorunların aşılması gerekmektedir.

Yurt dışından ithal edilen sensörler ve kayıt cihazlarının ülkemizde üretilmesi yakın gelecekte mümkün olmayabilir belki ama en azından sensörlerin kalibre işlemleri ülkemizdeki üniversitelerde yapılabilir. İstenilen standartlara uygun bir rüzgar tüneli bizim üniversitelerimizde de oluşturulabilir. Bu durumda kalibre işlemleri için kaybettiğimiz süreyi kazanmış oluruz.

Bununla beraber gümrükleme işlemleri ile ilgili yeni düzenlemelerle gümrük süreçleri kısaltılabilir.

Rüzgar Ölçüm Sistemlerinde kullanılan teknolojiler konusunda uzman kişiler de yetiştirebiliriz. Bu konuda da teknik liseler, yük-sekokullar ve üniversiteler düzeyinde çalışmalar yapılıp eleman yetiştirilmelidir.

Kaynaklar[1] Murat Durak, Serra Özer, “Rüzgâr Enerjisi: Teori ve Uygu-

lama” (s.113-s.195)[2] Garrad Hassan, Wind Farm Design[3] www.ruzgarenerjisibirligi.org.tr[4] Tony Burton, David Sharpe, Nick Jenkins, Ervin Bossanyi,

“Wind Energy Handbook”

Summary Design of wind power plant, is based on the amount of producing energy. Producing energy received from project site is determined by measuring the wind. Therefore, the wind measurement is the initial phase of the establishment of Wind Power Plant. Wind measurement, evaluation data determine the energy production, turbine selection, is the most important elements in advanced stages. Therefore, must be taken to high quality measurements.Firstly, location of wind masts must be carefully determined. Chosen to the height and type of the wind mast must be selected weatherproof sensors. Height of sensors adjusted terrain.After the establishment of wind mast most important point is maintenance of the wind mast according to international standards. Continuously data is very important. These Technologies are new technologies in our country. Therefore it is hard to satisfy high quality measurement. In this case, uncertainty increases in the energy analysis.Recently, project-based wind measurement has increased in our country. Earlier while all systems are imported directly from abroad, wind mast are now produced in our country by Companies now. But sensors and recording devices are still being imported from abroad. Custom procedures are quite long. Therefore, the investor and measurement systems established company must keep spare materials in stock at any time. Number of experienced staff is very few with respect to all equipment used in the measurement system.


269

K

HES PROJELERİNDE ÇED SÜRECİ VE İPTAL DAVALARI

Av. Süleyman BOŞÇA Enerji Hukuku Araştırma Enstitüsü

ÖzetÇevresel etki değerlendirmesi (ÇED), gerçekleştirilmesi planlanan projelerin çevreye olabilecek olumlu ve olumsuz etkilerinin belirlenmesinde, olumsuz yöndeki etkilerin önlenmesi ya da çevreye zarar vermeyecek ölçüde en aza indirilmesi için alınacak önlemlerin, seçilen yer ile teknoloji alternatiflerinin belirlenerek değerlendirilmesinde ve projelerin uygulanmasının izlenmesi ve kontrolünde sürdürülecek çalışmalardır.

ÇED Yönetmeliğinin EK-I listesinde yer alan projeler, Seçme Eleme Kriterlerine tabi olup “Çevresel Etki Değerlendirmesi Gereklidir” kararı verilen projeler ve Yönetmelik kapsamında ya da kapsamı dışında bulunan projelere ilişkin kapasite artırımı ve/veya genişletilmesi halinde, kapasite artışı toplamı Yönetmeliğin EK-I’inde belirtilen eşik değer veya üzerindeki projeler ÇED’e tabidir.

Bununla birlikte, ÇED Yönetmeliğinin EK-II listesinde yer alan projeler, Yönetmelik kapsamında ya da kapsamı dışında bulunan projelere ilişkin kapasite artırımı ve/veya genişletilmesi halinde, kapasite artış toplamı bu Yönetmeliğin EK-II’sindeki eşik değer veya üzerindeki projeler, seçme eleme kriterlerine tabidir. Seçme eleme kriterlerine sahip projeler hakkında Çevre ve Orman Bakanlığı tarafından “Çevresel Etki Değerlendirmesi Gereklidir” veya “Çevresel Etki Değerlendirmesi Gerekli Değildir” kararı verilir.

Kurulu gücü 25 MW ve üzeri olan nehir tipi santraller Ek-I listesinde olup ÇED’e tabidir. Kurulu gücü 0,5 MW ve üzeri olan nehir tipi santraller ise Ek II listesinde yer almakta olup, seçme eleme kriterlerine tabidir. Özellikle Doğu Karadeniz’de ÇED’e ilişkin kararlara karşı açılan iptal davalarında mahkemeler tarafından verilen yürütmeyi durdurma ve iptal kararları HES projelerinin gerçekleşmesi önünde çok büyük bir engel olarak durmaktadır.

Mahkemeler tarafından ÇED’e ilişkin iptal davalarında verilen kararlarda özellikle havza planlamasının yapılması, biyolojik çeşitliliğin korunması ve sürdürülebilirliği için gerekli can suyu miktarının yetersizliği ile ÇED raporlarında iletim hattı ile ilgili çalışmalara yer verilmemesi temel gerekçeler arasında yer almaktadır.

ÇED ve İlgili Yasal DüzenlemelerÇevresel Etki Değerlendirmesi (ÇED), gerçekleştirilmesi planlanan projelerin çevreye olabilecek olumlu ve olumsuz etkilerinin belirlenmesinde, olumsuz yöndeki etkilerin önlenmesi ya da çevreye zarar vermeyecek ölçüde en aza indirilmesi için alınacak

önlemlerin, seçilen yer ile teknoloji alternatiflerinin belirlenerek değerlendirilmesinde ve projelerin uygulanmasının izlenmesi ve kontrolünde sürdürülecek çalışmalardır.

Türkiye Cumhuriyeti Anayasasının 56. maddesinde; herkesin, sağlıklı ve dengeli bir çevrede yaşama hakkına sahip olduğu, çevreyi geliştirmek, çevre sağlığını korumak ve çevre kirlenmesini önlemenin devletin ve vatandaşların ödevi olduğu belirtilmiştir.

2872 sayılı Çevre Kanununun amacı, bütün canlıların ortak varlığı olan çevrenin, sürdürülebilir çevre ve sürdürülebilir kalkınma ilkeleri doğrultusunda korunmasını sağlamaktır. Kanunun 3. maddesinde çevrenin korunmasına, iyileştirilmesine ve kirliliğinin önlenmesine ilişkin genel ilkeler sayılmıştır. Buna göre, arazi ve kaynak kullanım kararlarını veren ve proje değerlendirmesi yapan yetkili kuruluşlar, karar alma süreçlerinde sürdürülebilir kalkınma ilkesini gözetirler. Yapılacak ekonomik faaliyetlerin faydası ile doğal kaynaklar üzerindeki etkisi sürdürülebilir kalkınma ilkesi çerçevesinde uzun dönemli olarak değerlendirilir. Politikalarının oluşmasında katılım hakkı esastır. Bakanlık ve yerel yönetimler; meslek odaları, birlikler, sivil toplum kuruluşları ve vatandaşların çevre hakkını kullanacakları katılım ortamını yaratmakla yükümlüdürler. Kanun’un 9. maddesinde “çevrenin korunması amacıyla; doğal çevreyi oluşturan biyolojik çeşitlilik ile bu çeşitliliği barındıran ekosistemin korunması esastır. Biyolojik çeşitliliği koruma ve kullanım esasları, yerel yönetimlerin, üniversitelerin, sivil toplum kuruluşlarının ve ilgili diğer kuruluşların görüşleri alınarak belirlenir. Ülke fiziki mekanında, sürdürülebilir kalkınma ilkesi doğrultusunda, koruma-kullanma dengesi gözetilerek kentsel ve kırsal nüfusun barınma, çalışma, dinlenme, ulaşım gibi ihtiyaçlarının karşılanması sonucu oluşabilecek çevre kirliliğini önlemek amacıyla nazım ve uygulama imar planlarına esas teşkil etmek üzere bölge ve havza bazında 1/50.000-1/100.000 ölçekli çevre düzeni planları Bakanlıkça yapılır, yaptırılır ve onaylanır. Bölge ve havza bazında çevre düzeni planlarının yapılmasına ilişkin usul ve esaslar Bakanlıkça çıkarılacak yönetmelikle belirlenir. Ulusal mevzuat ve taraf olduğumuz uluslararası sözleşmeler ile koruma altına alınarak koruma statüsü kazandırılmış alanlar ve ekolojik değeri olan hassas alanların her tür ölçekteki planlarda gösterilmesi zorunludur. Koruma statüsü kazandırılmış alanlar ve ekolojik değeri olan alanlar, plân kararı dışında kullanılamaz” hükümlerine yer verilmiştir. Kanun’un 10. maddesinde ise; gerçekleştirmeyi planladıkları faaliyetleri sonucu çevre sorunlarına yol açabilecek kurum, kuruluş ve işletmeler, Çevresel Etki Değerlendirmesi Raporu veya proje tanıtım dosyası hazırlamakla yükümlüdürler. “Çevresel Etki Değerlendirmesi Olumlu Kararı Veya Çevresel Etki Değerlendirmesi Gerekli Değildir” kararı alınmadıkça, bu projelerle ilgili onay, izin, teşvik, yapı ve kullanım


270

BP

ruhsatı verilemez; proje için yatırıma başlanamaz ve ihale edilemez. Çevresel Etki Değerlendirmesine tabi projeler ve Stratejik Çevresel Değerlendirmeye tabi plan ve programlar ve konuya ilişkin usul ve esaslar Bakanlıkça çıkarılacak yönetmeliklerle belirlenir.

Çevresel Etki Değerlendirmesi sürecinde uyulacak idari ve teknik usul ve esaslar, Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliğinde düzenlenmiştir.

ÇED Sürecinin İşleyişi ÇED Yönetmeliğine tabi projeler hakkında “Çevresel Etki Değerlendirmesi Olumlu”, “Çevresel Etki Değerlendirmesi Olumsuz”, “Çevresel Etki Değerlendirmesi Gereklidir” veya “Çevresel Etki Değerlendirmesi Gerekli Değildir” kararlarını verme yetkisi Bakanlığa aittir. Ancak Bakanlık gerekli gördüğü durumlarda “Çevresel Etki Değerlendirmesi Gereklidir” veya “Çevresel Etki Değerlendirmesi Gerekli Değildir” kararının verilmesi konusundaki yetkisini, sınırlarını belirleyerek Valiliklere devredebilir.

Bu Yönetmelik kapsamındaki bir projeyi gerçekleştirmeyi planlayan gerçek ve tüzel kişiler; Çevresel Etki Değerlendirmesine tabi projeler için; Çevresel Etki Değerlendirmesi Başvuru Dosyası, Çevresel Etki Değerlendirmesi Raporu, Seçme Eleme Kriterlerine tabi projeler için proje tanıtım dosyası hazırlamak, ilgili makamlara sunmak ve projelerini verilen karara göre gerçekleştirmekle yükümlüdürler.

ÇED Yönetmeliğinin EK-I listesinde yer alan projeler, Seçme Eleme Kriterlerine tabi olup “Çevresel Etki Değerlendirmesi Gereklidir” kararı verilen projeler ve Yönetmelik kapsamında ya da kapsamı dışında bulunan projelere ilişkin kapasite artırımı ve/veya genişletilmesi halinde, kapasite artışı toplamı Yönetmeliğin EK-I’inde belirtilen eşik değer veya üzerindeki projeler ÇED’e tabidir.

Proje sahibi, dilekçesi ekinde bu Yönetmeliğin EK-III’ünde yer alan Çevresel Etki Değerlendirmesi genel formatı esas alınarak hazırlanmış iki adet Çevresel Etki Değerlendirmesi Başvuru Dosyası ile Bakanlığa başvurur.

Bakanlık, başvuru dosyasındaki bilgi ve belgeleri uygunluk bakımından inceler. Uygun hazırlanmadığı anlaşılan dosya tamamlanmak üzere proje sahibine iade edilir. Proje sahibi, eksikliklerini tamamlayıp dosyayı yeniden Bakanlığa sunar.

Bakanlık başvuru dosyasının bir kopyasını halkın katılımı toplantısı ve kapsam belirleme toplantısının tarihini ve yerini belirten bir yazı ekinde komisyon üyelerine gönderir ve komisyonu ilk toplantıya çağırır. Komisyona Bakanlık temsilcisi başkanlık eder ve komisyonun sekretarya hizmetleri Bakanlıkça yürütülür.

Komisyonun kapsam belirleme toplantısından önce, halkı yatırım hakkında bilgilendirmek, projeye ilişkin görüş ve önerilerini almak üzere proje sahibi tarafından projenin gerçekleştirileceği yerde Bakanlık ile mutabakat sağlanarak belirlenen tarihte, halkın katılımı toplantısı düzenlenir. Toplantı İl Çevre ve Orman Müdürünün veya görevlendireceği bir yetkilinin başkanlığında yapılır. Toplantıda; halkın proje hakkında bilgilendirilmesi, görüş, soru ve önerilerinin alınması sağlanır. Başkan katılımcılardan görüşlerini yazılı olarak vermelerini isteyebilir. Toplantı tutanağı, bir sureti Valilikte kalmak üzere Bakanlığa gönderilir. Valilik, halkın katılımı toplantısı ile halkın görüş ve önerilerini bildirebileceği süreç

ile ilgili zamanlama takvimini ve iletişim bilgilerini halka duyurur. Halkın görüş ve önerileri zamanlama takvimi içerisinde komisyona sunulur. Komisyonun nihai ettiği Çevresel Etki Değerlendirmesi Raporu halkın görüş ve önerilerini almak üzere İl Çevre ve Orman Müdürlüğünde ve Bakanlıkta on işgünü görüşe açılır. Bakanlıkça projeyle ilgili karar alma sürecinde bu görüşler de dikkate alınarak üç işgününde komisyon üyesi sayısı kadar çoğaltılması istenir. Çoğaltılan Nihai Çevresel Etki Değerlendirmesi Raporu beş işgünü içerisinde Bakanlığa sunulur. Bakanlık, Komisyonun rapor hakkındaki çalışmalarını dikkate alarak beş işgünü içinde proje için “Çevresel Etki Değerlendirmesi Olumlu” ya da “Çevresel Etki Değerlendirmesi Olumsuz” kararı verir, bu kararı proje sahibine ve ilgili kurum ve kuruluşlara yazılı olarak bildirir. Valilik, alınan kararın içeriğini, karara esas gerekçelerini ve halkın görüş ve önerilerinin nihai Çevresel Etki Değerlendirmesi Raporuna yansıtıldığını uygun araçlarla halka duyurur.

ÇED Yönetmeliğinin EK-II listesinde yer alan projeler, Yönetmelik kapsamında ya da kapsamı dışında bulunan projelere ilişkin kapasite artırımı ve/veya genişletilmesi halinde, kapasite artış toplamı bu Yönetmeliğin EK-II’sindeki eşik değer veya üzerindeki projeler, seçme eleme kriterlerine tabidir. Seçme eleme kriterlerine sahip projeler hakkında Çevre ve Orman Bakanlığı tarafından “Çevresel Etki Değerlendirmesi Gereklidir” veya “Çevresel Etki Değerlendirmesi Gerekli Değildir” kararı verilir.

Proje sahibi, projesi için Çevresel Etki Değerlendirmesi uygulamasının gerekli olup olmadığının araştırılması amacıyla bir dilekçe ekinde bu Yönetmeliğin Ek-IV’üne göre hazırlayacağı üç adet Proje tanıtım dosyası ile hazırladığı proje tanıtım dosyasında ve eklerinde yer alan bilgi belgelerin doğru olduğunu belirtir taahhüt yazısını ve imza sirkülerini Bakanlığa sunar. Bakanlık 15. maddenin birinci fıkrasının (a) ve (b) bentlerinde yer alan projeleri, bu Yönetmeliğin EK-IV’ündeki kriterler çerçevesinde inceler ve değerlendirir. Bakanlık, bu aşamada gerekli görülmesi halinde proje sahibinden projesi ile ilgili geniş kapsamlı bilgi vermesini, araç gereç sağlamasını, yeterliği kabul edilebilir kuruluşlarca analiz, deney ve ölçümler yapmasını veya yaptırmasını isteyebilir. Bakanlık on beş işgünü içinde inceleme ve değerlendirmelerini tamamlayarak proje hakkında “Çevresel Etki Değerlendirmesi Gereklidir” veya “Çevresel Etki Değerlendirmesi Gerekli Değildir” kararını beş işgünü içinde verir, kararı Valiliğe ve proje sahibine bildirir. Valilik bu kararı halka duyurur. “Çevresel Etki Değerlendirmesi Gereklidir” kararı verilen projeler için gerekçeli karar Bakanlığa bildirilir. Bu Yönetmeliğin 7. maddesi uyarınca “Çevresel Etki Değerlendirmesi Gereklidir” kararı verilen projeler, Çevresel Etki Değerlendirmesine tabidir. Bir yıl içinde bu Yönetmeliğin 8. maddesine göre Çevresel Etki Değerlendirmesi sürecinin başlatılmaması durumunda başvuru geçersiz sayılır.

Kurulu gücü 25 MW ve üzeri olan nehir tipi santraller Ek I listesinde olup ÇED’e tabidir. Kurulu gücü 0,5 MW ve üzeri olan nehir tipi santraller ise Ek II listesinde yer almakta olup, seçme eleme kriterlerine tabidir.

HES Projeleri ve Çevreci YaklaşımlarHidroelektrik santralleri kuruluş maliyetlerinin diğer elektrik üretim santral çeşitlerine göre daha düşük olması, ortalama kullanım ömürlerinin daha uzun olması, diğer santrallere göre daha az sera gazı salınımına sebebiyet vermesi, elektrik üretiminde dışa bağımlılığı azaltması nedenleriyle stratejik öneme sahiptir.


271

K

Kyoto Protokolü’nün taraf ülkelere ülkelere C02 emisyonlarını azaltma, dolayısıyla fosil yakıt kullanımını azaltma zorunluluğunu getirdiği, fosil yakıtların başında gelen fuel-oil ve doğal gaz gibi yakıtlar dikkate alındığında, ülkemizin önemli ölçüde dışa bağımlı olduğunun görüldüğü, bu bağımlılığın azaltılmasının ülkemiz enerji kaynaklarının değerlendirilebilmesi ile mümkün olabileceği, bu yönüyle bakıldığında nehir santrallerinin önemli bir yenilenebilir enerji seçeneği olarak öne çıktığı açıktır.

Türkiye’nin enerji bakımından yurt dışı bağımlılığının azaltılması, çevre faktörlerinin de korunması suretiyle mümkündür. Bu açıdan bakıldığında nehir tipi santraller gibi yenilenebilir enerji üretim potansiyeline sahip kaynakların değerlendirilmesi önem taşımaktadır. Bu alandaki faaliyetler Kyoto Protokolü uyarınca fosil yakıtlara bağımlılığın azaltılması doğrultusundaki küresel eğilim ve politikalarla da uyumludur. Hidroelektrik santrallerin çevre dostu olma özelliklerinin yanında, bu santraller Avrupa Birliği tarafından da teşvik edilmektedir.

HES Projelerinde ÇED’e İlişkin İptal KararlarınınGerekçeleriİdare Mahkemeleri tarafından ÇED’e ilişkin kararların iptal gerekçelerinde birçok hususun ortak olduğu dikkati çekmektedir. Bu gerekçeler şunlardır:a) Hidro elektrik santrali projesinin gerek yapım aşamasında

gerekse faaliyete geçtikten sonra ne tür bir çevresel etki yaratacağının, yapılması planlanan projenin öngörülebilir çevresel etkilerinin doğru hesaplanmadığı, projenin kurulacağı alanın ekolojik yapısı, flora ve faunası üzerinde nasıl etkiler doğuracağı, yapımı neticesinde dere yatağının kuruma olasılığının bulunup bulunmadığı, dere yatağındaki sucul yaşamın olumsuz olarak etkilenip etkilenmeyeceği, dereye bırakılması planlanan suyun akarsudaki mevcut ekolojik dengenin ve canlı yaşamın devamı için gerekli ve yeterli olup olmadığı, derede bulunan balıkların yaşamlarına olumsuz etkisinin olup olmayacağı, projenin orman ve orman altı bitki örtüsüne, çay tarım alanlarına, bölgede yaşayan insanlara ve hayvanlara zarar verip vermeyeceği, proje kapsamında kesilecek ağaçların heyelan ve erozyona yol açıp açmayacağı, proje kapsamında ortaya çıkabilecek katı atık ve atık suların bölgenin doğal yapısına zarar verip vermeyeceği hususları gerektiği gibi incelenmemiştir.

b) HES çalışmalarının inşaat ve enerji üretimi süreçlerinin ayrı ayrı çevresel etkilerinin olduğu; inşaat aşamasında yol açma, boru döşeme ve tesis kurma gibi işlemlerin çevreye zarar verdiği, çevreye verilen zararın keşif bölgesine gidilirken görüldüğü, HES inşa eden firmaların uyguladıkları inşaat yöntemlerinin gelişmiş özellikler taşımadıkları, sektörün ekosistem üzerinde ciddi tahribat açan yöntemleri, belki de süregelen bir alışkanlık olarak, devam ettirdiği ve çeşitli nedenlerle gözlemlenebildiği, projelerdeki temel belirsizliğin kullanılacak inşaat yöntemlerinin net olarak ortaya konulamaması olduğu,

c) Enerji nakil hatlarının (ENH) HES projelerinden ayrı olarak ele alındığı, ENH ayrı ele alınmasının HES projeleri için ciddi bir sorun olduğu, ENH olmadan proje kapsamındaki HES projesinden üretilen elektrik enerjisinin ulusal ağa eklenemeyeceği, bu hatların ciddi çevresel etkilerinin (ağaç kesimi, yol açılması, yangın potansiyelleri vb.) olduğu, bu nedenle ENH ve HES’lerin çevresel etkilerinin birlikte ele alınması gerektiği,

d) Çevre ve Orman Bakanlığı’nın HES projelerinde Tenant metodunu kullanarak dere yatağına bırakılacak su miktarını belirlediği (bu değer yıllık ortalama akış debisinin % 10’udur ) söz konusu metot kullanılarak belirlenen % 10’luk değerin aslında kısa süreli uygulamalarda veya su kalitesi düşük nehirler için kullanıldığı, bu değerin Doğu Karadeniz bölgesindeki nehirler için kullanılmasının çok da doğru olmayabileceği, çevresel açıdan vurgulanmak istenen noktanın, Tenant metodunun sucul yaşamın içinde bulunduğu yeri, kötüden iyiye doğru grupladığı ve su miktarı hakkında daha sonra değerlendirme yaptığı, bu metot uygulanmadan önce uygulama bölgesinin sınıflandırılmasının gerekliği,

e) Tünel kazısı hafriyatının depolanacağı eski taş ocaklarının yerlerinin proje tanıtım dosyasında olmadığı, ayrıca açık kazılardan çıkan büyük hacimdeki hafriyatın nasıl bertaraf edileceği hakkında proje tanıtım dosyasında herhangi bir bilgi bulunmadığı, hazırlanacak olan ÇED raporunda hafriyat döküm alanları ve döküm şekli hakkında detaylı bilginin verilmesinin gerektiği, yüzeyden kazınacak olan bitkisel toprağın nerede barındırılacağının açık bir şekilde yazılmadığı, proje tanıtım dosyasında tünel kazısından çıkan hafriyatın büyük bir kısmının beton agregası olarak kullanılacağının belirtildiği, daha sonra inşaatların beton kısımlarında yanlış agrega türü kullanımından dolayı çıkabilecek hasarları önlemek için tünel kazılarından çıkan kaya malzemenin laboratuvarda beton agregası olabilirliği açısından test edilmesinin gerektiği, en az 50 sene kullanım ömür olan HES projesinin, inşaat bitiminden 5 ila 10 sene sonra beton aksamında zararlı agrega kullanımı sonucu hasarlar meydana gelebileceği, hasarlı bölgelerin tamiri sırasında da çevreye zarar verilme ihtimalinin bulunduğu, tünel inşaatı sırasında meydana gelebilecek duyarsızlıkları önlemek için tünel güzergâhındaki kaya kütlesinin sınıflamasının yapılması ve kinematik analizlerle süreksizliklerin blok duyarlılıkları üzerindeki etkilerinin irdelenmesinin gerektiği,

f) HES projesinin, aynı dere üzerinde bulunan diğer HES’ler ile birlikte değerlendirilmesi gerekliği, Çevre ve Orman Bakanlığı’nın birden fazla HES projesini içeren akarsu havzaları için bir problem olarak belirtilen bu durumda bütün havzayı kapsayacak bir ÇED sürecinden uzak durmayı tercih ettiği, HES projelerinin yapıldığı bütün su havzaları incelendiğinde bu havzalara sadece enerji üretim alanları olarak bakıldığının görüldüğü, bir HES’in bıraktığı kuyruk suyu diğer bir HES tarafından alınmakta belirli bir düşü ile enerji elde edildikten sonra, sıradaki HES’in devreye girdiği, bu sürecin dere/çay artık elektrik üretemeyecek kotlara inene kadar devam ettiği, bu işlem sırasında bazen dere yatağının değiştirildiği ve bazen de suyun kayaç içinde açılan kanal boyunca taşındığı, bütün bu uygulamaların o havzadaki yaşam biçimini ve kalitesini etkilediği, yapılan işlerin normal olduğu “her tür uygulama çevreyi değiştirir/zarar verir” yaklaşımı ile dile getirildiği, bu yaklaşımın doğru olmadığı, her ortamın tolore edebileceği bir çevresel zorlamanın olduğu, Antropojenik müdahalenin çevre özellikleri bozulmadan yapılması gerektiği, havzanın “kaldırma kapasitesi” aşıldığında sistemin (havza), özgün niteliklerini geri dönüşü olmaksızın kaybedeceği, havza kalitesini korumanın tek yolunun bütün HES’leri ve enerji nakil hatlarını bir bütün olarak ele almaktan geçtiği, bu sürecin HES planlama aşaması ile başlaması (HES’lerin sayısı, havzanın özellikleri, açılacak yollar, boru hatları vb. teknik hazırlık büyük ölçekli haritalar ve yerinde belirleme ile tamamlanmalıdır), inşaat sürecinin


272

BP

nasıl işletileceği ile devam etmesi (ağaç kesme, hafriyat taşıma, patlatma vb. protokoller uygulanmalı ve denetlenmeli) ve gözlemi içeren işletme süreci ile tamamlanması gerektiği (bağımsız akı/yağış gözlem istasyonu, canlı türlerindeki değişmeler tarımsal faaliyetlerdeki değişim vb.), üç aşamalı bu planlamanın PTD ve ÇED raporunda detaylı olarak belgelenmesi gerektiği,

g) Sucul canlılar için yerinde bir çalışmanın yapılmadığı, derede şu anda sucul hayatı destekleyecek miktarda su olduğu, bu su miktarının proje ile önemli ölçüde azalacağı, bu konunun da ÇED sürecinde incelenmesi gerektiği.

SonuçMevcut durumda ÇED’e ilişkin kararı iptal edilen HES projeleri için süreç tamamen durmuştur. ÇED Yönetmeliği gereğince “Çevresel Etki Değerlendirmesi Olumsuz” kararı verilen projeler için “Çevresel Etki Değerlendirmesi Olumsuz” kararı verilmesine neden olan şartların tamamında değişiklik olması durumunda proje sahibi yeniden başvuruda bulunabilir.

ÇED’e ilişkin kararı iptal edilen proje sahiplerinin mahkemeler tarafından verilen yürütmeyi durdurma/iptal kararları doğrultusunda belirtilen eksikliklerin giderilmesinden sonra yeniden başvuru yapmaları gerekmektedir.

Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği kapsamındaki tesis tamamlama süresinin de ÇED’e ilişkin iptal kararının verilmesinden itibaren yeniden ÇED’e ilişkin karar alınıncaya kadar uzatılması gerekmektedir. Bununla birlikte asıl görev, havza planlaması noktasında Çevre ve Orman Bakanlığı’na düşmektedir.

SummaryThe Evaluation of Environmental Effect is a work which sets out negative and positive effects of projects planned to run for the environment; evaluates preventing the negative effect or determining location and alternative technologies, precautions taken to keep the negative effect at a lower level; and monitoring the implementation and control of projects.

The projects in the appendix-1 of evaluation of environmental effect regulations are based on selection criteria and the projects which are decided to have “The Evaluation of Environmental Effect Required” and in case of extending or increasing the capacity regarding the projects within or out of regulation, the sum of increasing the capacity depends on The Evaluation of Environmental Effect for projects which are above threshold value or at threshold value level stated in appendix-1 of regulation.

In addition to this, the projects in appendix-2 of The Evaluation of Environmental Effect regulation, in case of extending or increasing the capacity regarding the projects within or out of regulation, the sum of increasing the capacity for projects which are above threshold value or at threshold value level stated in appendix-2 of regulation are based on selection criteria. Ministry of Environment and Forest may decide for the projects which are based on selection criteria to have “ The Evaluation of Environmental Effect Required “ or “ The Evaluation of Environmental Effect not Required “.

The river type power plants in appendix-1 list which have installed capacity of 25 MW or above depend on Evaluation of

Environmental Effect. The river type power plants in appendix-2 list which have installed capacity of 0.5 MW or above depend on selection criteria.

Particularly, having stay of execution and overruling decisions given by courts in cases against action for nullity for Evaluation of Environmental Effect is a big obstacle to run hydro-electric power plant in East Black Sea region.

Basin planning, lack of water quantity which is necessary for conservation and sustainability of biological diversity and not including the works about connection line in Evaluation of Environmental Effect reports are main reasons in decisions given in action for nullity regarding Evaluation of Environmental Effect by courts.


273

SUGÖZÜ ENERJİ SANTRALİ – SÜRDÜRÜLEBİLİR ENERJİ ÜRETİM MODELİ

Gülben Gülcan PEHLİVANZADE İskenderun Enerji Üretim ve Ticaret A.Ş.

Şeref HACIOĞULLARIİskenderun Enerji Üretim ve Ticaret A.Ş.

ÖzetEkonomik ve sosyal hayatın temel girdisi olan elektrik enerjisinin, toplumsal kalkınma ve gelişmeyi destekleyecek şekilde; zamanında, yeterli miktarda ve sürekli bir şekilde üretilmesi gerekmektedir. Hedeflenen toplumsal kalkınma ve gelişmenin sürdürülebilir olabilmesi ise; bu üretim sırasında çevrenin korunması için gerekli tüm tedbirlerin alınmasına bağlıdır.

Dünya genelinde elektrik enerjisi üretiminde en çok kullanılan kaynak olan kömürü daha verimli yakarak çevre ile uyumlu bir şekilde elektrik enerjisi üretecek yakma teknolojilerinin geliştirilmesinde son yıllarda önemli ilerlemeler sağlanmıştır.

Bugün gelinen noktada; çok daha az kömürle çok daha fazla elektrik enerjisi üretmek, yanma sonucunda oluşacak atıkların miktarını önemli ölçüde azaltmak ve oluşan bu az miktardaki atığı da ileri arıtma sistemlerini kullanarak çevreye zarar vermeyecek şekilde bertaraf etmek mümkün hale gelmiştir.

Tüm bu teknolojik gelişmeler neticesinde; dünya genelinde yakma verimi ve emre amadeliği oldukça yüksek birçok kömür santrali projesi hayata geçirilmiştir. Çevrenin korunmasını esas alarak enerji üreten bu tesislerden biri de Adana’nın Yumurtalık İlçesi’nde faaliyet gösteren İSKEN Sugözü Enerji Santrali’dir.

Anahtar Kelimeler: Enerji Üretimi, Çevre Koruma, Sosyal Sorumluluk, Sürdürülebilir Kalkınma

GirişEkonomik ve sosyal hayatın temel girdisi olan elektrik enerjisinin, toplumsal kalkınma ve gelişmeyi destekleyecek şekilde; zamanında, yeterli miktarda ve sürekli bir şekilde üretilmesi gerekmektedir. Hedeflenen toplumsal kalkınma ve gelişmenin sürdürülebilir olabilmesi ise; bu üretim sırasında çevrenin korunması için gerekli tüm tedbirlerin alınmasına bağlıdır.

Dünya genelinde elektrik enerjisi üretiminde en çok kullanılan kaynak olan ve bu özelliğini kısa ve orta vadede devam ettireceği kabul edilen kömürü; daha verimli yakarak çevre ile uyumlu bir şekilde elektrik enerjisi üretecek yakma teknolojilerinin geliştirilmesinde son yıllarda önemli ilerlemeler sağlanmıştır.

Bugün geldiğimiz noktada; çok daha az kömürle çok daha fazla elektrik enerjisi üretmek, yanma sonucunda oluşacak atıkların miktarını önemli ölçüde azaltmak ve oluşan bu az miktardaki atığı da ileri arıtma sistemlerini kullanarak çevreye zarar vermeyecek şekilde bertaraf etmek mümkün hale gelmiştir.

Tüm bu teknolojik gelişmeler neticesinde; dünya genelinde yakma verimi ve emre amadeliği oldukça yüksek birçok kömür santrali projesi hayata geçirilmiştir. Doğal ve insani çevrenin korunmasını esas alarak enerji üreten bu tesislerden biri de Adana’nın Yumurtalık İlçesi’nde faaliyet gösteren İSKEN Sugözü Enerji Santrali’dir. İsken Sugözü Enerji SantraliÜlkemizin en büyük uluslararası yatırımlarından biri olan ve yakıt olarak kalorifik değeri yüksek, kül ve kükürt oranı düşük taş kömürü kullanan İSKEN Sugözü Enerji Santrali; ekonomik ve sosyal hayatın temel girdisi olan elektrik enerjisini, sahip olduğu yüksek yakma teknolojisi ve gelişmiş çevre koruma sistemlerini kullanarak çevreyle uyumlu bir şekilde üreterek ülkemizin sürdürülebilir kalkınmasına destek olmaktadır.

Toplam kurulu gücü 1320 MW olan ve yılda yaklaşık olarak 10 milyar kWh elektrik enerjisi üreten İSKEN Sugözü Enerji Santrali; ülkemizde tüm yasal izin ve ruhsatlarını alarak onların gereklerini sürekli olarak yerine getiren ilk kömür yakıtlı enerji santralidir ve uygulamakta olduğu uluslararası teknik ve çevre standartları ile sektöründe öncü konumundadır.

Almanya’daki temiz kömür ve kentsel enerji santralleri modeline uygun olarak geliştirilen ve ülkemizin ISO 14001 Çevre Yönetim Sistemi ve OHSAS 18001 İş Sağlığı ve Güvenliği Yönetim Sistemi Sertifikalarına sahip ilk ve tek kömür yakıtlı enerji santrali olan Sugözü Enerji Santrali’nde çevrenin koruması ile iş sağlığı ve güvenliği yüksek öncelik taşımaktadır.

Sugözü Enerji Santrali’nde kullanılan taş kömürü Güney Afrika ve Kolombiya gibi ülkelerden deniz yoluyla santrale getirilmektedir. Kömürü taşıyan gemiler santralin açığında demirlemekte ve özel


274

deniz üstü aktarma platformu vasıtasıyla boşaltılmaktadır. Boşaltma işleminde iki adet mavna görev almaktadır. Mavnalardan konveyör sistemine aktarılan kömür bu sistem vasıtasıyla depo alanına sevk edilmekte ve burada depolanmaktadır. Kömür transferinin her aşamasında tamamen kapalı sistemler kullanılmakta ve tozuma önlenmektedir. Kömür depo alanında da kömürün tozumasını önlemek amacıyla bir dizi önlem alınmıştır. Bunlardan en önemlisi; depo alnının etrafını çevreleyen fıskiye sistemleridir. Kömür; depo sahasından yine konveyör sistemi vasıtasıyla önce bunkerlere ve ardından da kazanları besleyen değirmenlere, daha sonrada kazanlara iletilmektedir. Değirmenlerde öğütülen ve toz haline getirilen kömür sıcak hava ile ısıtıldıktan sonra kazana verilir ve burada yüksek ısıda yanmaya tabi tutulur. Kazanların etrafı borularla çevrilidir ve bu boruların içerisinde saf su bulunmaktadır. Kömürün yanması sonucunda açığa çıkan ısı enerjisi borulardaki bu suyu yüksek sıcaklık ve basınçta buhara dönüştürmektedir.

Elde edilen bu buhar daha sonra türbine gönderilmektedir. Türbinin kanatlarına çarpan yüksek sıcaklık ve basınçtaki buhar sıcaklığını ve basıncını kaybederken kanatları döndürmektedir. Türbinde oluşan bu dönme hareketi ona bağlı olan jeneratörlere aktarılmakta ve burada elektrik enerjisine dönüştürülmektedir. Daha sonra trafolara aktarılan elektrik enerjisinin burada voltajı yükseltilir. Sugözü Enerji Santrali’nde üretilen elektrik enerjisi; Adana ve Erzin istikametlerine giden iki adet iletim hattı ile enterkonnekte sisteme aktarılmaktadır.

Türbin çıkışında sıcaklığını ve basıncını kaybeden buhar yoğunlaştırıcıya gönderilir. Burada denizden alınan soğutma suyu ile soğutularak yoğunlaştırılır ve tekrar su haline getirilerek kazana basılır. Denizden temin edilen soğutma suyu ise hiçbir işleme tabi tutulmadan ve içeriğinde herhangi bir değişikliğe uğramadan, kalitesi korunarak 1200 metre uzunluğundaki boru ve difüzör yapılarından oluşan derin deniz deşarj sistemi ile tekrar denize verilir. Kullanılan deşarj sistemi ve difüzör yapıları soğutma suyunu denize verirken deniz yüzeyinde yönetmeliklerde belirtilen sınır değerlerin çok altında ısınma sağlayacak ve ekosistemi hiçbir şekilde etkilemeyecek biçimde tasarlanmıştır. Bu alanda yapılan izleme çalışmaları da deşarj sisteminin denizde hiçbir etkiye neden olmadığını göstermektedir.

Yanma sonucunda oluşan baca gazı da arıtma tesislerinden geçirilip arıtıldıktan sonra atmosfere verilmektedir. Bu çerçevede oluşan gaz ilk olarak elekrostatik filtrelere gönderilir. % 99’dan daha yüksek toz tutma verimi ile çalışan elektrostatik filtrelerde baca gazının içinde bulunan; toz, kül ve diğer katı partiküller tutulmaktadır. Elektrostatik

filtrelerde tutulan maddeler kül silolarına aktarılır. Santralde oluşan kaliteli taş kömürü külü gelişmiş ülkelerde olduğu gibi çimento katkı maddesi olarak çimento fabrikalarında kullanılmaktadır. Yoluna devam eden baca gazı elektrostatik filtreden geçtikten sonra baca gazı arıtma ünitesine girmektedir. Burada baca gazının üzerine farklı yükseklikteki borulardan kireçtaşı çözeltisi püskürtülür. Böylece gaz kireçtaşı ile yıkanmış olur. Burada meydana gelen kimyasal reaksiyonlar sonucunda baca gazının içinde yer alan kirleticiler tutulur ve nihai ürün olarak; alçıpan imalatında kullanılan alçıtaşı elde edilir.

Tüm bu arıtma kademelerinden geçerek arıtılan baca gazı su buharı olarak 150 metre yüksekliğindeki bacaya iletilmekte ve buradan da atmosfere verilmektedir. Çıkan emisyonlar ise bacada bulunan emisyon ölçüm cihazlarıyla sürekli olarak ölçülmekte ve kaydedilmektedir. Bütün bunların yanında Sugözü Enerji Santrali’nin baca gazı emisyonları; kurulan on-line sistem aracılığıyla Adana Valiliği İl Çevre ve Orman Müdürlüğü tarafından da sürekli olarak izlenmektedir.

Sugözü Enerji Santrali’nin faaliyetleri; yürütülen ve alanında bir ilk olan “Çevresel İzleme ve Yönetim Programı” kapsamında, ilk günden bu yana alanında uzman, yetkili ve bağımsız bilimsel kuruluşlar tarafından detaylı bir şekilde izlenmektedir. Bugüne kadar yapılan izleme çalışmaları tesisin çevre ile uyumlu bir şekilde elektrik ürettiğini göstermektedir. Ayrıca İSKEN Sugözü Enerji Santrali, benimsediği sürdürülebilir kalkınma ilkesi uyarınca çevreyi koruyarak yürüttüğü faaliyetinin yanı sıra kurumsal sosyal sorumluluğunun da bilincinde olarak, yerel ekonominin canlandırılması ve yerel toplumsal kapasitenin güçlendirilmesi amacıyla; ekonomi, çevre, eğitim, sağlık, kültür, sanat ve spor alanlarında geliştirilen projelere destek olmaktadır.

SonuçÇevreye ve insana duyarlı işletme yönetimi anlayışı ve uygulamalarıyla İSKEN; yörenin bir parçası olarak kabul görmüş, sosyal, ekonomik ve kültürel yönlerden yöreye birçok katkıda bulunmuştur. Bütün bu yönleriyle İSKEN; çağdaş, çevreci ve insan-toplum merkezli bir kuruluştur.

SummaryElectrical energy, which is the main input of economic and social life, should be generated sufficiently and permanently in such a way that supporting social progress and development should be ensured. The sustainability of the social progress and development aimed is dependent on taking the necessary precautions for protecting the environment during this generation.


275

Significant developments have been achieved recently in combustion technologies of coal, which is the most common source of electricity generation and presumed to maintain its popularity in the short and long term, to generate electricity efficiently and in compliance with environmental protection principles.

Nowadays, it is possible to generate much more electricity with less coal, and reduce the amount of waste resulting from combustion significantly and dispose this minimum amount of waste by using high-tech disposal systems without causing any environmental pollution.

In consequence with all these technological developments, many coal power plant projects have been put into practise whose combustion efficiency and disposability is pretty high. One of the facilities which generate energy by considering protection of environment is İSKEN Sugözü Power Plant operating in Yumurtalık, Adana.

İSKEN Sugözü Power Plant, which is one of the most important international investments of our country and which utilizes hard coal of high calorific value and low ash and sulphur content, supports sustainable development of our country by its production compliant with environment, high-tech combustion technology and developed environmental protection systems.

Total installed capacity of İSKEN Sugözü Power Plant is 1320 MW and it generates approximately 10 billion kWh electricity in a year. This is the first coal fired power plant which provides all legal permits and certificates and maintains continuous execution of relevant requirements and it is a leading facility in its sector by means of international applications of technological and environmental procedures.

Other than being the first coal fired power plant in Turkey which has ISO 14001 Environmental Management System and OHSAS 18001 Occupational Health and Safety System Certificates, the facility also enables all the environmental parameters to be monitored by independent scientific institutions specialized in their fields within the scope of “Environmental Management and Monitoring Programme” which has been effective since the construction of the facility.

İSKEN; in line with principle of sustainable development it has adopted, besides conducting its activities caring for protecting the environment, also supports projects in the fields of vitalizing local economy and improving local social capacity.

With business management understandings and applications that are sensitive to the environment and people, İSKEN is accepted as an integral part of the region, and has made many social, economic and cultural contributions to the region to date.


276

ATIKLARIN GAZLAŞTIRILMASINA DAYANAN ELEKTRİK ÜRETİM TEKNOLOJİSİ

Dr. Tamer TURNATurna Enerji Sistemleri San. ve Tic. Ltd. Şti.

ÖzetGazlaştırma ısı, basınç ve buhar yardımıyla maddelerin doğrudan gaz fazına geçmesini sağlayan ve temelde karbonmonoksit ve hidrojen oluşumunu sağlayan bir prosestir. Gazlaştırma teknolojileri çeşitlilik arz etmekte, ancak dört temel mühendislik kriterlerine göre gruplandırılmaktadır. Bunlar (i) Gazlaştırma reaktör ortamı (oksijen veya hava miktarı), (ii) Reaktör tasarımı, (iii) İç ve dış ısı kaynağı durumu, (iv) İşletme sıcaklığı.

Gazlaştırmada kullanılan tipik maddeler: Organik maddeler, kömür ve petrol temelli maddelerdir. Hammadde ya kuru ya da bulamaç şeklinde reaktör çemberine (yani gazlaştırıcıya) verilmektedir. Gazlaştırıcıda hammadde yüksek sıcaklık ve basınç altında, oksijen yönünden zengin veya fakir ortama maruz kalmaktadır. Ticari gazlaştırma tesisleri genelde

oksijen tüketmezler. Tümünün prosesi başlatabilmesi için bir ısı kaynağına gereksinimi söz konusudur. Gazlaştırmanın temelde üç ürünü söz olur, bunlar: (i) Hidrokarbon gazları (diğer adı sentetik gazlar), (ii) Hidrokarbon sıvıları (yağlar), (iii) Kömürleşmiş katı madde (siyah karbon ve kül). Sentetik gaz temelde karbonmonoksit ve hidrojenden (% 85’den fazla bir oranda) ve daha düşük oranlarda olmak üzere karbondioksit ve metan gazlarından oluşmaktadır. Sentetik gazlar elektrik veya buhar üretiminde yakıt olarak değerlendirilebilmektedir. Hava ile karıştırılması kaydıyla sentetik gazlar otto veya dizel motorlarında kullanılabilmektedir.

Bu makale, “Atıkların Gazlaştırılmasına Dayanan Elektrik Üretimi Teknolojisi”nin teknik, ekonomik ve çevresel sonuçları hakkında geniş bir görüş sunmaktadır.

Giriş Introduction

Türkiye’de oluşan evsel atıkların çoğu çöp sahalarında düzenli veya düzensiz çöplüklere atılmaktadır. Geri dönüşüm süreçlerine tabi tutulan veya kompost (gübre) üretiminde kullanılan evsel atık miktarı hala oldukça düşük oranlardadır. Bu işlemlere tabi tutula-mayan evsel atıklara “Kalan Atıklar” denmektedir. Avrupa Toplulu-ğunun Atık Depolama Direktifine göre depolamaya gönderilen atık-ların azaltılması hedeflenmiştir. Kısa bir süre öncesine dek atıkların depolanmasına tek seçenek “atık yakma tesisleri” olmuştur. Ancak atık yakma tesislerinin önemsenecek düzeyde muhalifleri vardır. Bunlar atıkların yakılarak bertarafın doğal kaynakları tükettiğini, geri dönüşüm imkanlarının sürekli madde akışı ihtiyacı nedeniyle baltalandığını, iklim değişikliğine yol açıldığını ve hava kirliliğinin yanı sıra zehirli küllerin geri kaldığını söylemektedirler. Bu çekince-lere çözüm oluşturması bakımından giderek daha fazla seçenekler - örneğin piroliz ve gazlaştırma teknolojileri – kalan atıkların berta-rafına çözüm olarak karşımıza çıkmaktadır. Bu makale bu tekno-lojilerin avantaj ve dezavantajlarını irdelemektedir. İlişikteki şema evsel atıklar için önerilen genel süreci göstermektedir. Piroliz ve Gazlaştırma – Nasıl Çalışır? Piroliz ve gazlaştırma termik süreçlerdir: karbon yapılarının ayrıştı-rılmasında yüksek sıcaklıklar kullanmaktadır. Her iki teknolojide de (atık yakma teknolojisine kıyasla) daha az oksijen tüketilmektedir. Piroliz sürecinde atıklar kömüre (veya küle), piroliz yağı ve sentetik gaza (“singaz”) indirgenmektedir. Bunun ardından gazlaştırma sü-recinde singazın içindeki hidrokarbonlar (kontrollu miktarda oksijen verilerek) ayrıştırılmaktadır. Piroliz ve gazlaştırmada karbon içeren atıklar örneğin kağıt, petrol esaslı atıklar (plastik ve tekerlekler) ve organik madde içeren atıklar örneğin gıda atıkları. Gazlaştırmada

A large amount of municipal waste in the TR is being landfilled. The amount of recycling and waste composting still very low. Municipal waste left is named is “Residual Waste”. The European Landfill Directive now means we must reduce the waste we send to landfill. Until recently, the only alternative to landfill which has been considered is mass-burn incineration. There are opponents for the incineration of residual waste because it destroys natural resources; it undermines recycling by demanding a steady stream of waste; it adds to climate change; and it causes pollution from air emissions and toxic ash. A number of other options for dealing with residual waste are now becoming more significant, in particular pyrolysis and gasification. This briefing explains how these processes work and what their benefits and disadvantages are.

The following schematic shows a recommended flow chart of a common municipal waste handling process.

Pyrolysis and Gasification – How It Works?Pyrolysis and gasification are thermal processes: they use high temperatures to break down any waste containing carbon. Both technologies use less oxygen than traditional mass-burn incineration.

The pyrolysis process degrades waste to produce char (or ash), pyrolysis oil and synthetic gas (called syngas). The gasification process then breaks down the hydrocarbons left into a syngas using a controlled amount of oxygen. Gasification and pyrolysis typically rely on carbon-based waste such as paper, petroleum based wastes like plastics and tires, and organic materials such


277

Şekil 1. Katı Atık İşleme Süreç Şeması Figure 1. Solid Waste Handling Schematic

as food scraps. Gasification involves using a small amount of oxygen whereas pyrolysis uses none. Both produce a synthetic gas (called syngas) made up mainly of carbon monoxide and hydrogen (85 percent), with smaller amounts of carbon dioxide and methane.

Syngas has a calorific value, so it can be used as a fuel to generate electricity or steam, or used as a basic chemical in the petrochemical and refining industries. Other by-products include liquids (mainly water used for washing the gas clean) and solid residues – ash, or char.

Most gasification and pyrolysis processes have four stages:� Pre-treating the waste, which usually involves sterilizing it and

separating out some of the recyclables, especially glass, grit and metal (which have no calorific value)

� Heating the remaining waste, mainly organic pulp, to produce gas, oils and char (ash)

� ‘Scrubbing’ (cleaning) the gas to remove some of the particulates, hydrocarbons and soluble matter

� Using the scrubbed gas to generate electricity and, in some cases, heat (through combined heat and power – CHP).

� Most alternatives to mass-burn incineration being developed now use a combination of pyrolysis and gasification.

küçük bir miktar oksijen kullanılmakta, pirolizde ise oksijen kullanıl-mamaktadır. Her iki teknolojide de sentetik (“singaz”) gaz üretilmekte ve bu gaz %85 oranında karbonmonoksit ve hidrojenden ve de daha küçük oranlarda olmak üzere karbondioksit ve metan gazlarından oluşmaktadır. Singazın kalorifik bir değeri olduğundan bu gaz yak-ma tesislerinde elektrik ve/veya buhar ürtiminde kullanılabilmekte, veya kimya, petrokimya ve rafineri tesislerinde hammadde olarak değerlendirilebilmektedir. Sürecin yan ürünleri olarak sıvılar (ör. gaz yıkamadan kaynaklanan) ve katılar (kömür ve kül).

Çoğu gazlaştırma ve piroliz süreçlerinin dört kademesi vardır. Bunlar: � Atığın ön ayrıştırılması: Burada sterilizasyon sağlanmakta ve

kalorifik değeri olmayan ve de geri dönüşüme müsait olan kimi atıkları (ör. cam, moloz ve metaller) ayrıştırılmaktadır.

� Kalan atıkların ısıtılması: Temelde organik hamurdan oluşan bir kütle gaz, yağ ve kömür (kül) üretilir.

� Yıkama (temizleme): Üretilen gazlar yıkanır ve içerisindeki katı partiküller, hidrokarbon partikülleri ve uçucu solvent türü bile-şenler ayrıştırılır.

� Temizlenmiş gaz ile elektrik üretimi ve kimi durumlarda BEIS teknolojisiyle eşzamanlı olarak ısı üretimi sağlanır.

� Atık yakma tesislerine seçenek olarak geliştirilen çözümlerin çoğu bu dönemde piroliz veya gazlaştırma tesisleridir.


278

Olumlu ve Olumsuz Hususlar Nelerdir?

� Olumlu Hususlar:• Az oksijen kullanıldığından düşük düzeyde havayı kirleten

emisyonlar oluşmakta,• Emisyonlar gaz yıkama tesisleri sayesinde daha iyi kontrol

edilebilmektedir,• Tesisler modüler yapıdadır. Küçük ünitelerin eklemlenmesiy-

le tesisler kurulup büyütülmekte veya atık akışının azaldığı (ör. geri dönüşüm imkanlarının artmasıyla oluşan) durumlar-da modüler tesisler sökülerek başka yerlere taşınabilmekte, bu nedenle atık yakma tesislerinden çok daha esnek nitelik var olmakta,

• Elektrik ve/veya ısı üretimi için yakıt üretildiğinden, bu süreç-ler diğer enerji türlerini ikame etmektedir. İkame edilen yakıtın doğal gaz veya kömür olması durumlarda karbon emisyon sa-lınımı azaltılmaktadır,

• Bu süreçler (atık yakma tesislerine kıyasla) daha kullanışlı ürünler (gaz, yağ ve kömür) üretilmekte ve enerji üretim tesis-lerinde veya zenginleştirme yöntemiyle petro-kimya ve başka uygulamalarda değerlendirilebilmektedir.

� Olumsuz Hususlar:

• Geri dönüşüm imkanı olan atıkların süreçlerde kullanılması, geri dönüşüm teknolojilerin ve doğal gübre üretiminin aleyhine işlemektedir.

Pro’s and Con’s?

� Pro’s:• By using less oxygen, fewer air emissions are produced,• Emissions are easier to control because they are scrubbed

to remove contaminants,• The plants are modular. They are made up of small units

which can be added to or taken away as waste streams or volumes change (e.g. with increased recycling) and are, therefore, more flexible than mass-burn incinerators,

• By creating fuel for electricity and / or heating, the processes displace energy from other sources. Where the energy displaced is gas or coal, it can reduce climate change impacts (this argument can also be made for energy from waste incineration),

• The processes produce a more useful product than standard incineration – gases, oils and solid char can be used as a fuel, or purified and used as a feedstock for petro-chemicals and other applications.

� Con’s:• Unless they only deal with truly residual waste (what is left

once best practice recycling and composting has happened) the processes will undermine recycling,- For example, paper is a valuable material which is lost

when reduced to a gas. Further, paper made from trees

Şekil 2. Piroliz Süreci Şeması Figure 2. Pyrolysis Process Schematic


279

- Örneğin kağıt çok değerli bir madde olup gazlaştırılması halinde kaybolmaktadır. Diğer yandan ağaçlardan kağıt üretiminde harcanan enerji, atık kağıdın geri dönüşümün-den üretilen kağıda kıyasla iki katı enerji tüketmektedir. Bir ton kağıt için 24 adet ağaç kesilmektedir.

- Aluminyum, çelik ve cam katı atıkların arasından kolaylık-la ayrıştırılabilmektedir, ancak gazlaştırma sürecine tabi tutulduklarında bunların curuftan ayıklanması mümkün olmamakta, cevherden üretilen alüminyum içecek kutuları için, geri dönüştürülmüş kutulara kıyasla 20 kat daha fazla enerji tüketilmektedir.

• Atık gaz ve katı partikül emisyonları katı atık yakma tesisle-rindekine benzer niteliktedir,

• Tesislerin verimli çalışabilmesi için değerli atıkların da (ka-ğıt, ağaç ve gıda atıklarının) gazlaştrılması gerekmektedir. Bilindiği üzere bu atıklar doğal gübre üretiminde kullanılan değerli kısımlardır.

• Geri dönüşüm süreçleri daha fazla istihdam yaratmaktadır.• Tesislerde üretilen yakıtlar, hammadde olarak kullanılan katı

atıkların üretilmesi sırasında harcanan enerji miktarının çok altındadır.

• Bunlara ek olarak katı atık yakma tesisleri rüştünü ıspatla-mış bir teknoloji olup, piroliz ve gazlaştırma tesisleri henüz tamamen bu kategoriye girememiştir.

Kaynaklar[1] TURNA ENERJİ SİSTEMLERİ SAN. Ve TİC. LTD. ŞTİ.

(www.tes-engineering.biz) ve ETS GmbH (www.carbon-credits.net) Proje Uygulamaları.

requires double the energy of recycled paper. Each ton of recycled paper saves about two dozen trees.

- Aluminium, steel and glass are easily recycled when separated from solid waste but unrecoverable from gasification process slag; Beverage cans made from aluminium ore require 20 times as much energy to produce compared cans made of recycled aluminium.

• The gas and solid emissions produced are similar to mass-burn incineration,

• The plants need a certain amount of certain materials to work effectively e.g. paper, wood and food waste – these are often the most valuable parts of the waste stream for composting,

• Recycling creates more jobs,• Any fuel produced nowhere near makes up for the energy

spent in manufacturing new products – re-use and recycling are still better.

• In addition, while mass-burn incineration is a proven technology, the effectiveness of pyrolysis and gasification has not yet been fully demonstrated.

Reference[1] TURNA ENERJİ SİSTEMLERİ SAN. Ve TİC. LTD. ŞTİ.

(www.tes-engineering.biz) ve ETS GmbH (www.carbon-credits.net) Proje Uygulamaları.


280

Şekil 3. Örnek bir Piroliz Tesisi Figure 3. A Pyrolysis Plant Example

Ön Görülen Yakıt Kaynağına Göre Elektrik Üretimi Tablosu (Örnek) /

Power Generation Capacity Based on the Fuel Source (Example)

Fizibilite Örneği

KapasitelerEnerji Santralı Kapasitesi : 2412 kWNet Elektrik Üretim Kapasitesi : 2170 kWGaz Tüketimi : 7179 kW

Gelirler Elektrik Satışı : 3.298.400 TL/Yıl

GiderlerTüm İşletme Giderleri : 289.440 TL/Yıl

EBITDA : 3.008.960 TL/Yıl

CAPEX : 13.540.000 TL (Atık ön elleçleme tesisi hariç)

Basit Geri Ödeme Süresi : 4.5 Yıl / Years

Feasibility Example

Capacities:Plant Nominal Power Capacity : 2412 kWPlant Net Power Capacity : 2170 kWGas Consumption : 7179 kW

Revenues:Power Sales (0,19 TL/kWh) : 3.298.400 TL/Yıl

Expenses:All O&M Costs : 289.440 TL/Yıl

EBITDA : 3.008.960 TL/Yıl

CAPEX : 13.540.000 TL (Excl. waste handling !)

Statik Pay Back Period 4.5 Yıl / Years


281

THE IMPORTANCE OF VOLUNTARY CARBON MARKET IN TURBULENT TIMES OF NEGOTIATIONS

Thomas CAMERATASouth Pole Carbon, Istanbul Office

AbstractNational Climate Change Strategy for Turkey has been developed and published by the government. The emission reduction measures to be taken are defined on sector basis. However, financial resources to realize those reduction targets are lacking for the project developers. Voluntary Carbon Market could provide access to international funding opportunities. A number of renewable energy projects have already benefited from carbon revenue in Turkey. The carbon market is expected to play an important role in post-2012 emission reduction targets.

Copenhagen round of Climate change negotiations did not give the expected outcome and no legally binding global carbon reduction treaty has been developed. Turkey has ratified Kyoto Protocol last year but does not have a commitment for the first phase beginning from 2008 to 2012. The delegates attended to Copenhagen negotiations presented the endeavours in order to combat with climate change. The “National Climate Change Strategy” was published in December 2009. The short, mid and long term emission reduction plans are described and the special status differentiating from developed European countries. The delegate member also added that Turkey would participate to international treaty within common but differentiated responsibilities.

Turkey is Taking Part in The SolutionIn context of National Climate Change Strategy[1], achievable emission reductions on a sector basis have been defined if national and international funds are accessible. Main sectors on focus are:1) Energy, 2) Transportation, 3) Industry, 4) Waste, 5) Land Use, Agriculture and Forestry.

The long term strategy for energy sector comprises both increasing the share of renewable energy in total electric power generation to 25% and reducing the energy density by 2020. Energy efficiency measures are also included in the agenda of short, medium and long term strategies. A target of 7% reduction in the reference scenario by 2020 has also been defined.

The railroad transportation in freight and passenger transportation needs to be supported in order to decrease the use of fossil fuel as sector approach. Public transportation as well as short distance maritime transportation shall be encouraged in medium long term. Energy efficiency, environmental-friendly transportation modes

and alternative fuels and new technology engines are other issues discussed in context of the strategy.

Application of management tools such as energy control and management systems, greenhouse gas inventory and reporting systems, greenhouse gas management systems will be developed in order to follow up industrial emissions in the mid-term. The voluntary carbon markets is also mentioned to be encouraged for transforming the emission reduction investment costs into revenues for enterprises.

Waste management is also included in the emission reduction measures. The Waste Management Action Plan will be developed and 70% of the municipal wastes in Turkey are aimed to be disposed at the sanitary landfill facilities by 2012. The measures defined for Land Use, Forestry and Agriculture includes rational use of manure, implementation of modern techniques in irrigation, soil cultivation and use of pesticides and supporting organic agriculture, drought-tolerant plants, certified seed production in the short term.

Developing Classification standards for land use and a geographical information system for all land classes in Turkey are among the mid and long term plans. In addition, 2.3 million hectars will be afforested and rehabilitated between years 2008-2012.

In order to implement the strategy and realize all sector based measures defined above required financial resources shall be provided by both national international resources. Clean technology investments, transition to a low carbon economy and scientific research for mitigation and adaptation are the main paths to follow up for an effective emission reduction for Turkey and would require huge financial resources.

Carbon Revenues Could Encourage Emission Reduction ProjectsContinued growth of the voluntary markets has been considered seriously as financial resource for those targets (Figure 1). The volume of Voluntary Carbon Markets has been increasing over the years with the increasing number of renewable energy and green investments also in connection to the improving Global Warming and climate awareness. The increasing volume of a voluntary carbon market is a good indicator that there would be a demand for carbon markets in the post 2012 regime as well.

The carbon emission reducing projects, particularly developed in renewable energy generation, have already benefited the support


282

of carbon finance. There is a long pipeline of projects which will be commissioned in the following years and will start issuing their credits very soon. Turkey now has 78 projects listed on Gold Standard and also increasing number of projects under VCS. Turkey has gained a strong position in the voluntary carbon markets as the energy infrastructure is going under a transformation and number of renewable energy projects is increasing. The additional revenues from carbon emission reduction are also supporting projects lacking financial feasibility such as electricity from biogas or landfill (Figure 2). Voluntary carbon markets have demonstrated how important can carbon revenues are and how vital post 2012 period will be for project owners. In order to keep this market alive after 2012, a great pressure has been put on national climate negotiations within this year.

Figure 1. Historic values for the voluntary carbon markets[2]

regulations. This would help to see where further emission reductions could be achievable easily and seeking funds to realise them.

To conclude, 2010 is a very important year for climate negotiations. Turkey should develop sustainable strategies and seek ways to be harmonised with global carbon market mechanisms. Voluntary carbon market coupled with carbon accounting would be the key activities to support turbulent times of negotiations in Cancun, Mexico.

References[1] Ministry of Environment and Forest, National Climate Change

Strategy, Turkey (http://www.undp.org.tr/energEnvirDocs/Ingilizce%20-%20Strateji%20Belgesi.pdf)

[2] Ecosystem Marketplace, New Carbon Finance[3] Ecosystem Marketplace, New Carbon Finance. (1) Based on

335 observations

Figure 2. Turkey has gained a strong position in the voluntary market [3]

Project Developers Should Ensure Registration of Their Projects Pre-2012Voluntary carbon markets would play an important role to be harmonized by the global carbon market mechanisms rules for the post 2012 regulations. Gold Standard and Voluntary Carbon Standard have been a good practicing area for the project developers. Enlarging the frame by different kinds of projects such as energy efficiency in industry or enabling low carbon public transport vehicles would put an extra value to that endeavours for combat with climate change.

If the project is eligible for generating emission reductions and carbon revenues are vital for the implementation, early action should be taken by the project owner. During the design phase and before any payment made or any loan taken for the project, carbon emission reduction development should start. Carbon developers can help you to assess your emission reduction potential and to evaluate the best carbon standard to be used.

In addition for a complete picture of activities carbon accounting should join the scene backed up with applicable standards and


283

REDUCED ENVIRONMENTAL IMPACT WITH ENGINES

Thomas STENHEDE Wärtsilä Ecotech

The internal combustion engines are the most efficient single energy converter where chemical bound energy in liquids and gaseous fuels are used.

Thanks to the high efficiency the specific environmental becomes low in particular when power is generated.

There are a number of parameters which influence the type of emissions and the amount thereof.

Such parameters are:� Choice of fuels� Engine combined cycles� Waste heat recovery� Exhaust gas clean up systems

Since Turkey nowadays has got a fine meshed gas grid the utilization of engines has expanded, thereby both oil and gas are widely used. The access to natural gas has to a great extent become beneficial for the environment.

Fuel Impact on the EnvironmentFor power generation heavy fuel oil (HFO) has been standard fuel. Typical for HFO is beside the low price that it contains high levels of sulphur and ash. When oil is combusted in diesel engines the burn out is very good and the efficiency is high (40-45%) and the unburned residuals as CO is low. The compression ignition cycle gives also higher emissions of NOx.

The combination of sulphur and ash give a higher particulates emission as the ash generates nucleus for sulphuric acid condensation.

Sulphuric acid contributes to acid rain which precipitates on land and forests and NOx contributes to smog formation, all giving a negative impact on the environment.

As long as natural gas is available at a competitive price for power generation gas is from an environmental point of view the preferred fuel in a combustion engine.

Natural gas, which mainly is composed of methane, shows a number of benefits for protecting the environmental. Natural is almost from sulphur compounds, only small amount for odourisation, free from ash and particles, and a high hydrogen-carbon ration.

Most engines built today in Turkey are spark ignited (below 10 MWe per genset) and pilot ignited DF-engines, all applying the otto

principle. When HFO was the only fuel choice available, the diesel engine or compression ignition was selected.

Now when natural gas is available the existing diesel engines can be converted to burn natural gas and simultaneously keeping the oil capability operational. Thereby, a duel fuel engine is available.In the below table a comparison is made between otto and diesel engines using various fuels.

For a 100 MWe plant operating 8000 hours per year at full load this means for an HFO fired plant, which switches to natural gas, the yearly emissions become as shown in Table 2.

Table 1. Specific Emsissions of Wärtsilä Engines

Table 2. Yearly Emissions of Engine Power Plant

Engine type W50DF W46GD W46 W34SG

Process otto diesel diesel otto

Fuel NG NG HFO NG

Sulphur content in fuel %S - - 2.0 -

Shaft power per cyl kWm 950 975 975 450

Shaft efficiency (η). ISO % 48.6 45.0 47.9 48.0

Exhaust gas temperature °C 398 340 317 390

Nitrogen oxides (NOx) g/kWh 1,2 8,0 14,7 1,2

Carbon monoxide (CO) g/kWh 1,4 1,0 1,1 2,2

Sulphur (SO2) g/kWh 0,09 0,15 8,0 -

Particles g/kWh 0,06 0,1 0,46 0,07

Carbon dioxide (CO2) g/kWh 436 499 646 450

Engine type W50DF W46GD W46

Fuel NG NG HFO

Nitrogen oxides (NOx) ton/year 960 6400 11760

Carbon monoxide (CO) ton/year 1120 800 880Sulphur (SO2) ton/year 72 120 6400

Particles ton/year 48 80 368

Carbon dioxide (CO2) ton/year 348800 399200 516800

As seen there is a substantial environmental improvement when a power plant changes to natural gas. This is also valid for a green house gas like CO2.

Engine Combined Cycles Still the exhaust gases contain a lot of unused energy and by introducing a steam generating system further power could come from the plant. Wärtsilä has experience from several engine combined cycles (ECC) in which the power output has been increased by more than 8%.

This means that a 100 MWe engine plant now can generate up to almost 110 MWe without further fuel consumption. From an efficiency point this means that the gross efficiency now is in the 50% range.


284

The choice of fuel is important as an engine can very well operate on high sulphur (HFO) but certain actions has to be taken when it comes to corrosion in the exhaust gas system. For gas fuelled systems this limitation is not at the hand and further improvement can be made. It is anticipated that a well designed plant can achieve 53% in the near future.

treatment methods meaning that the energy conversion has already taken place and can not be affected. The energy consumption can be high.

ConclusionIn general pre-combustion methods like; fuel selection could be more efficient and choice of internal process such as otto/diesel processes. Secondly waste heat recoveries either as engine combined cycle or combined heat/chilling reduce the specific emissions and improve the efficiency. Wärtsilä provides all these methods as selected by its customers.

Economiser

HT water heat recovery

Superheater

Feed waterTank

(one/plant)

Exhaust gasBoiler

(one/engine)

Make-up water

Condenser(one/plant)

Feed water pump

Steam Turbine(one/plant)

Steam Drum

Superheated steam (12..20bar)

Condensate

Feed water (min 130°C with sulphuric fuels)

Evaporator

Exhaust gas in

Exhaust gas out(min 180°C with sulphuric fuels)

Cooling water (or air cooling)

G

GeneratorElectric power

•plant total el. efficiency 47 .. 50%•recommended plant size min 30 MWe•LP steam production for fuel heating to be considered in HFO plants

Figure 1. Engine combined cycle

The ECC thus improves the efficiency by 4%-unit implying that there is a 4% reduction in specific emissions.

Recovery of Waste HeatThe engine driven power plant has an efficiency of 45% means that 55% of the fuel energy is rejected via exhaust gas and engine cooling. This rejected energy can to some extent replace other energy sources where low grade energy is requested e.g. steam generation, hot water, chilling. There are difficulties in finding appropriate solutions but if the can be identified in industrial process, municipal utilities the emissions could be reduced and energy saved.

A district cooling and power plant is depicted below.

As seen in Figure 2 residual heat is used in a heat recovery module and a boiler for driving an absorption chiller. A compressor chiller is used for peaking and stand-by to meet the demand according to a duration curve.

Figure 2. An engine driven DCAP plant.

Exhaust Gas Clean Up SystemsThe most obvious way of reducing emissions into the air is to clean up the exhaust gas by:� Flue gas desulphurization� SCR for deNOx� Electrostatic precipitation for particles

All methods are widely applied and efficient, but they are costly to install and some consume chemicals for operation. They are


285

K

GEOTHERMAL EXPLORATION IN TURKEY

Özgür Çağlan KUYUMCU BM Mühendislik ve İnşaat A.Ş.

Umut Destegül SOLAROĞLUBM Mühendislik ve İnşaat A.Ş.

Abstract Turkey is famous for many things from its beautiful nature to a diverse culture going back many civilizations. However, there is yet another asset that Turkey is not yet famous for: Turkey’s abundant geothermal resources. Current estimated numbers confer that Turkey’s geothermal capacity is 7th in the world at 2000 MWe and 31500 MWt. Overall, Turkey provides a very promising and unrevealed sector for investors. However in order to truly become one of the leading countries in geothermal, Turkey needs to iron out its legislative bottlenecks associated with exploration licensing, expropriation, supervising institutions, import regime, data libraries and support mechanisms.

1. Introduction Turkey is famous for many things. These include historic monuments and landmarks, long beaches with clear seas, forests and mountains and a comprehensive history and an incredible culture going back many civilizations. There is yet another asset present in Turkey; one that it is not yet famous for. That asset is its abundant geothermal resources. Studies conducted by many institutions put Turkey at the 7th order among countries having the highest geothermal potential at 2000 MWe and 31500 MWt. On the other hand, the actual installed power capacity is only around 100 MW, way lower that what this potential suggests. This is actually a positive thing for investors in that it means the future is wide open for geothermal energy in Turkey.

At the overall energy front, there is a similar situation. The current installed power capacity in Turkey is approximately 48,000 MW, where energy demand projections put the installed power capacity requirement at 96,000 MW by 2020. This is double the current level, requiring an approximate 100 billion USD of investment. In consideration of this vast need for added installed power capacity, the Turkish government has taken very important steps towards stimulating the energy market since 2001. Starting from 2005, a parallel mission of driving renewable energy initiatives was also strongly integrated into these steps, culminating in the signing of the Kyoto Protocol on February 6th, 2009. Being among the countries primary renewable resources, geothermal energy now holds a stronger place than ever in Turkey’s energy plans.

Geothermal exploration work in Turkey has been pioneered by the government exploration company MTA (Maden Tetkik ve Arama) since late sixties, with very little private sector involvement. MTA has published more than 185 geothermal reserves most of which were shallower than 1000 m depth. Meanwhile, recent studies now show that deeper and stronger geothermal reserves exist

between depths 1000-2000 m. This has brought out a wholly new opportunity and a parallel strong private sector interest in deeper geothermal exploration.

Geothermal exploration requires significant upfront expensive studies such as geological, geophysical and geochemical investigations. Once the well location is given, the expense is multiplied, with average drilling costs running around 2.5 m USD for a 2000 m depth conventional exploration well. It is clear that despite all production advantages, geothermal energy requires heavy risky upfront investment. In order to maintain and escalate private sector interest, exploration needs to be stripped off its problems and supported by the government to the highest extent. Owing to its relatively limited exploration history, the Turkish geothermal sector heavily relies on the oil & gas technologies, staff and equipment that have been around for much longer periods instead. On the other hand, a number of important technical differences from oil & gas require that availability and/or import and logistics issues are urgently solved in the near future. For instance, the importing regime governing geothermal is currently far more demanding in comparison to that applicable to oil & gas.

The primary issues requiring a permanent solution are not only drilling issues, but also supervising authorities and their rights and responsibilities. The best example is MTA, who has been appointed the government body that grants prospect licenses to the private sector, while simultaneously acting as an independent exploration company that is in direct competition with the private sector. Another topic is the shape and area limitations for exploration prospect licenses. If not revised, the current practice will continue to create conflict of interest in many reservoir areas at each instant the licenses overlap. Further regulation and support mechanisms can also be implemented in order to ensure steady and fast growth of the sector. These would typically include creation of national digital subsurface data libraries and associated data banks, new regulations enabling urgent expropriation for drill pads and even direct governmental support in the form of partial drilling grants and rental or otherwise provision of specialty drilling and testing equipment.

2. Energy in TurkeyThe current installed power capacity in Turkey is approximately 48,000 MW, where energy demand projections put the installed power capacity requirement at 96,000 MW by 2020. This is double the current level, requiring an approximate 100 billion USD of investment. In consideration of this vast need for added installed power capacity, the Turkish government has taken very important


286

BP

steps towards stimulating the energy market since 2001. Starting from 2005, a parallel mission of driving renewable energy initiatives was also strongly integrated into these steps.

Recent major changes in laws and regulations can be summarized as follows:� Electricity Market Law (no.4628 / 03.03.2001) – Private energy

production � Energy Market Regulatory Authority (EMRA, 19.11.2001)� Agreement on Water Use / (Gen. Drct. of State Hydraulic Works,

26.06.2003)� Law on Utilization of Renewable Energy Sources For The Purpose

of Generating Electrical Energy (no.5346 / 18.05.2005)� Law on Utilization of Geothermal Resources (no.5686 /

03.06.2007)� Regulations on Utilization of Geothermal Resources

(11.12.2007)� Declaration of intent to sign Kyoto Protocol (30.06.2008)� Draft Renewable Energy Law with special Tariffs for

renewables¹

Following some of these drastic measures, hydropower, wind energy, electricity distribution, natural gas distribution and thermal (coal/gas) energy sectors received significant foreign investment interest and shifted to an accelerated capacity installation rate².

Turkey is therefore currently rated among the world’s largest few markets for energy investors. It shares the multiple advantages of; � Having %65 of its hydropower resources still unused, � Having over %90 of its geothermal energy resources still

unused, � Having over %90 of its wind power resources still unused, � Having an aggressive privatization and build-operate legislative

structure already implemented, � Holding the critical position of transit country for oil and gas

resources from the Caspian Basin and the Middle East to the EU.

3. Geothermal in TurkeyTurkey’s proven geothermal reserves are calculated at 3,293 MWthermal, and an estimated potential at 2,000 MWenergy and 31,500 MWthermal[1]. The current and projected (government target) geothermal capacity utilization is as given in Tables 1-3.

4. Geothermal Exploration in TurkeyThe new Geothermal Law that was passed in June 2007, allows for private sector exploration studies targeting geothermal energy generation. Since 1935, MTA (Turkish Governmental Mining & Geothermal Exploration Company) has discovered approximately 185 geothermal fields throughout Turkey. Interestingly, 95% of these discoveries is shallower than 1000 meters depth, owing to the technological and budgetary limitations of the past. On the other hand, the most recent discoveries have proven that the most commercial geothermal reserves in Turkey are present between 1200 to 2000 meters depth. This has brought out a wholly new opportunity and initiative in deeper geothermal exploration. While the opportunity is present, this is not without problems.

The following may be listed as the most notable problems of the industry:

� As well known, deep geothermal exploration has a wholly different level of risk profile in comparison to shallower studies. It is in fact comparable to oil & gas exploration in that it;

� Requires specialized and expensive geophysical methods with wide station distribution and relies much more heavily on the quality and accuracy of pre-drilling studies – as opposed to surface manifestation and fault based top-down methods of shallow geothermal exploration,

� Requires expensive drilling rigs and high level of well engineering, where drilling costs run up to 3,500,000.- USD for a 2000 m deep well,

� Deals with both high temperatures and high pressures and therefore specially manufactured equipment typically requiring 8-12 weeks for manufacture and a further 8 weeks for shipping,

� Has a high upfront investment profile that increases geometrically with exploration depth and is neither financable by any banks, nor recoverable in case of failure.

Table 1. Summary of Geothermal Uses So Far

Current Situation in Geothermal Uses[2]

Direct use heat exchange: 983 MWt (equivalent to 117,000 houses)

Balneaological use:402 MWt (equivalent to 10 million persons per annum)

Power generation: 80,7 MWe

CO2 Production: 120,000 ton / year

¹ 9 Euro.cents / KWh foreseen for geothermal, ² Private sector investment applications in hydropower B.O.T. reached 10,594 MW in its first year, representing 10,6 billion USD total investment. Applications in wind power were a staggering

78,000 MW.

Table 2. Power Generation Targets

Target Projection

Power generation, 2010 forecast: 250 MWe

Power generation, 2015 forecast: 550 MWe

Heat exchange 2015 forecast: 8000 MWt

Table 3. Domestic Heating Potential in Turkey

Domestic Heating Potential

İzmir 220,000 houses

Denizli 100,000 houses

Aydın 90,000 houses

Bursa, Balıkesir 140,000 houses

Afyon 65,000 houses

Manisa and Turgutlu 50,000 houses

Kütahya 35,000 houses

Çanakkale 35,000 houses

Sakarya 30,000 houses

Salihli 30,000 houses

Other areas 205,000 houses

Domestic Heating Sub-Total 1,000,000 houses

Greenhouse and Other Heating 250,000 houses equivalent

Total1,250,000 houses equivalent (10,000 MWt)

FUEL-OIL EQUIVALENT2,800,000 Ton/Year (2.7 billion USD/Year)


287

K

It can be assumed for simplification that exploration for a geothermal field may cost around 2500 to 3500 USD / MW of installed capacity reserve discovered.

5. RecommendationsThe following problematic areas have been identified and measures recommended for expediting the growth of geothermal energy and derivative uses in Turkey:

5.1. Authorized Institution Current legislation indirectly delegates private sector’s licensing and control functions to MTA. At the same time, MTA has been repositioned as an independent exploration entity that will act in direct competition with the private sector, operating under the same law. Culmination of execution and control duties in the same institution is a fundamental conflict that needs to be resolved urgently – a dedicated Geothermal Directorate is proposed.

5.2. Import Regime Geothermal exploration companies are not eligible for importation of geophysical, drilling and well testing equipment in exemption from regular customs requirements. This causes significant obstructions and delays in the supply of necessary special-purpose equipment from other countries and / or local oil companies. Meanwhile, such an exemption applies for oil & gas exploration. 5.3. Exploration licensesCurrent licensing mechanism is not suitable for efficient exploration and exploitation of resources after their discovery. License areas have to be expanded to allow for minimum 5000 ha to maximum 25,000 ha size and be limited in shape to eliminate impractically shaped license areas.

5.4. Access to public data banks The government of Turkey holds an incredible amount of valuable exploration information acquired through past studies such as irrigation wells, oil, gas and mining exploration studies, ground investigation works, etc. However, this data has to be regrouped from its scattered form in different institutions into a well organized library[3]. The contents of this library thereafter have to be made accessible to associated license holders at a certain cost, in order to eliminate the need for repetitive data acquisition.

5.5. Urgent Expropriation Expropriation under Turkish law typically takes 2 years or more to finalize. Factoring in the maximum exploration license period of 4 years allows, this does not allow enough time to complete all required studies. In order to overcome this problem, the already existing mechanism of urgent expropriation with hydropower projects has to be also carried and integrated to the geothermal law.

5.6. Equal Rights with MTA MTA is a very old and strong government exploration company competing with the private sector under supposedly equal rights. Notwithstanding the authorized institution matter addressed above, MTA is further exempted from the fees and bank guarantee letters required during licensing from private sector companies. This typically means MTA is free to operate without any urgency to complete the development of any one license they hold and that

they do not have any financial limit to the number of licenses they can hold. This is in direct conflict with the intention of the new law, which aims to strip MTA of its current unfair advantages.

6. ConclusionsWith the application of these simple measures, it is only natural that the Turkish geothermal sector will attract investment and expand at an incredible rate. This is already visible from the current momentum of geothermal investments, as undertaken by some of the big players of the Turkish energy market.

References[1] Lund,, W., J., Freeston, D., H. and Boyd, T. L., “Direct

application of geothermal energy: 2005 Worldwide review”, Geothermics Volume 34, Issue 6, December 2005, Pages 691-727

[2] World Energy Council 2009 “Survey of Energy Resources Interim Update 2009”, World Energy Coulcil Publications, pp. 63.

[3] Garside, L.J., 1997, Nevada geothermal gradient-hole database, Nevada Bureau of Mines and Geology. CD-ROM prepared under INEL Contract NO, C85-110656-005.


288

DOĞALGAZ TİCARETİ VE AVRUPA GAZ “HUB”LARI

Volkan ÖZDEMİRBOTAŞ Strateji Geliştirme ve Uluslararası Projeler Dairesi Başkanlığı

ÖzetEn geniş tanımıyla doğal gaz ‘hub’ı, birden fazla noktadan (tedarikçiden) gelen arzın bir noktada toplanıp yine birden fazla alıcıya dağıtılması yoluyla yapılan ticari faaliyetin merkezidir. Spot piyasa işlemleri için uygun bir ortam oluşturan hublar, daha fazla alıcının görece ucuz arz kaynaklarına ulaşımını sağlarken, satıcılara da doğal gaz için anlık en uygun fiyatı sunan alıcılara ulaşma imkanı tanıyan temel piyasa birimidir. Avrupa’da rekabetçi bir gaz piyasasının oluşumu için ilk direktifler henüz 1990’larda verilse de bu gidişat sanal ve fiziksel hublar birlikte ele alındığında artarak ilerlemektedir. Bunun sonucunda, uzun erimli kontratların piyasanın büyük bölümüne hakim olduğu Avrupa’da, gaz hubları kısa dönemli gaz ticareti konusunda çeşitli alıcı ve satıcılara sunduğu imkanlarla alternatif bir ticaret modeli de sunmaktadır. Avrupa’daki hublar birbirleriyle ve daha da önemlisi, doğal gaz ticaretinin uzun erimli kontrat yapısıyla rekabet halindedir. Doğal gaz ticaretine etki edebilme olanağı olan bu hubların konumu güçlendikçe kaçınılmaz olarak petrol fiyatlarından bağımsız bir dünya doğal gaz fiyat mekanizmasının kurulması da olağanlaşacaktır. Bu araştırmanın amacı da Avrupa’da var olan doğal gaz hublarını karşılaştırmalı olarak incelemek, bunların genel doğal gaz ticareti içindeki konumlarını analiz etmek ve hub odaklı doğal gaz ticaret yapısının ülkemizde de mümkün olup olamayacağını sorgulamaktır.

Bir Piyasa Merkezi olarak “Gaz Hub” Ne Demektir?En geniş tanımıyla “Doğal Gaz Hub”ı, birden fazla noktadan (tedarikçiden) gelen arzın bir noktada toplanıp yine birden fazla alıcıya dağıtılması yoluyla yapılan ticari faaliyetin merkezi alanıdır. Satıcılar, nakliyeciler, piyasa aracıları ve alıcıları arasındaki gaz ticaret faaliyeti şekillenerek piyasa mekanizmasında fiyatlandırma belli olur. Bu özelliğiyle hublar, arz ve talebin kesiştiği gaz kontrat noktalarıdır da denebilir. Boru hattı şirketlerinin gaz iletim, arz güvenliği, talep dengelemesi ve genel anlamda ticareti faaliyetinden edindiği uzmanlık alanının ve dominant konumunun“hub” tarzı yeniden yapılandırılmış piyasalarda farklı bir boyuta dönüşmesi bu piyasa gelişim sürecinin doğal bir sonucudur. Spot piyasa işlemleri için uygun bir ortam oluşturan hublar daha fazla alıcının görece ucuz arz kaynaklarına ulaşmasını sağlarken, satıcılara da doğal gaz için anlık en uygun fiyatı sunan alıcılara ulaşma imkanı tanımaktadır. Hub’lar sayesinde tüketicilerin daha önce ticari faaliyette bulunan boru hattı şirketleri tarafından yapılan taşıma, depolama, aktarma gibi alanlardan daha ‘hesaplı’ bir şekilde yararlanacağı ve bu anlamda rekabetçi piyasa dinamiklerinin doğal gazda da ilerleyeceği görüşü ileri sürülmüştür1. Özellikle ABD’de gelişmiş olan Henry

Hub piyasası ve gaz ticareti hususunda bu görüş doğruluğunu kanıtlamıştır. Ancak ABD’de var olan bu kavramın dünyanın geri kalanına ve en önemli tüketim merkezlerinden biri olan Avrupa doğal gaz piyasalarına yansıması farklı olmuştur.

Avrupa’da rekabetçi bir gaz piyasasının oluşumu için ilk direktifler 1990’larda verilse de, bu gidişat dünyaya paralel olarak yavaş ilerlemektedir. Uzun erimli kontratların piyasanın büyük bölümüne hakim olduğu Avrupa’da, gaz hubları kısa dönemli gaz ticareti konusunda her ne kadar ticari faaliyete maruz gaz hacmi değişkenlik ve (nispeten azlık) gösterse de, çeşitli alıcı ve satıcılara sunduğu imkanlarla alternatif bir ticaret modeli sağlamaktadır. Bu bağlamda göreceli olarak daha olgun ve rekabetçi bir gaz piyasasına sahip olan İngiltere gaz hubı NBP’de (National Balance Point) ticareti yapılan gaz miktarı kıta Avrupa’sına göre çok daha yüksektir. Güçlü bir hub odaklı ticaretin olduğu İngiltere’de bu avantaj uzun erimli kontratlardaki fiyat için de bir referans teşkil etmeye namzet olmuştur. Bu da gaz fiyatlarının petrole bağımlılığını indirerek, kendi fiyat mekanizmasıyla şekillenecek bir dünya doğal gaz piyasasına evrilmesinde önemli bir rol oynamaktadır. Yükselen bir dünya doğal gaz piyasasının temel çıkış noktası olan gaz hubının oluşması ve işlerlik kazanmasında önemli bir koşul olarak, uzun erimli kontratlarla bağlanmış alternatif kaynakların olmaması ve ticaretin kapasite kısıtlamalarıyla bloke edilmemiş olması sayılabilir. Farklı oyuncular arasında kısa dönemli kontrat fırsatı sunabilen gaz hubları piyasaya da hareket ve esneklik kazandırmaktadır.

Uygulama alanlarına göre yeryüzünde iki tür gaz hubı vardır: Fiziksel ve Sanal Hub’lar.

Fiziksel hublar, belirli bir noktada konumlanır; dolayısıyla gaz bu noktaya ulaştırılmalı ve oradan ticareti yapılmalıdır. Bu klasik anlamda somut bir meta/mal piyasasından farksızdır. ABD’deki Henry Hub buna klasik ve dünyadaki en gelişmiş örnektir. Burada 12 boru hattı birbirine bağlı bulunmakta, 3 tane yeraltı depolama tesisine erişim olanağı sunulmaktadır. Lousiana eyaletinde hem karada hem de açık denizde üretim yapan üreticilere erişim imkanı sağlanmaktadır. Likidite oranı ise hayli yüksektir. Transfer merkezinde yapılan kağıt üzerindeki ticaret fiziksel olarak teslim edilen doğal gazdan yaklaşık olarak yüz kat fazladır². Sanal hublarda ise coğrafi ticaret platformu büyük bir alanı ve hatta ülkenin tamamını kapsayabilir. Bu tür bir hubın özelliği ise, ticarete konu olan gaz her hangi bir noktadan bu sanal piyasaya girer ve sağlayıcının gazı belirli bir noktaya taşımasına gerek kalmaz. Fiziki olarak var olmasa da kendi işlerliğini kazanan ve serbest pazar

¹ http://newsletter.epfl.ch/mir/newspaper-article?np_id=85&np_eid=22&catid=0² International Energy Agency (IEA), “Flexibility in Natural Gas Supply and Demand”, Paris, 2002. s.80


289

mekanizmasına göre arz-talep dengesinin şekillendiği bir piyasa mevcut hale gelir. (İngiliz iletim sistemi - NBP)

Ulusal gaz piyasasını AB’de ilk serbestleştiren ülke İngiltere’dir ve ilk hub da yine bu ülkede belirmiştir. Avrupa’daki en büyük ve ciddi gaz hubına sahip olan NBP, gaz kontratlarının IPE (International Petroleum Exchange) de işlem görmesini sağlar. Avrupa’daki diğer birçok hub da bu merkezle bir şekilde ilintilidir. Henry Hub ile aynı mantıkta işler, ama tek farkı sanal bir piyasa olmasıdır. Belçika Zeebrugge hubı da interconnector sayesinde NBP’nin hizmetindedir. Piyasa kendi gelişmiş mekanizmasına sahip olduğundan piyasa dengelenmesi veya yükümlülüklerini yerine getiremeyen taşıyıcı-alıcı-satıcılara cezai yaptırım olmaz. Çünkü piyasa akışkanlığında böyle bir yaptırıma zaten kendiliğinden gerek kalmaz. Taşıyıcılar sadece kendi pozisyonlarını belirleyen giriş ya da çıkış miktarlarını belirtir, fiziksel olarak bu işlem ise İngiliz Ulusal İletim şirketi (eski Transco) tarafından yapılır.

Avrupa’daki diğer sanal hublar şunlardır:� TFF (Hollanda) Gasunie şirketi tarafından işletilen ve NBP’ye

benzer bir sistemde çalışır. � PSV (Italya), PEG (Fransa)

Fiziksel hublar ise şunlardır: � Zeebrugge (Belçika),� Baumgarten (Avusturya), Merkezi Avrupa Gaz Hub Şirketi’nin

(CEGH) OMV ve Gazprom arasında eşit ortaklıkla kurularak Rus ve Nabucco gazı üzerinden ciddi bir fiziki hub oluşturma potansiyeli içermektedir.

� Bunde-Oude (Hollanda), Emden (Almanya). Son ikisini kapsayacak ve Avrupa’da rekabeti geliştirerek daha düşük miktarda ve kısa dönemli kontratlara bağlanmış gaz ticareti sağlamak adına ileride önemli bir gaz hub yaratmak için Statoil-EON Ruhrgas, Wingas ve BEB “North West European Hub Company” isimli ortak bir şirket kurmuşlardır.

Bu hublarda ticari olacak gaz hacmi arttıkça, hublar arasındaki rekabetin artacağı da kesindir. Bu her ne kadar rekabeti kamçılar gibi gözükse de, sınırlı sayıda IOC’nin göreceli güçlü oldukları piyasalarda ticaretin büyük bölümüne egemen olduğu ve/veya olacağı gerçeğini değiştirmemektedir. Bu bakımdan artan hub rekabeti, aslında mevcut devlerin piyasa rekabetinin yeni bir şekle dönüşümünden başka bir şey değildir. Bir bakıma bu gelişmenin de dünya doğal gaz piyasalaşma sürecinin beklenen bir sonucu olduğu petrol piyasalarındaki yapıya bakılarak söylenebilir.

Spot Piyasalar ve Gaz Hubları Arasındaki İlişkiDünya doğal gaz piyasalarında gelişen serbestleşmeye paralel olarak spot piyasaların gelişimi de artmaktadır. Spot piyasanın oluşması için en önde gelen koşullardan biri, çok sayıda alıcı ve satıcının her birinin tek başına fiyatı belirleyecek etkide bulunmasını engelleyecek oranda geniş bir piyasa içinde ticaret yapabilmeleridir. Piyasanın likiditesi olarak adlandırılan bu özellik, sahipleri birbirinden farklı olan boru hatlarının kesiştiği, birinin diğerinin boru hattını kullanabildiği, depolama imkanlarının ve tüketim merkezlerinin yakın olduğu bir fiziksel nokta ile desteklendiğinde gaz hubları kavramının bizatihi kendisini ortaya çıkarmaktadır. Burada arz ve talep fiziksel olarak dengelenir ve fiyatlar bu dengelenmenin doğal aracıdır. Bir hubda ticaret likit bir piyasaya dönüştüğünde, spot ve vadeli işlemler piyasası oluşmakta, yakın zaman ve gelecek için bir piyasa fiyatı doğmaktadır. Genellikle tezgah üstü piyasalarla başlayan spot ticaret ile yapılan doğal gaz teslimi kontratları, bir günden bir yıla kadarki dönemi kapsayabilmektedir. Finansal gaz piyasaları olarak adlandırılan bu yapının önemli bir özelliği de, serbest piyasa ile birlikte artan fiyat oynaklığına karşı piyasa oyuncularına koruma sağlamasıdır. Örneğin nihai tüketicilere gaz teslim etme yükümlülüğü bulunan bir doğal gaz dağıtım şirketi spot fiyatlardaki değişimlere karşı talebini ayarlayamadığı için fiyatlardaki artışlara karşı, bu artışı tüketicilere yansıtamadığı oranda, fiyat riskine maruz kalmaktadır. Bu durumda doğal gaz dağıtım şirketinin spot veya vadeli işlemler piyasasına girerek fiyat riskine karşı çıkarlarını koruması mümkündür. Brokerlar bu riski yöneterek spot piyasada etkinlik sahibidirler.

Spot piyasaların serbest piyasada arz güvenliğine yaptığı etkilere ilişkin olarak, öncelikle kısa dönemde arz ve talebin dengelenmesini sağlayıp bir bakıma arz güvenliğine katkı sağladığını söylemek mümkündür. Bununla birlikte, uzun dönem arz güvenliğine ilişkin olarak spot ve vadeli işlemler piyasasında oluşan fiyatların uzun vadeli yatırım kararları için temel alınması pek mümkün gözükmemektir. Çünkü uzun vadeye ilişkin olarak spot piyasadaki likidite oranı düşük olmakta, uzun vade için oluşan fiyatlar piyasadaki küçük bir oyuncu topluluğunun beklentilerini yansıtır hale gelmektedir. Bunun yerine uzun vadeli yatırım kararlarının uzun vadeli arz/talep tahlillerine göre yapıldığı ve spot fiyatların bu kararların test edilmesinde kullanılması olanaklıdır.

Spot piyasalar için olmazsa olmaz bir kavram da esnekliktir. Esneklik iki ana grupta toplanabilecek araçlar ile sağlanmaktadır: Fiziksel ve akde bağlı araçlar. Fiziksel araçlara üretim ve ithalatta değişken arz, depolama ve boru hattındaki stok örnek olarak verilebilir. Akdi araçlar arasında ise en önde geleni kesintili anlaşmalardır. Bilindiği üzere doğal gaz piyasasında talep düzeyi özellikle mevsimsel olarak dalgalanmalar göstermekte, bunun dışında gün içinde ani talep iniş ve çıkışları yaşanabilmektedir. Bunun dışında arz kaynaklı sorunlar da ortaya çıkabilmekte, bu durum da arz ve talebin dengelenmesi sorununu gündeme getirmektedir. Bu noktada esneklik sistemin arz veya talepten kaynaklanabilecek dengesizliklere karşılık tepki verebilme yeteneğini ortaya koymaktadır. Kuşkusuz ki bu açıdan arz güvenliğine önemli oranda katkıda bulunmaktadır. Esneklik düzeyi genellikle her bir ülkenin sahip olduğu doğal gaz piyasasının özelliklerini yansıtmaktadır. Örneğin yerli üretim fırsatı bulunan ülkeler üretim tesislerini dengesizlik durumunda devreye sokmaktadırlar. Tüketilen doğal gazın büyük oranda ithalat yolu ile karşılandığı ülkelerde ise depolama tesislerinin yapımına önem verilmektedir. Esneklik sağlanmasında geleneksel olarak kullanılan

Tablo 1. Avrupa Gaz Hubları Hacimleri (TWh)

Piyasa Yeri Tipi 2005 2006 Değişim

NBP UK Sanal hub 5768 7058 22%

TTF NL Sanal hub 122 201 64%

ZEEBRUGGE BE Fiziki hub 463 500 8%

MS-ATR İspanya Fiziki hub 260 281 8%

CEGH Avusturya Fiziki hub 8 99 1061%

PSV Italya Fiziki hub 29 78 170%

BEB Almanya Fiziki hub 5 13 170%

PEG’s Fransa Fiziki hub 45 77 73%

Ref. European Gas Trading 2007. Prospex Research Ltd. October 2007 s.11


290

araçları üç ana grupta toplamak mümkündür: Arz yanlı, talep yanlı ve depolamaya ilişkin araçlar. Arz yanlı araçlar içinde üretim ve ithalat koşullarında özellikle ‘swing’ olarak tabir edilen faktör esneklik açısından önem kazanmaktadır. Swing, alıcının aldığı gaz miktarını belirli sınırlara kadar artırmasına imkan veren bir mukavele hükmüdür. Genellikle maksimum günlük kontrat miktarı, yıllık kontrat miktarının bir yüzdesi olarak ifade edilir (% 100’lük bir oran swing olmadığı bir durumu ifade etmektedir). Bu açıdan swing, ani talep değişikliklerine karşı alıcı ülkeye kısa süre içinde dengeleme imkanı sağlamaktadır. İthalata ilişkin olarak her bir ithalat kontratı temelinde belirlenmekle birlikte genellikle kısa mesafelerde yüksek bir swing yüzdesi sağlanabilirken, uzun mesafeli teslimler için ek bir yatırım olmaksızın yüksek bir swing yüzdesi sağlanması mümkün olamamaktadır. Gaz endüstrisinin rekabete açılması ile birlikte geleneksel esneklik araçlarına yenilerinin eklendiği görülmektedir. Spot piyasa ve gaz hub ilişkisinin pekişmesi de bu gidişatla ilgilidir. Doğal gazın diğer herhangi bir mal gibi alınıp satılabildiği, tedarikçilerin tek düze yerine çeşitli hizmetleri içeren kontratları sunabildiği bir piyasa yapısı esneklik üzerinde de etkili olmaktadır. Böyle bir ortamda fiyat arz ve talebin dengelenmesi açısından en uygun araç konumuna gelmektedir. Depolama fiziksel bir araç olmanın ötesinde talebin düşük olduğu aylarda depolama yaparak talebin yüksek olduğu ve fiyatların da yükseleceği varsayımı ile artan fiyat oynaklığına karşı bir korunma ve kar olanağı sağlamaktadır. LNG ticaret içinde spot bazlı satışların ve her hangi bir kontrata ya da projeye bağlanmamış LNG gemilerinin sayısının artışı LNG’nin yeni bir esneklik unsuru olarak gelişmesine zemin hazırlamaktadır. Özellikle LNG gazlaştırma terminalleri yeraltı depolama imkanı sınırlı olan ülkeler için hayati önem taşıyabilmektedir.

Gaz Hubları ve Doğal Gaz Ticareti FiyatlandırmalarıKendi içinde böylesi bir rekabet yaşayan hubların asıl rakibi tabii ki uzun erimli kontratlı gaz ticaret sistemidir. NBP büyüklüğüne rağmen İngiliz piyasasının % 30’una sahipken bu oran kıta Avrupa’sında % 10’un altında kalmaktadır. Ancak dünya genelinde gazın ticaretinin spot piyasalaşmasına yönelik bir gidişatın da tekrar vurgulanması gerekir. Uzun erimli kontratlarda petrol ve petrol ürünleri halen daha çok ciddi bir paya sahiptir. Gaz fiyatının hesaplanmasında kontratlarda petrol fiyatı endekslemesi olmazsa olmazdır. Bu endeksleme ham petrol fiyatı, hafif-ağır petrol ürünlerini kapsayarak 20-25 yıllık sözleşmelere aksettirilir. Fakat bu endeksleme üretici ülkeler arasında büyük değişiklik gösterir ve nihai olarak gizlidir. Rusya, Cezayir, Hollanda, İran gibi ülkeler bu geleneksel yolu tercih ederken İngiltere’de gaz fiyatları % 37, bunun yanında genel fiyatları içeren enflasyon sepeti indeksi ise % 28’lik paya sahiptir. Bu NBP gaz hubının İngiltere’deki öneminden kaynaklanan bir durumdur: Hubdaki gaz fiyatı uzun erimli kontratlara girebilecek kadar büyük bir öneme sahiptir. Bu hubların sayı, önem ve kapasitesi arttıkça gaz fiyatlarının diğer piyasalarda da aynı seyre gideceğinin göstergesidir. Hubların konumu güçlendikçe kaçınılmaz olarak petrol fiyatlarından bağımsız bir gaz fiyat mekanizmasının kurulması da olağanlaşacaktır.

Doğal gaz anlaşmalarında petrol fiyatlarına dayalı fiyat formülleri son yıllarda petrol ve doğal gaz fiyatlarının gittikçe birbirine yaklaşmasına yol açmıştır. Bu durumun gelişmesinde doğal gaz kullanan büyük tüketim merkezlerinde başka yakıt türlerine geçiş

yapabilme olanağı ve doğal gaz ile petrolün aslında yakıt olarak rekabet etmeleri de rol oynamıştır³. Doğal gaz fiyatlarındaki bir diğer gelişme ise bölgeler arasındaki fiyat farklılıklarının zamanla ortadan kalkması tahminleridir. Burada en önemli sebep, spot LNG ticaretinin bölgeler arasında arbitraj yapılmasının önünü açmasıdır. Bu yöndeki gelişmelerin ilk örneği Avrupa ve Amerika arasında gerçekleşmektedir. Deniz aşırı kıtaların iki yakasında da faaliyet gösteren firmalar Atlantik’in her iki tarafında da LNG projelerinde yer alarak iki bölge arasındaki fiyat farklarından faydalanma amacı gütmektedirler. Bu da orta ve uzun vadede fiyat farklarının etkinsizleştirilmesi anlamına gelecektir.

Dünyada mevcut halde doğal gaz ticareti hublarda spot olarak yapılan bağımsız doğal gaz fiyatlandırması, petrol ürünleri ağırlıklı fiyatlandırma ve ham petrol fiyatlandırması olarak kabaca üç kısım etrafında toplanmaktadır. Daha çok ABD için geçerli olan (çeşitli boru hatları taşıma maliyeti ve Henry Hub’da belirlenen fiyatlar üzerinden NYMEX endeksli fiyatlar) ama dünyada pek yaygın olmayan bağımsız gaz fiyatlandırmasının aksine kıta Avrupasında, yapılan ticaret petrol ve bilhassa petrol ürünleri ağırlığının hissedilir olduğu bir formülasyonla şekillenmektedir. Bunun yanında yoğun LNG kullanımının olduğu Asya-Pasifik piyasalarında LNG fiyatının hesaplanmasında petrol ürünlerinden ziyade formülasyon olarak ham petrol fiyatının ağırlığı göze çarpmaktadır4:

³ Michelle Michot FOSS, “Global Natural Gas Issues and Challenges: A Commentary”, Energy Journal, Vol. 26, No.2, 2005, s. 1254 http://www.med.govt.nz/templates/MultipageDocumentTOC____39562.aspx5 BP Statistical Review of World Energy 2008

LNG Fiyatı: x: ham petrol fiyatı (çeşitlendirilmiş ham patroller sepeti

ortalaması) a: Alıcı-satıcı arasındaki kontrat müzakeresindeki eğim katsayısıb: C.I.S esasına göre belirlenen mesafe/uzaklık birimi

P(LNG) = ax + b (1)

İlerisi için projeksiyonlar söz konusu olduğunda, Avrupa hublarında ticareti yapılacak gaz miktarı artsa ve LNG Avrupa ile dünya piyasalarında sesini daha çok duyurmaya başlasa ve artı olarak unkonvensiyonel gaz kullanım yöntemleri piyasalaşmaya başlasa da, hükümetlerin daha rekabetçi bir piyasa oluşumunu dışarıdan gözlemlemelerini beklemek yanlış olur. Devletler doğal olarak mevcut piyasa durumu üzerinden kısa vadeli enerji/doğal gaz arz güvenliğini temine yoğunlaşmışlardır. Bununla birlikte, fiziksel

Grafik 1. 2008 yılı için karşılaştırmalı dünya doğal gaz piyasaları fiyatları5.


291

hublar sanal hublara dönüştükçe piyasa akışkanlığı ve esnekliği artacaktır. Sanal hublarla boru hatlarından kaynaklanan aksamalar düşecek ve tacirler daha serbest hareket edebileceklerdir. Bunun çok mühim bir sonucu olacaktır: Avrupa ülkelerinde iletim hatları şirketleri ulusal ölçekte ya da daha büyük bölgesel anlamda genişletilmiş hublar kurmak zorunda kalacaklardır. Bu süreç iletim fiyatlandırmasının mesafeden bağımsız olduğu giriş çıkış tarife rejimiyle birlikte işlerlik kazanacaktır. Yukarıda değinildiği gibi sanal hubların da fiziksel hublardan farkı zaten bu noktada belirmektedir. Avrupa tarifeler rejimi düşünüldüğünde salt bu gelişme bile başlı başına bir devrim addedilebilir.

için kırıcı etki yaratmasını beraberinde getirecektir7 . İşte bu faktörler düşünüldüğünde henüz oluşma aşamasında olan Türkiye gaz piyasasında “hub” kavramının gündeme gelmesi Avrupa piyasalarındaki bu sert rekabeti göğüsleyebilecek bir me-kanizmaya ve Nabucco gibi uluslararası projelerin ülkenin “hub” olma siyasi iradesini de içeren bir yapılanmaya dönüşmesine bağlı durmaktadır.

SummaryIn the largest term, natural gas hub is the center of commercial activity in which multiple-point of gas suppliers interact with multiple buyers, shippers at the same point. Spot market transactions create an environment suitable for the hubs, increase the buyers’ access to relatively cheap sources of supply while providing a natural gas trader the consumer for the moment that offers the best price within supply and demand mechanism of the market. The formation of a competitive gas market in Europe, for the first directives to the 1990s, has increased the progress of virtual and physical hubs. As a result, short-term gas trading in a variety of buyers and sellers at European gas hubs creates an opportunity to offer an alternative model of trade against long-term contracts. Hubs in Europe compete with each other and, more importantly, long term natural gas trade contracts. The more the trade at natural gas hubs increase, the more the possibility of abandoning oil prices will be and this will inevitably accelerate the establishment of an independent price mechanism for world natural gas. Therefore, the purpose of this research is to examine the European gas hubs, to analyze their situation in related with the written developments above and if possible to discuss the viability of functioning of such kind of a trade hub in Turkey.

6 Her iki şekil de http://newsletter.epfl.ch/mir/newspaper-article?np_id=85&np_eid=22&catid=0 adresinden erişilebilen “Important New Nodes; Gas Hubs And Their Impact On Competition”, Network Industries Quarterly, Kış 2006 makalesinden alınmıştır.

7 http://www.gvsi.com/download/editorials/Mrktfocs-Jan-02.pdf

Grafik 2.

Grafik 3.

Yukarıdaki şekilde gaz fiyatlandırılması için kullanılan ortalama endeksleme görülmektedir. Buna göre fuel oil, benzin, vs. gibi petrol ve petrol ürünlerinin gaz fiyatlandırmasındaki nihai ağırlığı % 75’ler seviyesindedir. Aşağıda ülke örnekleri incelendiğinde ise, gaz hubının gelişmiş olduğu İngiltere fiyatlandırmasındaki enflasyon ve bağımsız gaz fiyatının etkisi, buna mukabil diğer örneklerde ise petrol ve petrol ürünlerinin ağırlığı göze çarpmaktadır. Hollanda’daki gaz fiyatını % 1.8’lik minimal etkisi ise bu ülkedeki gaz hubı TTF’nin küçük ölçekte de olsa varlığına bağlıdır6 .

Burada son olarak belirtilmesi gereken bir husus daha vardır: Hubların sayısının artması, hublar arasındaki ticaretin de art-masına sebebiyet verecek ve bu da ister istemez kendi meka-nizmasında oluşacak olan gaz fiyatlarının spot piyasada şirketler


292

ASFALTİTİN SIVILAŞTIRILMASI SONUCU ELDE EDİLEN HAM PETROLÜN DEĞERLENDİRİLMESİ VE DİĞER HAM PETROL ÖRNEKLERİYLE

KARŞILAŞTIRILMASI

Murat AYTEKİN Ciner Grubu, Enerji ve Madencilik Bölümü

Yasemin İLHAN Ciner Grubu, Enerji ve Madencilik Bölümü

Özet Bu çalışmanın amacı, asfaltitin sıvılaştırılması sonucu elde edilen sentetik ham petrolün, diğer ham petroller ile kıyaslanarak ekonomik ve fizibıl olarak kullanımının değerlendirilmesidir. Kaliteli petrolün kalitesini ve fiyatını belirleyen en önemli unsurlar, kükürt oranının düşük ve API (American Petroleum Institute) derecesinin yüksek olmasıdır. Asfaltitin sıvılaştırılması sonucu elde edilen sentetik ham petrolün, Tüpraş Kırıkkale Rafinerisi, Vitsan Gözetim Mümessillik ve Ticaret A.Ş. ve Tübitak MAM’da yapılan analiz sonuçlarında, kükürt oranının % 4,52 - 6,45 aralığında, API derecesi ise 18,10 değerindedir. Bu orana bağlı olarak yakıtın çevresel etkileri kadar korozif özelliğinden dolayı ürünü kullanılamaz kıldığı ve kükürdün prosesi olumsuz yönde etkileyeceği, kükürt giderimi işleminin ise pahalı olması sebebiyle bu değerin, yakıtı fiyat olarak katlayacağı düşünülmektedir.

Elde edilen sonuçlar dahilinde, asfaltit, ham petrol ürünleri ile kıyaslanarak, ekonomik ve fizibıl açıdan kullanımı değerlendirildiğinde; yakıtın düşük nitelikte ve kalitesiz olduğu kanısına varılmıştır.

1. GirişBu çalışmada; asfaltitin sıvılaştırılması sonucu elde edilen sentetik ham petrolün özelliklerinin ve kükürt oranlarının değerlendirilmesi ve bu değerlerin dünyadaki ham petrol örnekleriyle kıyaslanması amaçlanmıştır.

Bu çalışma kapsamında elde edilen katı ve sıvı ürünlerin kimyasal ve fiziksel analizleri “TÜBİTAK Marmara Araştırma Enstitüsü”, “Tüpraş Kırıkkale Rafinerisi” ve söz konusu analiz parametreleri için akreditasyonunu tamamlamış laboratuarlarda tamamlanmış, elde edilen bulgular aynı konuda daha önce yapılan çalışmalarla karşılaştırılarak değerlendirilmiştir.

2. Asfaltit ve ÖzellikleriAsfaltit, petrol kökenli bir kayaçtır. Derinlerde bulunan sıvı veya yan sıvı durumdaki asfalt maddesinin hidrostatik basınç, gravitasyon, sıcaklık gibi etkenlerle taşınarak, yarık, çatlak ve boşluklara yerleşmesiyle oluşmuştur.

Asfaltik maddelerin, petrolün zaman, sıcaklık ve basıncın etkisi altında uğradığı metamorfoz olayı sonunda oluştukları bu nedenle petrol kökenli oldukları bilinmektedir.

Sentetik ham petrol eldesi için piroliz edilen asfaltit numunesinin MTA’da yaptırılan analiz sonuçları Tablo 1’de verilmiştir.

Asfaltitin sıvılaştırılması sonucu elde edilen sentetik ham petrolün, Tüpraş Kırıkkale Rafinerisi’nde yaptırılan TBP (True Boiling Point) analiz sonuçları Tablo 2’de verilmiştir.

Tüpraş Kırıkkale Rafinerisi’nde yapılan analiz sonucu asfaltitten elde edilen sentetik ham petrolün ürün fraksiyonları ve özellikleri Tablo 3’te verilmiştir.

Tablo 1. Sentetik Ham Petrol Eldesi İçin Piroliz Edilen Asfaltit Numunesinin MTA’da Yaptırılan Analiz Sonuçları

Parametre Birim Değer

Nem % 3,81

Uçucu % 49,01

Kül % 32,93

Sabit Karbon % 14,25

Üst Isıl Değer Kcal/kg 5609

Alt Isıl Değer Kcal/kg 5331

Toplam Kükürt % 7,52

Yanar Kükürt % 4,20

Tablo 2. Tüpraş Kırıkkale Rafinerisinde Yaptırılan TBP Analiz Sonuçları

Parametre Birim Değer

Apı Değeri °C 18,1

Yoğunluk gr/cm³ 0,9453

Su+Tortu % Hacim 8,0

Kükürt % Ağırlık 5,84

Tablo 3. Tüpraş Kırıkkale Rafinerisinde Yaptırılan TBP Analiz Sonuçları

Ürün FraksiyonlarıHacim

(%)Ağırlık

(%)API (60/60

°F)Yoğunluk

(g/cm³)

Hafif Nafta 0,87 0,66 65,74 0,7166

Ağır Nafta 13,36 11,06 49,19 0,7823

Kerosen 13,39 11,96 35,78 0,8447

Hafif Dizel 12,04 11,49 25,11 0,9026

Ağır Dizel 12,14 12,18 17,55 0,9484

Hafif Vakum Gaz Yağı 6,45 6,68 12,88 0,9790

Ağır Vakum Gaz Yağı 19,27 20,54 8,9 1,0072

Vakum Dip Distilat 19,68 21,99 2,4 1,0561

LPG + Kayıp 2,81 3,45


293

3. Asfaltit Analiz Sonuçları Kükürt Değerleri Ham Petrolün YoğunluğuHam petrolün yoğunluğu 60°F (≈15,5°C) sıcaklık ve 1 atmosfer basınç altındaki petrolün yoğunluğu ile ifade edilir. Ham petrolün yoğunluğu 0,6 – 1,00 gr/cm³ arasında değişmektedir.

Ham petrolün yoğunluğu kimyasal bileşimine bağlıdır ve hidrokarbon yüzdesi, gaz miktarı, reçine asfalt gibi hidrokarbonların oranı, sülfür oranı ve sıcaklık faktörlerinden etkilenmektedir. Ham petrolün fiyatı ve işletilme yöntemleri yoğunluğuna göre değişmektedir. Petrolün yoğunluğu azaldıkça fiyatı artmaktadır.

Ham Petrolün API GravitesiAmerika Petrol Enstitüsü (American Petroleum Institute) ve ulusal Bureau standartları tarafından belirlenen ve sıvı petrol ürünlerinin yoğunluklarını ifade eden özelliktir. Petrol endüstrisinde petrolün yoğunluğu yerine API derecesi kullanılmaktadır.

Petrolün yoğunluğu ile API gravitesi arasında ters bir orantı vardır. API gravitesi büyüdükçe yoğunluk küçülmekte ve petrolün kalitesi yükselmektedir.

API gravitesinin yüksek olması, distilasyon sonucu elde edilecek ürünün ekonomik değerinin daha fazla olacağı anlamına geldiğinden, API derecesi arttıkça petrolün fiyatı artmaktadır.

Kükürt İçeriğiHam petrolde kükürt miktarının yüksek olması istenmeyen bir durumdur. Bunun; kükürt içeriğinin petrolün ısıl değerini düşürmesi, rafinasyon ve lojistik faaliyetleri etkileyecek olan korozif etkisi olmak üzere başlıca iki sebebi vardır.

Dünyadaki bazı ham petrollerin API dereceleri ve kükürt içerikleri Tablo 8’de verilmiştir.

Tablo 4. Asfaltit Numunesinin Toplam Kükürt ve Yanar Kükürt Değerleri

Asfaltit Analiz Sonuçları

Parametre Metodoloji Birim Sonuç

Toplam Kükürt Astm D 4239 % 7,70 ± 0,39

Yanar Kükürt Astm D 4239 % 5,72

Not: Bütün Analizler Nemli Örnekte Yapılmıştır

Tablo 5. PSAN Analizleri Kükürt Değerleri

PSAN Analiz Kodu BirimKükürt Analiz

Sonucu

PSAN-1* % wt 6,23

PSAN-1** % wt 6,55

PSAN-2* % wt 4,573

PSAN-3* / *** % wt 5,26

PSAN-5* % wt 6,036

PSAN-5** % wt 6,45

PSAN-6* % wt 5,764

PSAN-7* % wt 4,402

PSAN-8* % wt 4,387

PSAN-11*** % wt 4,29

PSAN-12*** % wt 5,41

PSAN-13*** % wt 5,39

PSAN-15*** % wt 5,57

PSAN-16*** % wt 5,55

PSAN-17*** % wt 5,35

PSAN-19*** % wt 5,64

PSAN-20*** % wt 5,58

PSAN-21*** % wt 5,19

PSAN-22*** % wt 5,44

* TÜBİTAK Marmara Araştırma Merkezi, Enerji Enstitüsü (Kocaeli)** Man B&W Laboratuvarı (Almanya)*** Vitsan Gözetim Mümessillik ve Ticaret A.Ş. (Kocaeli)

PSAN analizleri kükürt değerleri Tablo 5’te verilmiştir.

4. Ham Petrolün Özellikleri ve DeğerlendirilmesiHam petrolün kalitesini etkileyen faktörler;� Yoğunluğu ve/veya API derecesi,� Kükürt içeriği,� Ürün fraksiyonları,� Viskozitesi,� Tan değeri (Toplam asitlik sayısı)� İçerdiği safsızlıklar

Tablo 6. Asfaltit Numunesinin Tüpraş’ta Yapılan Analiz Sonuçları

Ölçülen Parametreler Birim Analiz Sonucu

Kükürt % wt 4,52

Tablo 7. Asfaltit Numunesinin Vitsan’da Yapılan Analiz Sonuçları

Ölçülen Parametreler Birim Analiz Sonucu

Kükürt % wt 4,68

Tablo 8. Dünyadaki Bazı Ham Petrollerin API Dereceleri ve Kükürt İçerikleri [2]

Ham Petrol API° Kükürt (% wt)

Venezuella, Boscan 10 5,5

İran, Soroosh 18 3,3

Irak, Basra Heavy 24 3,5

Irak, Basra Medıum 31 2,58

Irak, Basra Lıght 35 1,95

Irak, Kerkük 55 1,97

Avustralya, Griffin 18 0,03

Dünyadaki ham petrollerle kıyaslandığında, sentetik ham petrolün bu değerine en yakın kükürt oranı % 5,5 ile Venezuella’da bulunan ham petroldür ki Venezuella, kükürt değeri ve üretim maiyetinin yüksek olması nedeniyle bu petrolü çıkartmamaktadır.

Bunun yanında Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı’ndan alınan Türkiye’de bulunan ham petrol sahaları ve kükürt oranları değerleri incelendiğinde, bunların % 3 - 4’ün altında olduğu görülmüştür. Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı’ndan alınan Türkiye’deki ham petrol sahaları ve bunlara ait API° ve kükürt değerleri Tablo 9’da verilmiştir. Türkiye ham petrol değerleri incelendiğinde, çoğunluğunun spesifikasyonunun asfaltitin sıvılaştırılması sonucu elde edilen ham petrolden iyi olduğu görülmektedir.


294

Dünyadaki ham petrollerle kıyaslandığında, sentetik ham petrolün bu değerine en yakın kükürt oranı %5,5 ile Venezuella’da bulunan ham petroldür. Venezuella, kükürt değeri ve üretim maiyetinin yüksek olması nedeniyle bu petrolü çıkartmamaktadır. Bunun yanında Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı’ndan alınan Türkiye’de bulunan ham petrol sahaları ve kükürt oranları değerleri incelendiğinde, bunların % 3 - 4’ün altında olduğu görülmüştür.

Asfaltitin sıvılaştırılması ile elde edilen sentetik ham petrolün, yüksek kükürt oranına bağlı olarak çevreyi, yakıtın kullanılacağı kazan ve makineyi olumsuz yönde etkileyeceği kanısına varılmıştır. Kükürdün giderilmesi için proses kullanılması gerekmektedir ve bu proses hidrojenasyon işlemine dayanmaktadır. Fakat Doç. Dr. S. Alpan’ın “Güneydoğu Anadolu Asfaltit Zuhurlarının Çok Yönlü Değerlendirilmesi Projesi” konulu tezinde de belirttiği gibi geliştirilmekte olan piroliz proseslerinden endüstriyel uygulamaya en çok yaklaşmış bulunan COED prosesinde kömürün piroliziyle elde edilen sentetik ham petrolün API değeri 4’tür ve ancak hidrojenasyon gibi yatırım, işletme ve bakım masrafı çok yüksek bir prosesle 25 dolayında bir değere yükseltilebilmektedir [13]. Asfaltitten elde edilen sentetik ham petrolün kükürt giderme prosesinin fizibilitesi incelendiğinde prosesin pahalı olduğu ve yakıtı fiyat olarak ikiye katlayacağı düşünülmektedir.

Kaynaklar[1] AYTEKİN, M., “Ham Petrol Özellikleri ve Asfaltitten Elde

Edilen Sentetik Ham Petrolün Değerlendirilmesi”, Anadolu Üniversitesi, Eskişehir

[2] BOLAT, E. , Kavlak, Ç. , Yalın, G. , Dinçer, S. ,”Türk Lin-yitlerinin ve Asfaltitlerinin Bir Türk Artık Vakum Yağı ile Sıvılaştırılması”, Yıldız Üniversitesi, Kimya Mühendisliği Bölümü, İstanbul

[3] ŞENATLAR, Yük. Müh. A. , “Avgamasya Asfaltitinin Sıvılaşma Potansiyelinin ve Ekstrakt Yapılarının İncelenmesi”, İstabul Teknik Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü, İstanbul, 1984

[4] SAYDUT, A., “Güneydoğu Anadolu Bölgesindeki Asfaltit ve Linyitlerinden Fiziksel İşlemlerle Kül ve Kükürdün Giderilmesi”, Dicle Üniversitesi, Fen Bilimleri Enstitüsü, Diyarbakır, 1999.

[5] SAYDUT, A., “Güneydoğu Anadolu Asfaltit ve Kömürlerinin Pirolizi ile Sıvı Yakıt Eldesi ve Karakterizasyonu”, Dicle Üniversitesi, Fen Bilimleri Enstitüsü, Diyarbakır , 2005.

[6] DÜZ, Z.M., “Güneydoğu Anadolu Bölgesindeki Asfaltitten Kükürdün Giderilmesi”, Dicle Üniversitesi, Fen Bilimleri Enstitüsü, Diyarbakır , 1995.

Tablo 9. Türkiye’deki Ham Petrol Sahaları ve Bunlara Ait API Dereceleri ve Kükürt Değerleri

Saha API° Kükürt (%)

Adıyaman 26.7 2

Akpınar 31.0 1

Alcık 33.0 0.5

Batı Fırat 35.2 1

Batı Haznemir 21.5 3

Batı Kozluca 12.6 6

Beşikli 25.6 2

Bozova 22.9 3

Cendere 29.0 1

Çelikli 35.2 1

Çemberlitaş 31.0 1

Deveçatak 37.0 0

Doğu Beşikli 19.4 3

Eskitaş 16.0 4

Garzan-B 24.0 2

Garzan-C 24.0 2

Germik 18.8 3

Güney Adıyaman 20.4 2.4

Karaali 24.6 1

Karadut 38.4 1

Kurtalan 33.2 1.3

Kuzey Migo 37.0 0.3

Kuzey Osmancık 37.6 0

Oyuktaş 31.0 1

Ozan Sungurlu 37.2 0

Vakıflar 46.5 0

Yalankoz 21.8 2

Yeniköy (Derdere) 32.0 1

5. Asfaltitten Elde Edilen Sentetik Ham Petrolün Diğer Ham Petrol Örnekleri ile Karşılaştırılması

Asfaltitten elde edilen sentetik ham petrol ile diğer ham petrol örneklerinin kükürt değerleri, API dereceleri ve ürün fraksiyonlarının karşılaştırılması Tablo 10’da verilmiştir.

6. SonuçAsfaltitin sıvılaştırılması sonucu elde edilen sentetik ham petrolün, Tüpraş Kırıkkale Rafinerisi, Vitsan Gözetim Mümessillik ve Ticaret A.Ş. ve Tübitak Marmara Araştırma Merkezi’nde yapılan analiz sonuçları incelendiğinde, kükürt oranının % 4,52 - 6,45 gibi çok yüksek bir değer aralığında olduğu görülmüştür.

Dünyadaki ham petroller ile asfaltitten elde edilen sentetik ham petrol karşılaştırıldığında, sentetik ham petrolün yüksek kükürt oranı göze çarpmaktadır. Petrolün kalitesini ve fiyatını belirleyen en önemli unsurlar, kükürt oranı ve API derecesidir. Kaliteli bir petrolün kükürt oranının düşük, API derecesinin ise yüksek olması istenmektedir. Sentetik ham petrolün ise Tablo 9’da görüldüğü üzere kükürt oranı % 5,84, API derecesi ise 18,10 şeklinde istenilen değerlerin tam tersidir bu da yakıtın düşük nitelikte ve kalitesiz olduğunun göstergesidir.

Tablo 10. Asfaltitten Elde Edilen Sentetik Ham Petrolün Kükürt Değerleri, API Dereceleri Ve Ürün Fraksiyonlarının Diğer Ham Petrol Örnekleri İle Karşılaştırılması

Ham Petrol

Kükürt (% wt )

API°Nafta(%)

Kerosen (%)

Dizel(%)

VakumGaz Yağı (%)

Vakum Artığı(%)

Sentetik Ham Petrol

5,84 18,10 14,23 13,39 24,18 25,72 22,48

Meksika Maya

3,4 21,50 15,30 13,80 9,4 24,3 36,90

Irak Kerkük

1,97 35,10 28,14 17,10 10,88 27,68 13,51

Malezya Tapis

0,03 44,60 25,19 18,12 32,37 18,81 9,23

Brent Blend

0,37 38,3


295

[7] ŞENGÜLER, Dr. İ., MTA Genel Müdürlüğü Enerji Dairesi, “Asfaltit ve Bitümlü Şeylin Türkiye’deki Potansiyeli ve Enerji Değeri”, TMMOB Türkiye VI. Enerji Sempozyumu – Küresel Enerji Politikaları ve Türkiye Gerçeği

[8] ALPAN, Doç.Dr.S., “Güneydoğu Anadolu Asfaltit Zuhurlarının Çok Yönlü Değerlendirilmesi Projesi”, Maden Tetkik Arama Enstitüsü, Ankara, 1977.

[9] KOYUNCUOĞLU, A., “Kömürün Sıvılaştırılması”, Yıldız Teknik Üniversitesi, Kimya - Metalurji Fakültesi, Kimya Mühendisliği Bölümü, 2005.

[10] SERT, M., “Pyrolysis of Şırnak Asphaltite and Soma Lignite at Different Type of Reactors and Product Characterization”, Ege Üniversitesi, Kimya Mühendisliği Bölümü, İzmir, 2002

Çalışmaya Destek Veren Kurumlar[1] Ciner Grubu Enerji ve Madencilik Bölümü

SummaryIn this paper, the evaluation of using synthetic crude oil which obtainedfrom liquefaction of asphaltite and comparing this synthetic crude oil with other crude oil samples is intended.

Asphaltite is a kind of schist which comes from petroleum. Generally asphaltic materials are formed by the migration of petroleum and solidificationin cracks during tectonic movements. During and after the migration, petroleum losses its light components cracks into gas and undergoes series of complex chemical and physical changes. Asphaltite is formed with transforming the fluids existed in deep with the effects of hydrostatic pressure, gravitation and temperature then locating into splits and spaces.

Sulphur ratio and API degree are determined the quality and price of petroleum. The lower sulphur ratio and higher API degree are demanded for qualified petroleum.

Synthetic crude oil acquired by liquefaction of asphaltite was analyzed at Tüpraş Kırıkkale Rafinery, Vitsan Supervision, Agency and Business Co. and Tubitak MAM. As aresult of analysis, the sulphur content in the liquefied asphaltite sample was measured as 4.52–6.45% and API degree was found as 18.10. These results are opposite of desired values and present that the synthetic crude oil has low quality.

Synthetic crude oil’s sulphur content is close to Venezuela’s crude oil which has 5.5 % sulphur content. Even though, Venezuela does not explore this crude oil because of high sulphur ratio and high production cost. Beside this, investigation of crude oil specifications shows that Turkish crude oils have lower sulphur content than 3-4 % based on the data taken from Turkish Petroleum Cooperation.

When crude oil in the world and liquefied asphaltite as a synthetic crude oil are compared, synthetic crude oil has a higher sulphur ratio than natural crude oil. It is thought that the higher sulpur ratio affects negatively environment, boilers and machines that the liquefied asphaltite used. Sulphur removal requires process based on hydrogenation. Since this kind of processes are significantly expensive, the value of fuels that obtained by liquefaction of asphaltite will be doubled sharply.


296

KÜRESEL EKONOMİK KRİZ SONRASINDA ENERJİ PİYASALARINDA GELİŞİM ve OLUŞUMLAR

Yavuz AYDINGE Energy, Türkiye

Özet2008 – 2009 yıllarında yaşanan küresel ekonomik kriz önce finansal alanda başlamak üzere tüm sektörlerde etkisini gösterdi ve enerji sektörü de bu küresel daralmadan payını aldı. Elektrik talebi ciddi şekilde düştü. Bunun neticesi olarak Elektrik kurulu güç rezervleri yüksek olan ülkelerde yeni yatırımlar çok ileriye ötelendi. Gelişmekte olan Doğu Avrupa ve Asya ülkeleri de krizden etkilenmekle birlikte kriz sonrası talep artışının ve yüksek GSMH lere geri dönüşün daha hızlı olacağı yönünde güçlü belirtiler alındı.

Bölgelere göre krizin yeni enerji yatırımlarına etkileri şu sonucu doğurdu: ABD ve Avrupa gelecek 5-6 boyunca önemli bir kapasite artışına gerek duymayacak, gelişmekte olan ülkelerde düşük rezerv ve hızlı geri dönüş nedeniyle kapasite artışı yatırımları orta vadede kriz öncesi seviyelere ulaşacaktır. Türkiye düşük rezerv ve hızlı GSMH artışı nedeniyle 2010 yılından itibaren yeniden %5’in üzerinde elektrik talep artışı sürecine girecek ve önemli miktarda yeni kapasite yatırımlarının yoğunlaştığı bir bölge olacaktır.

Küresel ekonomide 2008 yılının başında başlayan ve 2009 yılının son çeyreğine kadar süren dönemin son 70 yılda yaşanan en kötü dönem olduğu konusunda tüm uzmanların hemfikir olduğu biliniyor.

Bu iki yıllık küresel ekonomik çöküntü döneminde Finans sektörü 3 trilyon dolar kayba uğradı, işsizlik oranları bütün dünya ülkelerinde %10’un üstüne çıktı, bir kısmında da %20’leri aştı. Varlık fiyatları öngörülemeyecek seviyelere düştü ve insanlar serbest pazar prensiplerine olan inancını yitirdi.

Bu dönemin enerjiye yansıması ise üretim seviyelerindeki ciddi düşüşlerin etkisiyle enerji tüketiminde daralma ve dolayısıyla elektrik üretim rakamlarında ciddi azalma şeklinde gerçekleşti.

Bir ülkenin enerji talep artışının o ülkenin GSMH artışı ile direkt bağlantılı olduğu ve Enerji talep artışının ortalama GSMH’nin %50 fazlası olarak gerçekleştiği bilinmektedir. Kriz döneminin en dramatik etkisi ülkelerin GSMH oranlarında ciddi düşüşler olarak görüldü.

2008 yılı başlangıcı itibariyle elektrik üretim kapasitesinde ortalama %30 rezerve sahip gelişmiş ülkeler, ekonomik daralmanın etkisiyle kendilerini %60’lı seviyelere kadar ulaşan kapasite rezervi bolluğu içinde buldular.

Bunun doğal sonucu olarak da, elektrik üretim amaçlı yeni projeler ihtiyaç ertelenmesi nedeniyle 5-6 yıl ötelendi.

Rezervleri çok daha az olan gelişmekte olan ülkeler ve Asya ülkelerinde ise benzer etki yaşanmakla birlikte yeni yatırımların ötelenmesinde süreç 2-3 yıl gibi daha kısa bir dönem oldu.

2008-2009 dönemi içinde gerçekleşen ve 2010-2011 döneminde beklenen Gayrisafi Milli Gelir Gelişmekte olan Avrupa ülkelerinde Grafik 3’te gösterilmektedir.

2009 yılı başlarında karanlık, sis ve umutsuzluk içinde yolunu bulmaya çalışan ekonomi dünyasında, yılın son çeyreğine gelindiğinde güneş ışınlarının parlamaya başladığı görüldü. Kötümserlikler, ihtiyatlı iyimserliklere dönüşmeye başladı.

-7.5

-5.0

-2.5

0.0

2.5

5.0

7.5

10.0

US-CAN-MEX

WesternEurope

Japan OtherAmericas

EmergingEurope

Mideast-N. Africa

Sub-Saharan

Africa

OtherAsia-

Pacific

2008 2009 2010 2011 2012

Grafik 1. Dünya ülkeleri kriz öncesi ve sonrası GSMH gelişimi.

Grafik 2.

> 31%

30% - 25%

25% - 15%

< 10%

Rezerv


297

2009 yılının son çeyreği, dünya ekonomisinde 8 çeyrek dönem süren daralmanın sona erdiğini belirten göstergelerle sonuçlandı. Finansal piyasalar dengelendi, ekonomik iyileşmede Asya lider, Amerika ortada ve Avrupa arka sıralarda onlara yetişmeye çalışıyor.

2010 yılı ve sonrası için yaşlı Avrupa’nın gelişme beklentisi %1-1.5 dolaylarında iken Türkiye burada ayrışıyor ve gelişmekte olan yükselen piyasa yapısı büyüme oranını %4 ve üstüne çıkarıyor.

Avrupa genelinde elektrik talep artışları gelecek 5 yıl boyunca %2 dolayında seyrederken mevcut kurulu güç rezervlerinin çok yüksek olması nedeniyle yeni yatırımları destekleyecek bir piyasa baskısı olmayacaktır.

Türkiye’de ise, elektrik talebinde reel piyasaların üretim ve do-layısıyla elektrik tüketim rakamları yeniden 2002-2008 sürecindeki artış eğilimine girmiştir.

-8-6-4-202468

Rusya Romanya Macaristan Turkiye Cek Cumh. Polonya2008 2009 2010 2011

Grafik 3. Gelişmekte olan avrupa ülkeleri GSMH gelişimi.

Grafık 4. Türkiye elektrik üretiminin yıllara göre değişimi.

Kriz döneminden çıkış süreci içindeki bu beklenti ve öngörülerin Enerji piyasalarına etkileri şöyle özetlenebilir:1. Yeni Elektrik Üretim yatırımlarında rezerv kapasiteler ve

büyüme oranları belirleyici olacaktır. (Bkz. Grafik 2)2. Kıta Avrupası’nda yüksek rezerv ve düşük büyüme oranları

nedeniyle yakın dönem içinde enerjide önemli bir yeni yatırım görülmeyecektir.

3. Türkiye, hem gerçek rezerv kapasitesinin azlığı ve hem de hızlı büyüme trendinin yeniden oluşumu nedeniyle tekrar yılda en az 3000 MW yeni kapasite ihtiyacı sürecine girmiştir.

4. Geçmiş 2 yıllık ekonomik daralma Türkiye’nin hızlı enerji talep artışında en fazla 3 yıllık bir ötelemeye yol açmıştır.

5. Bu hızlı geri dönüş ve enerji talep artışı önemli yeni kapasite projelerine kapı açmaktadır.

6. Türkiye’deki yeni kapasite projelerindeki dağılımın %15-20 Hidro, %15-20 Kömür %10-15 Rüzgar olurken hala %45’inin Doğal Gaz olacağı beklenmelidir.

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

19961998

20002002

20042006

20082010

20122014

2016

Yillik Uretim

Summary2008 – 2009 Global Economic Crisis hit all sectors starting from Finance and ,of course, energy sector has also got it’s share from this impact. The demand for electricity dropped seriously and as a preliminary result, the countries with high reserve capacity delayed new investments further end further.

Emerging East Europe and Asian countries have also been impacted, however, latest economic indicators regarding GDP growth and electricity demand growth reveals that the recovery will be faster in those countries.

Impact towards the new energy investments will be seen as following: While USA and West Europe will not need significant additional capacity for next 5-6 years, It will not take longer for those emerging countries to return back to pre-crisis trend due to low reserves and demand growth.

Turkey,in line with most emerging economies, will return back to 5% electricity demand growth and will be one of the center for new energy investments due to rapid recovery of GDP and low capacity reserves.


298

TÜRKİYE ELEKTRİK VE DOĞAL GAZ PİYASALARINDA LİBERALLEŞME UYGULAMALARININ DEĞERLENDİRİLMESİ

Yeşim AKCOLLU Rekabet Kurumu

ÖzetDokuz yıla yakın bir süredir yürürlükte olan ve Türkiye enerji piyasalarının serbestleştirilerek rekabete açılmasını öngören 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu ile amaçlanan noktaya gelinememiştir. Doğal gaz piyasasında BOTAŞ’ın doğal gaz alım kontratlarının bir kısmının özel sektöre devredilmesi, yeni oyuncuları da kapsayan şebekeye erişim kurallarının belirlenmesi, birkaç dağıtım bölgesinin özelleştirilmesi, yeni dağıtım bölgelerinin ihale edilmesi; elektrik piyasasında ise bazı üretim tesislerinin ve dağıtım bölgelerinin özelleştirilmesi gibi konular rekabetçi açıdan olumlu gelişmeler olarak öne çıksa da enerji piyasalarda gerçek rekabetin ortaya çıkabilmesi için katedilmesi gereken uzun bir yol vardır.

Doğal gaz piyasasına bakıldığında, çok sayıda toptan satış lisansı alan şirket olmasına rağmen 4646 sayılı Kanundan kaynaklanan ithalat kısıtı nedeniyle boru hatları vasıtasıyla gaz ithalatı yapmak mümkün değildir. 2005 yılında dünyada ilk kez gerçekleştirilen “kontrat devri” ihalesine rağmen bugün doğal gazın sadece yaklaşık % 10’u özel sektör tarafından tedarik edilmektedir. 2008 yılının Temmuz ayında spot LNG ithalatına izin veren Kanun değişikliğinin ardından bu alanda piyasaya girişlerin olması, bir yandan toptan satış piyasasında oyuncu sayısını ve rekabeti biraz olsun artırırken diğer taraftan da BOTAŞ’ı al-ya da-öde yükümlülükleri ile karşı karşıya bırakmıştır. Söz konusu yükümlülükleri ile başa çıkmaya çalışan ve aynı zamanda hakim durumda olan BOTAŞ’ın piyasadaki hareketleri, özellikle hakim durumunu kötüye kullanıcı davranışlardan kaçınması büyük önem arz etmektedir. Türkiye doğal piyasasında serbestleştirme ve BOTAŞ’ın piyasadaki konumunun irdelenmesine ek olarak, bu çalışmada, son yıllarda gerçekleştirilen dağıtım ihaleleri de ele alınacaktır.

2001 yılında yürürlüğe giren 4628 sayılı Kanunun ardından, 2004 yılında YPK kararı ile kabul edilen Strateji Belgesi elektrik piyasasında serbestleştirme ve özelleştirme işlemlerinde bir yol haritası olması açısından önem arz etmiştir. Fakat Strateji Belgesi’nde yer alan hedeflere uyulamamış, Strateji Belgesi’nin tekrar gözden geçirilmesi ve özelleştirme takviminin yeniden oluşturulması gerekmiştir. Mevcut duruma bakıldığında, elektrik üretim özelleştirmesi alanında pek fazla gelişme yaşanmasa da, 2009 yılında üç dağıtım bölgesinin özelleştirme işlemleri tamamlanmış ve 2010 içinde de ihalesi yapılmış olan / yeni ihaleye çıkılacak olan bölgeler için çalışmalar devam etmektedir. Bu çalışmada elektrik piyasasında serbestleşmenin ve sağlıklı bir rekabet ortamının yaratılması için gereken hukuki ve yapısal değişiklikler de tartışılacaktır.


299

ETKB 2010-2014 DÖNEMİ STRATEJİK PLANI PERSPEKTİFİNDE TÜRKİYE ENERJİ POLİTİKA ve STRATEJİLERİ

Zekiye ÖZKUL Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı

ÖzetUlusal önceliklerimiz paralelinde enerji ve tabii kaynaklar sektörlerine ışık tutan ve ulusal enerji ve tabii kaynaklar stratejilerimizin önemli bir parçasını oluşturan Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı (ETKB) 2010-2014 Dönemi Stratejik Planında; “Enerji arz güvenliği”, “Ülkemizin enerji alanında bölgesel ve küresel etkinliği”, “Çevre” ve “Tabii kaynaklar” konuları çerçevesinde petrol, doğal gaz, kömür, yenilenebilir enerji kaynakları, elektrik enerjisi, enerji piyasaları ve tabii kaynaklarımıza ilişkin arama, üretim, yatırım ve işletme faaliyetleri değerlendirilmiş, önümüzdeki beş yıla ilişkin olarak Bakanlığın stratejik amaç ve hedefleri belirlenmiş, izleyeceği stratejiler açıklığa kavuşturulmuştur.

Bu çalışma iki bölümden oluşmaktadır. İlk bölümde ülkemizin genel enerji durumu değerlendirildikten sonra enerji politika ve stratejileri özetlenmiş; ikinci bölümde ise Bakanlığın 2010-2014 Dönemi Stratejik Planında ele alınan stratejik konular çerçevesinde ülkemizin mevcut durumuna ilişkin bilgiler verildikten sonra Bakanlığın önümüzdeki beş yıllık döneme ilişkin belirlemiş olduğu amaçlar, hedefler ve stratejiler açıklanmıştır. Çalışmanın kapsamı gereği, Bakanlığın “Tabii Kaynaklar (Madencilik)” sektörüne yönelik önümüzdeki beş yıllık döneme ilişkin politika, amaç ve hedeflerine burada değinilmemiştir.

1.Türkiye’nin Genel Enerji Durumu ve Enerji Politika ve StratejileriTürkiye enerji ve tabii kaynaklar politikalarının temel hedefi enerji ve tabii kaynakları; verimli, etkin, güvenli ve çevreye duyarlı şekilde değerlendirerek, ülkenin dışa bağımlılığını azaltmak ve ülke refahına en yüksek katkıyı sağlamaktır [1].

Bu kapsamda Türkiye’nin enerji politikasının ana öğelerini;� Dışa bağımlılığın en alt düzeye indirilmesi,� Kaynak çeşitliliğine ve yerli, yeni ve yenilenebilir kaynaklara

önem verilmesi,� Çevre üzerindeki olumsuz etkilerin en aza indirilmesi,� Enerjinin verimli üretilmesi ve kullanılması,� Kamu yararının ve tüketici haklarının gözetilmesi,� Serbest piyasa uygulamaları içinde kamu ve özel kesim

imkanlarının harekete geçirilmesi oluşturmaktadır [2].

Ülkemiz, toplumsal refahı artırma, kalkınma hedeflerini gerçekleştirme ve sanayi sektörünün uluslararası alandaki rekabet gücünü artırma çabası içindedir. Bu durum, enerji talebinde uzun yıllardır devam eden hızlı bir artışı beraberinde getirmektedir. 1990-2008 döneminde ülkemizde birincil enerji

talebi artış hızı aynı dönemde dünya ortalamasının üç katı olarak %4,3 düzeyinde gerçekleşmiştir. Aynı şekilde ülkemiz, dünyada 2000 yılından bu yana elektrik ve doğal gaz tüketiminde Çin’den sonra en fazla talep artışına sahip ikinci büyük ekonomi konumundadır. Bu eğilimin önümüzdeki yıllarda da devam edeceği hesaplanmaktadır [2].

2008 yılı sonu itibari ile birincil enerji arzı 106,3 milyon ton eşdeğeri petrol (tep) düzeyinde gerçekleşmiştir. Enerji arzında %32’lik pay ile doğal gaz ilk sırayı alırken, doğal gazı %29,9 ile petrol, %29,5 ile kömür izlemiş, %8,6’lık bölüm ise hidrolik dahil olmak üzere yenilenebilir enerji kaynaklarından karşılanmıştır [3].

Birincil enerji arzının 2010 yılında 126 milyon tep, 2020 yılında ise 222 milyon tep düzeyine ulaşacağı beklenmektedir. Bu değerler enerji arzının yılda yaklaşık %6 düzeyinde artış göstereceğine işaret etmektedir. Ancak, 2009 yılında yaşanan küresel ekonomik durgunluğun etkisi nedeniyle bu değerler revize edilmektedir.

Net ithalat oranının %74 seviyesinde olduğu ülkemizde petrol ve doğal gazın neredeyse tümü, kömürün ise beşte biri ithal edilmektedir.

1.1.Türkiye Elektrik Enerjisi SektörüTürkiye brüt elektrik enerjisi tüketimi 2008 yılında 198,1 milyar kWh olarak gerçekleşirken 2009 yılında bir önceki yıla göre %2,42 azalarak 193,3 milyar kWh, elektrik üretimimiz ise bir önceki yıla göre (198,4 milyar kWh) %2,02 azalarak 194,1 milyar kWh olarak gerçekleşmiştir (Tablo 1).

Tablo 1. 2009 Yılı Elektrik Üretiminin Kaynaklara Göre Dağılımı[4]

Kaynak Üretim (milyar kWh %

Doğal gaz 94,46 48,6

Kömür 42,18 21,7

Hidrolik 35,87 18,5

İthal Kömür 12,79 6,6

Sıvı yakıtlar 6,6 3,4

Yenilenebilir 1,1 1,1

Diğer 0,04 0,0

Toplam 194,1 100

TEİAŞ’ın son projeksiyonlarına göre elektrik enerjisi talebinin 2018 yılında yüksek talep senaryosuna göre 357,2, düşük talep senaryosuna göre ise 335,8 milyar kWh düzeyine ulaşacağı hesaplanmaktadır [5].


300

2009 yılında sisteme toplam 3.022 MW’lık yeni santral eklenmiş olup, devreye giren ilave kapasitenin 2.810 MW’lık kısmı (Tablo 2) özel sektör tarafından yapılan santrallerden oluşmaktadır.

yerli ve yenilenebilir kaynak potansiyelimizin tespiti ve kullanımı, nükleer enerjinin elektrik enerjisi üretimine dahil edilmesi, yeni enerji teknolojilerinden yararlanılması gibi alanlarda yasal ve teknik çalışmalar yoğunlaştırılmıştır.

2.2. Yerli Kaynak Üretimi, Kullanımı ve Kaynak ÇeşitlendirmesiEnerji talebinin karşılanmasına ilişkin uzun vadeli planlama çalışmalarımızda, 2023 yılına kadar yerli kaynaklarımızın tamamının, yenilenebilir enerji kaynaklarının ise azami ölçüde kullanılması, enerji arzında çeşitlendirmenin artırılması ve nükleer enerjinin 2020 yılına kadar olan dönemde elektrik enerjisi üretim kompozisyonuna dahil edilmesi, böylelikle dışa bağımlılığın ve ithalat faturasının azaltılması hedeflenmiştir.

2008 yılında ülkemizin toplam birincil enerji tüketimi yaklaşık 106,3 milyon TEP, üretimi ise 29,2 milyon tep olarak gerçekleşmiştir [3]. Ülkemizin, özellikle petrol ve doğal gazda yerli kaynaklarının artan enerji talebi ile karşılaştırıldığında göreceli olarak azlığı petrol ve doğal gazda enerji ithalatını beraberinde getirmektedir.

Bu bağlamda ülkemizin enerji arzında kaynak, teknoloji ve altyapı çeşitlendirilmesinin artırılması büyük önem arz etmektedir. Bu nedenle, yurtiçi ve yurtdışında petrol ve doğal gaz arama faaliyetleri son yıllarda yoğunluk kazanmıştır ve Plan dönemi içinde de artırılarak devam ettirilmesi hedeflenmektedir.

Ülkemiz hidrokarbon potansiyelinin araştırılması, keşfi, tespiti ve üretilmesi faaliyetleri kapsamında; 2009 yılında 30,10 adam/ay jeolojik saha çalışması, 84,46 ekip/ay jeofizik saha çalışması gerçekleştirilmiş; 51 adet arama kuyusu, 50 adet tespit kuyusu ve 42 adet üretim kuyusu olmak üzere toplam 143 adet kuyu açılmış olup, 243,3 bin metre sondaj yapılmıştır [9].

2009 yılında toplam 2,4 milyon ton ham petrol ve 729,4 milyon m³ doğal gaz üretilmiş olup, günümüze kadar toplamda yaklaşık 133 milyon ton ham petrol ve 11,3 milyar m³ doğal gaz üretimi gerçekleştirilmiştir. 2009 yılı sonu itibari ile kalan üretilebilir ham petrol rezervimiz 44,37 milyon ton olup, yeni keşifler yapılmadığı takdirde bugünkü üretim seviyesi ile yurtiçi toplam ham petrol rezervimizin 18 yıllık ömrü bulunmaktadır. 2009 yılı sonu itibari ile kalan üretilebilir yurtiçi toplam doğal gaz rezervimiz ise 6,2 milyar m³’tür. Yeni keşifler yapılmadığı takdirde, bugünkü üretim seviyesi ile yurtiçi doğal gaz rezervimizin 8,5 yıllık ömrü bulunmaktadır [9].

Değişen arama stratejisi ve artan arama yatırımlarına bağlı olarak yurtiçi kara alanlarının yanında yurtdışı ve özellikle denizlerdeki hidrokarbon aramacılığı yoğunlaştırılmıştır. Karadeniz başta olmak üzere 2004-2009 yıllarında denizlerimizde yoğun bir sismik program gerçekleştirilmiş olup, çalışmaların artırılarak sürdürülmesi hedeflenmektedir.

Elektrik üretiminde kullanılan yerli kaynaklarımızdan linyitten elde edilebilecek elektrik enerjisi üretim potansiyeli toplam 120 milyar kWh/yıl olup, potansiyelin %44’lük bölümü değerlendirilmiştir. 11 milyar kWh/yıl potansiyele sahip olan taşkömürünün ise %32’lik kısmı değerlendirilmiş durumdadır. 2005 yılından itibaren kömür aramalarına yönelik gerçekleştirilen çalışmalar sonucunda 2005-2009 döneminde 4,2 milyar ton linyit rezervi tespit edilmiş ve böylece linyit rezervimizde % 50 artış olmuştur [2].

Tablo 2. 2009 Yılında Devreye Giren Kurulu Güç[6]

Kaynak MW

Doğal gaz 1.391

Hidrolik 466

Rüzgar 439

İthal Kömür 270

Asfaltit 135

Jeotermal 47

Çöp Gazı 16

Biogaz 6

Diğer 39

Özel Sektör Toplamı 2.810

Obruk HES (Kamu) 212

Toplam 3.022

2009 yılı sonu itibari ile Türkiye elektrik enerjisi kurulu gücü yaklaşık 44.600 MW düzeyine ulaşmıştır (Tablo 3).

Tablo 3. 2009 Yılı Sonu Türkiye Kurulu Güç Dağılımı[7]

Kaynak MW % Üretici MW %

Doğal gaz 14.576 33 EÜAŞ 24.203 54,2

Hidrolik 14.417 33 Üretim Şirketleri 7.315 16,4

Kömür 8.580 19 Yap İşlet 6.102 13,7

İthal Kömür 1.921 4 Otoprodüktör 3.588 8,1

Sıvı Yakıtlar 1.820 4 Yap-İşlet-Devret 2.439 5,5

Yenilenebilir 912 2 İşletme Hakkı Devri 650 1,5

Diğer 2.333 5 Mobil Santrallar 262 0,6

TOPLAM 44.559 100 Toplam 44.559 100

Elektrik enerjisi sektöründe uzun vadeli hedefleri ortaya koyan “Elektrik Enerjisi Piyasası Arz Güvenliği Strateji Belgesi” 2009 yılında Yüksek Planlama Kurulu Kararı ile uygulamaya konulmuştur.

Strateji Belgesi çerçevesinde; 2023 yılına kadar tüm yerli kömür ve hidrolik potansiyelimizin ekonomiye kazandırılması, rüzgar enerjisi kurulu gücümüzün 20.000 MW, jeotermal enerji kurulu gücümüzün 600 MW mertebesine ulaştırılması ve ayrıca, elektrik enerjisi üretiminin yüzde 5’inin nükleer enerjiden sağlanması hedeflenmiştir [8].

Ayrıca, Strateji Belgesinde enerji verimliliği projelerine öncelik verilmesine ve santral rehabilitasyonlarının yapılmasına dikkat çekilmiş, tam rekabetçi piyasaya geçişin yol haritası belirlenmiş, toptan satış piyasasının gelişimi, özelleştirme uygulamaları ve elektrik enterkoneksiyonları konularında temel stratejiler ortaya konulmuştur.

2. Bakanlık 2010-2014 Dönemi Stratejik Planı

2.1. Enerji Arz GüvenliğiGerek dünya genelinde gerekse ülkeler bazında enerji sektörüne ilişkin tartışma gündemlerinin temelini oluşturan enerji arz güvenliği ülkemiz için de önemini korumaktadır. Ülkemizin enerji arz güvenliği bağlamında son yıllarda, enerji piyasalarının rekabete dayalı ve şeffaf bir piyasa anlayışı çerçevesinde yeniden yapılandırılması,


301

Enerji arz güvenliğinin sağlanması kapsamında, ETKB 2010-2014 Dönemi Stratejik Planında da ifade edilmiş olan “yerli kaynaklara öncelik verilmek sureti ile kaynak çeşitlendirilmesinin sağlanması amacı doğrultusunda; Plan dönemi içerisinde, yerli petrol, doğal gaz ve kömür arama faaliyetlerinin artırılması, yapımına başlanan 3.500 MW’lık yerli kömür yakıtlı termik santrallerin 2013 yılı sonuna kadar tamamlanması ve 2014 yılına kadar nükleer santral inşasına başlanılmasının sağlanması hedeflenmiştir [1].

Bu hedefleri gerçekleştirmek için yürütülecek çalışmalarda yerli kömür, petrol ve doğal gaz arama ve üretim faaliyetlerine öncelik verilerek bu alanlardaki yatırımların sürdürülebilirliğini sağlayacak tedbirlerin alınmasına, küçük rezervli kömür yataklarının bölgesel enerji üretim tesislerinde değerlendirilmesine, yerli linyitlerimizin kalitesine uygun teknolojilerin yaygınlaştırılmasına, yeni kurulacak termik santrallerde yüksek verim ve birim başına düşük emisyonelde edecek çevrim teknolojilerinin kullanılmasına önem verilecektir.

2.3. Yenilenebilir Enerji Kaynakları2005 yılında yürürlüğe giren Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanılmasına İlişkin Kanun ile özel sektör marifetiyle yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik enerjisi üretilmesi imkanı sağlanmıştır. Yenilenebilir enerji ile ilgili Kanunun yürürlüğe girmesinden sonra 2.887 MW kurulu gücünde 80 adet yeni rüzgar projesine lisans verilmiştir. Bu projelerden toplam 1.000 MW kurulu gücünde olan santraların yapımı devam etmektedir [2].

Yenilenebilir enerji kaynaklarına ilişkin temel hedefimiz, bu kaynakların elektrik enerjisi üretimi içerisindeki payının 2023 yılında en az %30 düzeyinde olmasının sağlanmasıdır. 2002 yılında neredeyse yok sayılacak düzeyde olan rüzgar enerjisi kurulu gücü, 2009 yılı sonu itibari ile 800 MW düzeyine, jeotermal enerji kurulu gücü ise yaklaşık 80 MW düzeyine ulaşmıştır.

Bakanlık Stratejik Planında 2015 yılına kadar, 2009 yılı itibari ile 802,8 MW olan rüzgar enerjisi kurulu gücünün 10.000 MW’a, 2009 yılı itibari ile 77,2 MW olan jeotermal enerjisi kurulu gücünün ise 300 MW’a çıkarılmasının sağlanması ile yapımına başlanan 5.000 MW’lık hidroelektrik santrallerinin 2013 yılı sonuna kadar tamamlanmasının sağlanması hedeflenmiştir [1].

Bu kapsamda; üretim planlamalarının, teknolojik gelişmelere ve mevzuat düzenlemelerine bağlı olarak yenilenebilir enerji kullanım potansiyelindeki gelişmeler dikkate alınarak hazırlanması, ekonomik potansiyel oluşturan yenilenebilir enerji kaynaklarına ilişkin olarak, lisans verilen projelerin öngörülen sürede tamamlanması için gerekli tedbirlerin alınmasının sağlanması, hidroelektrik üretmeye elverişli su kaynaklarının geliştirilmesine yönelik çalışmaların öncelikle havza temelinde bütüncül bir yaklaşımla ve değişen tüketim taleplerini karşılamakta esneklik sağlayan bir şekilde yürütülmesi için ilgili kurum ve kuruluşlarla gerekli işbirliğinin sağlanması, elektrik iletim sisteminin daha fazla rüzgar enerjisi santralı bağlanmasına imkan verecek şekilde güçlendirilmesi için gerekli çalışmaların hızlandırılması, elektrik enerjisi üretimine uygun jeotermal alanların özel sektöre açılması konusundaki çalışmalara hız kazandırılması ve yenilenebilir enerji kaynakları alanında teknoloji geliştirme çalışmalarına ağırlık verilmesi planlanmıştır.

2.4. Enerji VerimliliğiEnerji arz güvenliğinin sağlanması, dışa bağımlılıktan kaynaklanan risklerin azaltılması ve iklim değişikliği ile mücadelenin etkinliğinin artırılması hedefleri çerçevesinde, enerjinin üretiminden kullanımına kadar olan süreçte verimliliğin artırılması, israfın önlenmesi ve enerji yoğunluğunun azaltılması hayati önem arz etmektedir.

Bu bağlamda, sosyal ve ekonomik gelişme hedeflerini etkilemeden enerji tüketimini azaltacak tedbirler uygulanacak; elektrik enerjisi üretim tesisleri ile iletim ve dağıtım şebekelerinde enerji verimliliğinin artırılmasına, yüksek verimli kojenerasyon uygulamalarının yaygınlaştırılmasına ilişkin çalışmalar yürütülecektir.

2008 yılında birincil enerji yoğunluğu 282 kep/1000 dolar (1998 yılı GSYİH Serisine göre, 2000 yılı dolar fiyatları ile) olarak gerçekleşmiştir. Yürütülen ve planlanan çalışmalar kapsamında birincil enerji yoğunluğunun 2023 yılına kadar, 2008 yılına göre %20 oranında düşürülmesi hedeflenmektedir. Önümüzdeki beş yıllık döneme (2015 yılına kadar) ilişkin olarak ise 2008 yılına göre %10 azalma sağlanması hedefi konulmuştur [1].

Elektrik enerjisi üretiminde verimliliği artırmak üzere, mevcut kamu santralarında yeni teknolojiler kullanılarak verimi yükseltmek ve üretim kapasitesini artırmak için yapılan bakım, rehabilitasyon ve modernizasyon çalışmalarının 2014 yılı sonuna kadar tamamlanması sağlanacaktır [1].

Bu kapsamda; AB Enerji Verimliliği Müktesebatı ve özellikle kojenerasyon düzenlemeleri ile tam uyum sağlanması, yüksek verimli kojenerasyon/trijenerasyon ve bölgesel ısıtma uygulamalarını yaygınlaştırıcı ve teşvik edici tedbirlerin alınması, elektrik üretim santrallerine ilişkin rehabilitasyon projeleri kapsamında çevre mevzuatına uygunluk gözetilerek santrallerin performansı, güvenilirliği ve işletme ömrünün artırılması, sanayi kuruluşlarının verimlilik artırıcı projeleri ve enerji yoğunluğunun düşürülmesine yönelik alacakları tedbirlerin desteklenmesi, enerji yönetimi sistemi ve enerji yöneticilerinin sanayi ve bina sektörlerinde yaygınlaştırılması, toplumumuzdaki enerji kültürünün ve verimlilik bilincinin geliştirilmesi için özel sektör ve sivil toplum kuruluşlarının da katılımları ile kampanyalar, ödüllü yarışmalar, eğitim ve medya etkinlikleri de dahil olmak üzere ülke çapında bilinçlendirme faaliyetlerinin yürütülmesi enerji verimliliğinin artırılması amacı kapsamında izlenecek stratejiler arasında yer almaktadır [1].

2.5. Enerji Piyasalarının Serbestleştirilmesi ve Yatırım Ortamının İyileştirilmesi4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu (2001), 4646 sayılı Doğal gaz Piyasası Kanunu (2001), 5015 sayılı Petrol Piyasası Kanunu (2003) ve 5307 sayılı Sıvılaştırılmış Petrol Gazları (LPG) Piyasası Kanunu (2005)’nun yürürlüğe girmesi ile birlikte ülkemiz enerji sektöründe rekabete dayalı ve işleyen piyasaların oluşturulmasına yönelik önemli adımlar atılmış, sektörde faaliyet gösteren kamu kuruluşları yeniden yapılandırılmış, sektörde serbestleşmeyi temin edecek kurallar uygulanmaya başlanmıştır. Enerji sektöründe serbestleştirmenin temel amacı; arz güvenliği bakımından gerekli ve yeterli yatırımların yapılmasını sağlayacak yatırım ortamının oluşturulması, sektörde rekabet ortamının sağlayacağı verimlilik artışı yolu ile elde edilecek kazanımların tüketiciye yansıtılmasıdır.


302

Ülkemiz enerji sektörünün 2020 yılına kadar toplam yatırım ihtiyacı 120 milyar doları aşmaktadır. Bu çerçevede, ihtiyaç duyulan yatırımların mümkün olduğu kadar özel sektör tarafından yapılmasını sağlayacak düzenlemelerin hayata geçirilmesi yönünde gerekli çalışmalar yürütülmektedir [2].

2002-2009 döneminde elektrik üretimi kurulu güç kapasitemiz 31.750 MW’den 44.600 MW düzeyine ulaşmıştır. Bu dönemde devreye giren 12.850 MW ilave kapasitenin yaklaşık 7000 MW’lık bölümü özel sektör tarafından yapılan santrallerden oluşmaktadır (Tablo 4).

2009 yılı sonu itibari ile özel sektörün Türkiye toplam kurulu gücü içindeki payı yaklaşık %46, toplam elektrik üretimi içindeki payı ise yaklaşık %54 olarak gerçekleşmiştir [11]

Bakanlık tarafından, serbest piyasa koşullarına tam işlerlik kazandırmak ve yatırım ortamının iyileşmesini sağlamak amacı kapsamında 2014 yılına kadar, elektrik sektöründe hedeflenen özelleştirmelerin tamamlanması ile 2015 yılına kadar elektrik ve doğal gaz sektörlerinde rekabete dayalı olarak işleyen piyasa yapısının oluşturulmasının sağlanması hedeflenmiştir [1].

Stratejik öneme haiz büyük yatırımların özel sektör-kamu işbirliği ile yapılmasına ilişkin modeller geliştirilmesi, özelleştirilecek üretim tesislerinin belirlenmesinde ve portföyler halinde grup-landırılmasında piyasada hakim güç oluşturulmaması ve reka-betin sağlanması kriterlerinin esas alınması, arz güvenliğinin sağ-lanması amacıyla gerekli üretim kapasitesi ve yedek kapasitenin oluşturulması için geliştirilen Kapasite Mekanizması çerçevesinde, üreticiler için; güvenilir kapasitelerine ilişkin olarak MW güçleri ile orantılı kapasite bildirimi yapma, bu bildirime uygun olarak kapasite belgelerini yayınlama ve bu kapasiteyi temin yükümlülüğü, tedarikçiler için; tedarik etmekle yükümlü oldukları yükleri karşılamak üzere MW cinsinden gerekli kapasite belgelerini temin etme ve bildirme yükümlülüğünün getirilmesi, elektrik sektöründe ikili anlaşmalar sistemine dayanan piyasa yapısının güçlendirilmesi ve elektrik iletim sisteminin geliştirilmesi ve iletim kayıplarının azaltılmasına yönelik olarak iletim sistemi yatırımlarına öncelik verilmesi serbest piyasa koşullarına tam işlerlik kazandırmak ve yatırım ortamının iyileşmesini sağlamak amacı kapsamında izlenecek stratejiler arasında sayılmıştır.

2.6. Kaynak Ülke Çeşitliliğinin Sağlanması ve İthalattan Kaynaklanan Risklerin AzaltılmasıTürkiye doğal gaz üretimi (yurtiçi ve yurtdışı üretim toplamı) 2008 yılında yaklaşık 1 milyar m³, tüketim ise 36 milyar m³ olarak gerçekleşirken; 2009 yılında üretim 729,4 milyon m³, tüketim ise yaklaşık 33 milyar m³ olarak gerçekleşmiştir. Tüketim dikkate alındığında doğal gazda dışa bağımlılık oranının %97 seviyesinde olduğu görülmektedir.

Ülkemizin doğal gaz ihtiyacı beş kaynak ülkeden karşılanmakta olup ithalatımızın üçte ikisi bir ülkeden (Rusya Federasyonu) yapılmaktadır.

Doğal gaz arz güvenliği açısından önemli olan ülkemizin doğal gaz depolama kapasitesinin artırılması yönünde çalışmalar sür-dürülmektedir. Kuzey Marmara ve Değirmenköy’deki tesisler 1,6 milyar m³ kapasite ile 2007 yılı içerisinde devreye alınmış olup, 2009 yılı sonu itibari ile depolama kapasitesi 2 milyar m³’ün üzerine çıkarılmıştır. Ayrıca, Tuz Gölü Doğal gaz Yer altı Depolama Te-sisi’nin tamamlanması için çalışmalar devam etmektedir. Sekiz yıl sürmesi planlanan proje kapsamında 12 adet depo oluşturularak 1 milyar m³ doğal gazın depolanması hedeflenmektedir [2].

Türkiye petrol üretimi (yurt içi ve yurt dışı üretim toplamı) 2008 yılında 2,2 milyon ton, 2009 yılında ise yaklaşık 2,4 milyon ton olarak gerçekleşmiştir. Petrolde dışa bağımlılık oranımız %93 seviyesindedir. Yurtdışı hidrokarbon arama ve üretim faaliyetleri sonucunda, 2008 yılında yurtdışı üretimi doğal gazda yaklaşık 500 milyon m³, ham petrolde ise 9 milyon varil olarak gerçekleşmiştir.

Tablo 4. Elektrik Piyasası Özel Sektör Yatırım Miktarı (MW) [1]

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Toplam

Özel

Sektör

Yatırımı

(MW)

388 569 1.183 619 384 972 2.810 6.925

Elektrik enerjisi piyasasında öngörülen model ikili anlaşmalara dayanmaktadır. Bu modelde elektrik üretim, toptan satış, perakende satış ve tüketim taraflarında tedarikçi sayısının artırılıp, serbesti ve rekabet içerisinde ikili anlaşmalar yapılması öngörülmektedir. Bu sistem içerisinde serbest tüketicilerin yani belli miktarda tüketimi olan gerçek ve tüzel kişilerin, tedarikçilerini karşılıklı anlaşmalar sonucunda, istediği fiyat ve koşullarda seçebilme imkanı vardır. Serbest tüketici limiti her yıl Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu (EPDK) tarafından belirlenmektedir. Serbest tüketici limiti indirim süreci, 2004 yılında 9 milyon kWh’lık limitin 7.8 milyon kWh’ya indirilmesi ile başlatılmıştır. Serbest tüketici limiti 2009 yılında 480 bin kWh’ya, 2010 yılında ise 100 bin kWh’ya indirilmiştir. Böylece, piyasa açıklık oranı %60’lar düzeyine ulaşmıştır [10].

Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesi’nde de öngörüldüğü şekilde, elektrik enerjisi piyasasında tüketim tarafında piyasa açıklık oranının artırılabilmesi amacıyla, serbest tüketici limitinin düzenli olarak indirilmeye devam edilmesi ve 2011 yılı sonuna kadar meskenler hariç tüm tüketicilerin, 2015 yılına kadar ise tüm tüketicilerin serbest tüketici olmalarının sağlanması planlanmaktadır [8].

Elektrik enerjisi sektöründe serbestleşenin önemli unsurlarından olan elektrik dağıtım ve üretim faaliyetlerinin özelleştirilmesine yönelik çalışmalarda önemli aşamalar kaydedilmiştir. Türkiye Elektrik Dağıtım A.Ş. (TEDAŞ) Genel Müdürlüğü’nün yeniden yapılandırılması ile oluşan 20 bölgesel elektrik dağıtım şirketinden 2009 yılı sonu itibari ile; Başkent, Sakarya, Meram ve Menderes elektrik dağıtım şirketlerinin özelleştirme ve devir işlemleri tamamlanmıştır. Çoruh, Osmangazi ve Yeşilırmak elektrik dağıtım şirketlerinin ise özelleştirmeleri tamamlanmıştır. Son olarak 2010 yılı Şubat ayında Uludağ, Çamlıbel, Van Gölü ve Fırat elektrik dağıtım şirketlerinin özelleştirme süreci başlatılmıştır.

Elektrik üretim kapasitesinin geliştirilmesi, mevcut üretim tesislerinin emre amadeliklerinin artırılması ve kapasite kullanım faktörlerinin yükseltilmesi ile sektördeki rekabetin artırılması için özel sektör kaynaklarının harekete geçirilmesi amacıyla gerçekleştirilen elektrik üretim tesislerinin özelleştirilmesi sürecinde toplam kurulu gücü 140 MW olan 11 adet küçük üretim tesisinin özelleştirilmesi tamamlanmış ve toplam kurulu gücü 141 MW olan 52 adet küçük hidroelektrik santralinin özelleştirme süreci başlatılmıştır.


303

Bakanlık Stratejik Planında petrol ve doğal gaz alanlarında kaynak çeşitliliğini sağlamak ve ithalattan kaynaklanan riskleri azaltmak için önümüzdeki beş yıllık döneme ilişkin olarak; yurtdışı ham petrol ve doğal gaz üretimimizin 2008 yılı üretim miktarlarına göre iki katına çıkarılması, doğal gaz ithalatında en fazla ithalat gerçekleştirdiğimiz ülke payını %50’nin altına indirecek kaynak ülke çeşitliliğinin sağlanması, 2009 yılı itibari ile 2,1 milyar m³ olan mevcut doğal gaz depolama kapasitesinin 2 katına (4 milyar m³) çıkarılması ve ulusal petrol stoklarının güvenli düzeyde muhafazasının sürdürülmesinin sağlanması hedeflenmiştir [1]. 3. Ülkemizin Enerji Alanında Bölgesel ve Küresel EtkinliğiBakanlığımız, önemli bölgesel petrol ve doğal gaz projelerinde öncü rol oynamak suretiyle gerek ulusal arz güvenliğinin sağlanması gerekse bölgesel ve küresel arz istikrarına katkı sağlanmasını esas alan politika ve stratejileri uygulamakta ve bu alanda kararlılığını sürdürmektedir. Ayrıca, elektrik enerjisi arz güvenliğine katkı sağlamak ve yeterli enerjinin kesintisiz ve kaliteli bir şekilde temini açısından komşu ülkelerle ikili ve çok taraflı (bölgesel) olmak üzere elektrik enterkonneksiyonlarına da büyük önem verilmektedir.

3.1. Enerji Alanında Bölgesel İşbirliği Süreçlerinin DeğerlendirilmesiTürkiye, başta Orta Doğu ve Hazar Havzası olmak üzere, dünyanın ispatlanmış petrol ve doğal gaz rezervlerinin yaklaşık % 72’sinin bulunduğu bir coğrafyada yer almaktadır. 2030 yılına kadar olan dönemde %40 oranında artması beklenen dünya enerji tüketiminin [12] önemli bir bölümünün içinde bulunduğumuz bölgenin kaynaklarından karşılanması öngörülmektedir.

Arz ve talep coğrafyaları arasındaki farklılık, üretici ülkeleri piyasalara ulaşarak kaynaklarını ekonomik getiriye dönüştürme, tüketici ülkeleri ise kaynaklara ekonomik koşullarda erişerek enerji arzlarını güvence altında tutma arayışlarına yönlendirmektedir.

Türkiye, küresel enerji sektöründeki gelişmeler ekseninde ve özel jeostratejik konumunun getirdiği avantajlar çerçevesinde kendi enerji arz güvenliği bakımından tedarikçi ülke çeşitlendirmesini sağlamanın yanı sıra zengin hidrokarbon kaynaklarının başta AB olmak üzere büyüyen piyasalara taşınmasında önemli bir rol üstlenmeyi hedeflemiştir.

Doğu-Batı Enerji Koridorunun en önemli bileşenini oluşturan Bakü-Tiflis-Ceyhan (BTC) Ham Petrol Boru Hattı, 4 Haziran 2006 tarihinde Ceyhan İhraç Terminali’nden yüklenen ilk petrol tankeri ile işler hale gelmiş ve Azeri petrolünün uluslararası pazarlara taşınmasına başlanmıştır. Ceyhan İhraç Terminali’ne 2008 yılında 245 milyon varil, 2009 yılında ise 287 milyon varil petrol gelmiş olup, 2006 yılından 2009 yılı sonuna kadar yükleme yapılan petrol miktarı toplamda 800 milyon varile ulaşmıştır [1].

Ayrıca, ülkemizin elektrik ithalat ve ihracat potansiyelini artırmak üzere, komşu ülkelerle uluslararası iletim bağlantıları tesis edilmekte ve mevcut bağlantılar güçlendirilmektedir. Elektrik iletim şebekemizin Avrupa iletim şebekesi (UCTE) ile senkron-paralel çalışmasını temin etmek üzere UCTE ile başlatılmış olan çalışmaların hızla tamamlanması ve bağlantının yapılabilmesi için iletim ve üretim sisteminde yapılması gerekli olan değişiklik ve iyileştirmeler üzerinde çalışmalar devam ettirilmektedir.

Bakanlık Stratejik Planında da yer verilen; ülkemizin jeostratejik konumunu etkin kullanarak enerji alanında bölgesel işbirliği süreçleri çerçevesinde ülkemizi enerji koridoru ve terminali haline getirme amacı kapsamında; 2015 yılına kadar, ülkemizin ve Avrupa’nın petrol ve doğal gaz arz güvenliğinin artırılması yönünde gündemde olan projelerin gerçekleştirilmesi, Ceyhan’a gelen petrol miktarının 2008 yılına göre (245 milyon varil) iki katına çıkarılmasının sağlanması, Ceyhan Bölgesi’nin farklı kalite ve özelliklerdeki ham petrolün uluslararası piyasalara sunulabildiği rafineri, petrokimya tesisleri ve sıvılaştırılmış doğal gaz ihraç terminalinin bulunduğu entegre bir enerji merkezi haline getirilmesinin sağlanması ile 2011 yılına kadar UCTE’ye tam entegrasyonun sağlanması hedeflenmiştir [1].

4. ÇevreEnerji üretimi ve tüketiminden kaynaklı sera gazı emisyonları, insan kaynaklı iklim değişikliğinin temel nedeni olarak kabul edilmekte, iklim değişikliğinin yaşam kalitesi, çevre, su, tarım ve gıda kaynakları ve ulusal ekonomiler üzerindeki olumsuz etkileri çerçevesinde enerji sektöründe küresel ölçekte yeni arayışlar gündeme gelmektedir. İklim değişikliği ile mücadelede enerji sektörünün etkin rol oynaması öngörülmekte, bu durum enerji arzı ve talebinde yeni yönelimleri beraberinde getirmektedir.

Tabii kaynaklar alanında ise, madenlerin doğada milyonlarca yıl süren bir zaman dilimi içinde doğal olarak ve jeolojik şartların uygun olduğu ortamlarda sınırlı miktarda oluşabildiği dikkate alındığında, madenlerin bulunabildiği yerlerde çevre-ekonomi dengesini gözeterek kullanılmasının zorunlu olduğu açıkça ortaya çıkmaktadır. Aynı zamanda madencilikte kullanılan alanların rehabilite edilerek ekosisteme kazandırılması, sektörde bertaraf ve arıtma teknolojilerinin gelişmesi, madenciliğin sürdürülebilir kalkınma prensiplerine uygun bir faaliyet dalı olmasını sağlamaktadır.

4.1. Enerji ve Tabii Kaynaklar Alanlarındaki Faaliyetlerin Çevreye Olan Olumsuz Etkilerinin AzaltılmasıÜlkemiz, 2004 yılında Birleşmiş Milletler İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi’ne taraf olmuş ve 2007 yılında ilk Ulusal Bildirimini sunmuştur. Kyoto Protokolü ise 5 Şubat 2009 tarihinde TBMM tarafından onaylanmıştır. Enerji ve madencilik sektörlerinde çevresel boyutlara ilişkin uluslararası platformlarda pozisyonumuz; ülkemizin ekonomik gelişmişlik düzeyi, enerji sektörünün büyüme potansiyeli ve bu doğrultuda enerji arzındaki ihtiyaçların “ortak fakat farklı sorumluluklar” ilkesi temelinde ele alınması yönündedir.

Bakanlık Stratejik Planında, enerji ve tabii kaynaklar alanlarındaki faaliyetlerin çevreye olan olumsuz etkilerini en aza indirme amacı çerçevesinde yürütülen çalışmaların 2010-2014 döneminde de artırılarak sürdürüleceği belirtilmiştir. Ayrıca söz konusu amaç kapsamında, 2014 yılından sonra enerji sektöründen kaynaklı sera gazı emisyon artış hızında azalma sağlanması hedefine yer verilmiştir [1].

Enerji verimliliğinin geliştirilmesi, yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımının artırılarak yaygınlaştırılması, temiz kömür yakma teknolojilerinin yaygınlaştırılması ve nükleer enerjinin elektrik enerjisi üretim seçeneklerine dahil edilmesi enerji ve çevre ilişkisi çerçevesinde Bakanlık tarafından izlenecek temel stratejilerdir.


304

Bu kapsamda; ülkemizin sera gazı azaltım potansiyelinin belirlenmesi, önceden önlem alma yaklaşımı çerçevesinde karşılaşılacak risk ve kayıpların minimizasyonu, toplumun ve yatırımcıların bilinçlendirilmesi ile su, atık su ve katı atık gibi çevre korumaya yönelik altyapı tesislerinin biyokütle/gaz potansiyellerinden yararlanılmasının sağlanmasına yönelik çalışmalar yapılması planlanmaktadır.

Kaynaklar[1] ETKB, “2010-2014 Dönemi Stratejik Planı”, 2010, www.

enerji.gov.tr[2] ETKB, “Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanı Sn. Taner YILDIZ’ın

Bakanlığın 2010 Yılı Bütçesini TBMM Genel Kuruluna Sunuş Konuşması”, www.enerji.gov.tr

[3] ETKB, “2008 Yılı Genel Enerji Dengesi Tablosu”, www.enerji.gov.tr

[4] TEİAŞ, “2009 Yılı Aylık Üretim İstatistikleri”, www.teias.gov.tr[5] TEİAŞ, “Türkiye Elektrik Enerjisi 10 Yıllık Kapasite

Projeksiyonu 2009-2018”, 2009[6] ETKB, Enerji İşleri Genel Müdürlüğü[7] TEİAŞ, “Yük Tevzi Raporları”.[8] YPK’nın 18/05/2009 tarih ve 2009/11 sayılı Kararı ile kabul

edilen “Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesi”.

[9] TPAO, “2009 Yılı Petrol ve Doğal gaz Sektör Raporu”.[10] EPDK, www.epdk.gov.tr[11] EÜAŞ, “Elektrik Üretim Sektör Raporu-2009”.[12] Uluslararası Enerji Ajansı (IEA), “World Energy Outlook

2009”.

SummaryIn parallel to our national priorities, Strategic Plan of Ministry of Energy and Natural Resources for the period between 2010 and 2014, which poses a significant component of our national energy and natural gas resources strategy and which sheds light on the energy and natural resources sector.

In the Strategic Plan of the Ministry our strategic aims and targets have been determined for the following five years in the matters of “Energy supply security”, “the regional and global effectiveness of our country in the field of energy” “Environment” and “Natural resources” and the strategies to be pursued have been clarified.

The main target is to provide the energy resources to all consumers adequately, with high quality, at low costs, securely and in consideration of the sensitivities about the environmental matters. According to such aim, the efforts for creating a competitive and liberal market will continue and practices for the realization of the new production investments to be activated for meeting the electricity energy need, within the structure of the market, in harmony with the resource priorities of the energy policy of our country and under sustainable conditions. Within that framework, the production and distribution privatizations that are among the instruments for bringing competitiveness into the electricity energy market will be completed within the planned process and a market that is based on competition within the framework of the free market conditions will be given its shape.

In line with the aim of reducing the foreign dependence of our country in the energy supply, our studies for the exploration and

production of the domestic oil, natural gas and coal resources will continue increasingly within the period of the Plan. Moreover, according to the aim of providing diversification of the energy supply, the maximum use of the domestic and renewable resources in the production of electricity energy and the initiation of the construction of the nuclear plant have been targeted.

Again, within the framework of the targets for the provision of energy supply security, the reduction of the risks resulting from the foreign dependence and the increase in the effectiveness of the struggles against the climatic change, studies will be conducted for raising the efficiency and the reduction of the energy intensity in the process from the production to the use of energy.

The Ministry evaluates the energy resources in eastern countries through actualizing the geographical features that will enable transportation of such resources to western countries and the projects that will cover the commercial and political dimension of the involvement.

The greenhouse gas emissions out of the energy production and consumption are considered as the main reason for the climatic change caused by human beings. An effective role undertaken for the struggle with the climatic change is important. In terms of demand, improvements parallel to the advancements in technology especially in the energy efficiency and in terms of supply, the spreading of the use of renewable energy resources alternative to the fossil fuels and the integration of nuclear energy into the composition of electricity energy production are the two main components of the energy policies of the Ministry.

Notlar

icci2010bk

Documents