Upload
others
View
2
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
DÜNYA VE ÜLKEMİZ
ENERJİ VE TABİİ KAYNAKLAR GÖRÜNÜMÜ
01 Ekim 2016 İtibarıyla
STRATEJİ GELİŞTİRME BAŞKANLIĞI
i
İÇERİK
ÖNSÖZ ....................................................................................................................... 1
1. DÜNYA ENERJİ GÖRÜNÜMÜ ............................................................................ 3
1.1 Fosil Enerji Kaynakları ................................................................................... 5
1.2 Enerji Yatırımları ............................................................................................ 7
1.3 Birincil Enerji Tüketimi ................................................................................... 7
1.4 Elektrik Üretimi .............................................................................................. 9
1.5 Bazı Ülkelerin Elektrik Üretiminin Kaynaklara Göre Dağılımı ........................ 9
1.6 Petrol Rezerv ve Tüketim Değerleri ............................................................. 10
1.7 Doğal Gaz Rezerv ve Tüketim Değerleri ..................................................... 12
1.8 Kömür Rezerv ve Tüketim Değerleri ............................................................ 13
2. ÜLKEMİZ ENERJİ GÖRÜNÜMÜ ....................................................................... 15
2.1 Elektrik Enerjisi Görünümü .......................................................................... 15
2.2 Elektrik Enerjisi Üretimi ................................................................................ 16
2.3 Elektrik Enerjisi Kurulu Gücü ....................................................................... 22
2.4 Enerji Tüketim Maliyetleri ............................................................................ 30
2.5 Tarifeler ....................................................................................................... 34
2.6 Avrupa Birliği Ülkeleri Fiyat Sıralamaları ..................................................... 35
2.7 Petrol ve Doğal Gaz .................................................................................... 44
2.8 Kömür .......................................................................................................... 48
3. ÜLKEMİZ TABİİ KAYNAKLAR GÖRÜNÜMÜ ................................................... 51
4. NÜKLEER ENERJİ VE NÜKLEER SANTRAL PROJELERİMİZ ...................... 65
4.1 Dünyada Nükleer Enerjinin Durumu ............................................................ 65
4.2 Ülkemizin İçin Nükleer Enerjinin Önemi ....................................................... 65
4.3 Ülkemiz Nükleer Enerji Programı ................................................................. 68
4.3.1 Akkuyu Nükleer Santral Projesi ............................................................. 68
4.3.2 Sinop Nükleer Santral Projesi ............................................................... 72
ii
4.3.3 Üçüncü Nükleer Santral Projesi ............................................................ 73
5. ÜLKEMİZ ENERJİ DİPLOMASİSİ ..................................................................... 75
5.1 Enerji Sektöründeki Küresel Gelişmeler ...................................................... 75
5.2 Enerji Diplomasisi Kapsamındaki Faaliyetlerimiz......................................... 77
5.3 İkili İlişkilerimiz ............................................................................................. 79
5.4 Çok Taraflı İlişkilerimiz ................................................................................. 82
5.5 Avrupa Birliği ile İlişkilerimiz ........................................................................ 84
5.6 Yürütülmekte Olan Projeler ......................................................................... 86
6. PETROL VE DOĞAL GAZ BORU HATLARI VE PROJELERİ ......................... 93
6.1 Uluslararası Transit Boru Hattı Projeleri ...................................................... 93
6.1.1 Irak-Türkiye Ham Petrol Boru Hattı ....................................................... 93
6.1.2 Bakü-Tiflis-Ceyhan Ham Petrol Boru Hattı (BTC) ................................. 93
6.1.3 Trans Anadolu Doğal Gaz Boru Hattı Projesi (TANAP) ........................ 94
6.1.4 Türkiye-Bulgaristan Enterkonnektörü (ITB) Projesi ............................... 96
6.1.5 Türkiye-Yunanistan Doğal Gaz Boru Hattı (ITG) ................................... 97
6.1.6 Rusya-Türkiye-Avrupa Doğal Gaz Boru Hattı Projesi (Türk Akımı) ....... 97
6.1.7 Adriyatik Doğal Gaz Boru Hattı (TAP) Projesi ....................................... 98
6.2 Ülkemize Doğal Gaz Arzı Sağlayan Uluslararası Hatlar .............................. 99
6.2.1 Rusya – Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı (Batı Hattı) ............................... 99
6.2.2 İran – Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı ..................................................... 99
6.2.3 Rusya – Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı (Mavi Akım) ............................. 99
6.2.4 Bakü-Tiflis-Erzurum Doğal Gaz Boru Hattı (BTE) ............................... 100
1
ÖNSÖZ
Bakanlığımız Strateji Geliştirme Başkanlığı olarak enerji sektörü ve tabii kaynaklar
alanında ulusal ve uluslararası tüm gelişmeler ve faaliyetler sektör, kurum ve kuruluşlar
bazında değer zincirleri de dikkate alınarak titizlikle izlemekte ve raporlamaktayız. Bu
izleme faaliyetleri kapsamında, ulusal ve uluslararası literatürün taranması ile gerekli
değerlendirmelerin yapılmasının yanı sıra uluslararası ölçekte yayınlanan her türlü veri
ile Bakanlığımız merkez teşkilatı, bağlı, ilgili ve ilişkili kuruluşlarının faaliyetlerine
yönelik bilgi ve verileri tek bir veri tabanında toplanmakta olup gerekli analizler ve
yorumlamalar yapılmaktadır. Strateji Geliştirme Başkanlığı bünyesinde oluşturulan bu
kapsamlı veri tabanından faydalanılarak yıl içinde düzenli periyotlarla izleme raporları
hazırlanmaktadır.
Dünya ve Ülkemiz Enerji ve Tabii Kaynaklar Görünümü çalışmasında birçok kaynaktan
bilgi ve veri derlenmiş, gerekli değerlendirmeler yapılmıştır. Dünya ve Avrupa ile ilgili
analizlerin yapılmasında, Avrupa Komisyonu bünyesinde yer alan Avrupa İstatistik
Ofisi (Eurostat), Uluslararası Enerji Ajansı (UEA)‘nın yayınlamış olduğu Dünya Enerji
Görünümü yayını, BP’nin yayınlamış olduğu Enerji Görünümü 2035 ve Dünya Enerji
İstatistikleri çalışmaları ile Dünya Nükleer Birliği (WNA), Nükleer Enerji Enstitüsü (NEI)
ve Uluslararası Atom Enerjisi Ajansı (IAEA)’nın verilerinden faydalanılmıştır. Ulusal
bölümlerinin hazırlanmasında ise üçer aylık periyotlarla Bakanlığımız merkez teşkilatı,
bağlı, ilgili ve ilişkili kurum ve kuruluşlarından toplanan bilgi ve veriler ile Strateji
Geliştirme Başkanlığı bünyesinde oluşturulan veri tabanından faydalanılmıştır.
Belli periyotlarla hazırlanan bu çalışmanın Ülkemize, kurum ve kuruluşlarımız ile enerji
ve tabii kaynaklar alanında görev yapan yöneticilere faydalı olmasını temenni ederiz.
Strateji Geliştirme Başkanlığı
3
1. DÜNYA ENERJİ GÖRÜNÜMÜ
(16 Kasım 2016 tarihinde Uluslararası Enerji Ajansı (UEA) tarafından yayınlanacak
olan World Energy Outlook 2016 raporu değerlendirilecek ve 15. sayımızda Dünya
enerji görünümüne ilişkin detaylı çalışmalar yer alacaktır.)
Nüfus artışı, kentsel gelişim ve
sanayileşme ile birlikte dünya birincil
enerji tüketimi de giderek artmaktadır.
Enerji tüketiminin artmasına neden olan
temel etkenlerin başında nüfus ve gelir
artışı gelmektedir. Yapılan
projeksiyonlar 2040 yılında dünya
nüfusunun 9 milyara yükseleceğini
göstermektedir. Bu durum, 1,9 milyar
insana daha enerji arzı sağlanması
gerekliliğini ortaya koymaktadır.
Öngörülen bu nüfus artışının %90’ından
fazlasının OECD dışı ülkelerden
kaynaklanacağı ve söz konusu
ülkelerin, gelişmekte olan sanayi ve
kentleşmelerine bağlı olarak küresel
GSYİH artışına %70 ve küresel enerji
talep artışına %90’ın üzerinde katkı
sağlayacağı öngörülmektedir. OECD
dışı ülkelerin oluşturacağı bu etki Şekil
1.1’de verilen nüfus, gelir ve birincil
enerji talebi projeksiyonlarında net
olarak görülmektedir.
Şekil 1.1 Nüfus, Gelir ve Birincil Enerji Talebi Projeksiyonları
Uluslararası Enerji Ajansı (UEA)’nın
farklı senaryolar için yapmış olduğu
projeksiyonlara göre 13,5 milyar ton
eşdeğer petrol (TEP) olan dünya birincil
enerji talebinin 2040 yılında;
- Mevcut enerji politikaları ile devam
senaryosuna göre %45 oranında artışla
19,6 milyar TEP,
4
- Yeni politikalar senaryosuna göre
%32 oranında artış ile 17,9 milyar
TEP,
- 450 ppm senaryosuna göre %12
oranında bir artışla 15,2 milyar TEP’e
ulaşması beklenmektedir.
Söz konusu senaryoların tamamına
göre 2040 yılına kadar olan dönemde
kömür ve petrolün paylarının nispeten
azalmasına rağmen fosil yakıtlar hâkim
kaynaklar olmaya devam edecektir.
Dünya birincil enerji kaynaklarının
%81’ini oluşturan fosil yakıtların 2040
yılındaki payı, mevcut enerji politikaları
ile devam senaryosuna göre %79’a,
yeni politikalar senaryosuna göre %75’e
ve 450 ppm senaryosuna göre %60’a
düşecektir.
UEA projeksiyonlarına göre 2040 yılı
birincil enerji talebinde kömürün payı,
mevcut politikalar ile devam edilmesi
durumunda %28,6, yeni politikalar
senaryosuna göre %24,6 ve 450 ppm
senaryosuna göre %16,4’tür. Petrol ve
doğal gazın payı her iki senaryoda da
önemli derecede farklılıklar
göstermemekte ve petrolün payının
yüzde 27 ve doğal gazın payının yüzde
24, 450 ppm senaryosunda ise petrol ve
doğal gazın paylarının yüzde 22
seviyelerinde olacağı tahmin
edilmektedir.
Nükleer enerjinin birincil enerji
kaynakları içinde payı %4,8 iken, 2040
yılında mevcut enerji politikaları ile
devam senaryosuna göre %5,3’te
olması beklenirken, yeni politikalar
senaryosuna göre %6,7’ye ve 450 ppm
senaryosuna göre %10,7’e çıkacağı
düşünülmektedir. Projeksiyonlar,
nükleer enerjinin enerji kaynakları
içindeki payının artacağını
göstermektedir.
Yenilenebilir enerji kaynaklarının 2040
yılındaki payının ise mevcut politikalar
senaryosuna göre %12,8 oranında,
yeni politikalar senaryosuna göre
%15,7 ve 450 ppm senaryosuna göre
ise %25 olacağı beklenmektedir.
Projeksiyonlar, enerji tüketimindeki
artışın OECD üyesi olmayan ülkelerden
kaynaklanacağını göstermektedir.
Elektrik üretimi için kullanılan enerji
miktarının 2040 yılına kadar yıllık
ortalama %2 olmak üzere %70
oranında artacağı beklenmekte olup bu
artış, küresel birincil enerji büyüme
oranının %42’sine karşılık gelmektedir.
Sanayide kullanılan birincil enerji
tüketiminde %81 oranında artış
öngörülmekte olup bu oran, dünya
birincil enerji büyüme oranının %50’sini
oluşturmaktadır
5
2040 yılına kadar olan süreçte;
yenilenebilir kaynaklar yıllık ortalama
%3 büyüme payları ile en hızlı büyüme
oranına sahip enerji kaynaklarıdır.
Nükleer enerji yıllık ortalama %3 ve
hidroelektrik yıllık ortalama %2,3
büyüme oranına sahip olacaktır. Bu iki
kaynağın büyüme oranı, toplam birincil
enerjinin büyüme oranından daha
fazladır.
Fosil yakıtlar arasında en fazla büyüme
oranına sahip olan kaynak yıllık
ortalama %1,7 büyüme oranı ile doğal
gazdır. Doğal gazı sırasıyla yıllık
ortalama %0,5 büyüme oranları ile
kömür ve petrol izlemektedir.
Dünya birincil enerji talebinin bölgelere,
sektörlere ve kaynaklara göre olan
dağılımı Şekil 1.2’de verilmiştir.
Şekil 1.2 Dünya Birincil Enerji Talebinin Bölgelere, Sektörlere ve Kaynaklara
Göre Dağılımı
1.1 Fosil Enerji Kaynakları
Sürekli artış gösteren dünya enerji
talebinin bir sonucu olarak fosil yakıt
rezervleri hızla azalmakta olup özellikle
petrol ve doğal gaz rezervleri kritik
seviyelere yaklaşmaktadır. Şekil 1.3’de
dünya kömür, doğal gaz ve petrol
rezervlerin ne kadar ömrünün kaldığına
ilişkin bilgi verilmiştir.
6
Şekil 1.3 Türlerine Göre Fosil Yakıt Rezervlerinin Kalan Ömürleri
Dünyada toplam kanıtlanmış petrol
rezervleri 1,7 trilyon varil civarında olup
bu miktar, 52 yıllık tüketimi
karşılamaktadır. Kalan üretilebilir petrol
rezervlerinin yaklaşık %60’ı kara,
%37’si deniz ve geri kalan kısmı Kuzey
Kutbunda yer almaktadır. Geri
kazanılabilir petrol kaynakları, çok
kademeli hidrolik çatlatma gibi yeni
teknolojilerin gelişmesi ve kaynak
yerlerinin belirlenmesinde kullanılmaya
başlanmasıyla birlikte artış
göstermektedir.
OPEC ülkeleri küresel rezerv
toplamının %72,6’lık kısmını
oluşturmaktadır. Güney ve Orta
Amerika en yüksek rezerv üretim
oranına sahiptir. Son on yılda küresel
kesinleşmiş rezervler %26 oranında
yani 350 milyar varillik artış göstermiştir.
Dünya kesinleşmiş doğal gaz rezervi
2014 yılı sonunda 216 trilyon m3 olarak
belirlenmiştir ve bu miktar küresel
üretimi 61 yıl gibi bir süre boyunca
karşılamak için yeterlidir. Rezervlerin
dünyadaki dağılımları göz önüne
alındığında en yüksek paya sahip olan
bölge Orta Doğu’dur.
Dünya kesinleşmiş kömür rezervleri
küresel üretimi 122 yıl boyunca
karşılamaya yeterli miktarda olup, tüm
yakıtlar arasında en yüksek rezerv
üretim oranına sahiptir. Amerika en
büyük bölgesel rezervlere ve en yüksek
rezerv üretim oranına sahiptir. Amerika
en fazla yerel rezerve sahip ülke olup,
arkasından Rusya ve Çin gelmektedir.
Kömür tüketimini 2000-2009 yılları
arasında yıllık ortalama yüzde 9,5
arttıran Çin, 2013 yılı sonu itibarıyla
dünya kömür üretiminin yarısını
tüketirken, Amerika yüzde 11 ile ikinci
sırada gelmekte ve OECD bölgeleri
kömür kullanımının yüzde 42’sine
tekabül etmektedir.
7
1.2 Enerji Yatırımları
Dünya enerji talebi her ülkede farklı
oranlarda olmakla birlikte küresel
ölçekte sürekli artmaktadır. Bu talebi
karşılamak için küresel enerji yatırımları
her yıl artış göstermektedir. UEA
verilerine göre enerji sektörüne 2015 ile
2040 yılları arasında küresel ölçekte
üçte ikisi OECD dışı ülkelerde olmak
üzere toplam 68,2 trilyon dolar yatırım
yapılacağı tahmin edilmektedir.
Yatırımların;
21,8 trilyon Dolar’ının enerji verimliliği
sektörüne,
19,7 trilyon Dolar’ının elektrik
sektörüne,
15,4 trilyon Dolar’ının petrol
sektörüne,
9,9 trilyon Dolar’ının gaz sektörüne,
1,4 trilyon Dolar’ının kömür
sektörüne
yapılması planlanmaktadır.
Şekil 1.4 2015-2040 Yılları Arasında Yeni Politikalar Senaryosu Dikkate
Alındığında Kaynaklara Göre Enerji Arzı Altyapısı için Yatırımlar
1.3 Birincil Enerji Tüketimi
Dünya birincil enerji tüketimi dikkate
alındığında Çin ve Amerika ilk iki sırayı
almakta ve bu iki ülkenin toplam birincil
enerji tüketimi dünya tüketiminin
yaklaşık %40,2’sine tekabül etmektedir.
Birincil enerji tüketimi dikkate
alındığında ülkemiz 19. sırada yer
almaktadır. Bazı ülkelerin birincil enerji
tüketimleri Çizelge 1.1‘de verilmiştir.
8
Bazı ülkelerin 1000 $’lık GSYH için
tüketilen TEP miktarları Şekil 1.5’te de
görüldüğü üzere Dünya ortalaması
0,16, OECD ortalaması 0,13 ve AB28
ortalaması 0,11 iken Ülkemiz 0,11’lik
değer ile üst sıralarda yer almaktadır.
Çizelge 1.1 Dünya Birincil Enerji Tüketimi (Milyon TEP)
ÜLKE 2013 2014 2015 Dünya
Toplamındaki Payı (%)
Sıra
Çin 2.903,9 2.970,3 3014,0 22,9% 1
ABD 2.271,7 2.300,5 2.280,6 17,3% 2 Hindistan 626,0 666,2 700,5 5,3% 3 Rusya 688,0 689,8 666,8 5,1% 4 Japonya 465,8 453,9 448,5 3,4% 5 Kanada 335,0 335,5 329,9 2,5% 6 Almanya 325,8 311,9 320,6 2,4% 7 Brezilya 290,0 297,6 292,8 2,2% 8 Güney Kore 270,9 273,1 276,9 2,1% 9 İran 247,6 260,8 267,2 2,0% 10 Suudi Arabistan 237,4 252,4 264,0 2,0% 11 Fransa 247,4 237,5 239,0 1,8% 12 Endonezya 175,0 188,3 195,6 1,5% 13 Birleşik Krallık 201,4 188,9 191,2 1,5% 14 Meksika 188,9 190,0 185,0 1,4% 15 İtalya 155,7 146,8 151,7 1,2% 16 İspanya 134,2 132,1 134,4 1,0% 17 Avustralya 130,7 129,9 131,4 1,0% 18 Türkiye 120,3 123,9 129,3 1,0% 19 Tayland 120,3 123,4 124,9 0,9% 20 Güney Afrika 124,6 128,0 124,2 0,9% 21 Tayvan 109,9 111,4 110,7 0,8% 22 BAE 97,2 99,0 103,9 0,8% 23 Polonya 96,0 92,4 95,0 0,7% 24 Ukrayna 114,7 101,0 85,1 0,6% 25 TOPLAM 12.873,1 13.020,6 13.147,3 100,0%
* BP Dünya Enerji İstatistikleri 2016
Şekil 1.5 Ekonomilerin Enerji Yoğunluğu (OECD Factbook 2015-2016)
9
1.4 Elektrik Üretimi
Birincil enerji tüketiminde önemli bir
kalem olan elektrik üretim değerleri
dikkate alındığında 10.113,6 TWh
üretim ile dünya elektrik üretiminin
%42’sini Çin ve ABD’de
gerçekleşmiştir. Ülkemiz 261,7 milyar
kWh ile 17. sırada bulunmaktadır.
Elektrik üretimine ilişkin bazı ülkelerin
verileri Çizelge 1.2’de verilmiştir.
Çizelge 1.2 Bazı Ülkelerin 2015 Yılı Elektrik Üretim Değerleri
ÜLKE Miktar (TWh) Dünya Toplamındaki
Payı (%) SIRA
Çin 5.810,6 24,1% 1
ABD 4.303,0 17,9% 2
Hindistan 1.304,8 5,4% 3
Rusya 1.063,4 4,4% 4
Japonya 1.035,5 4,3% 5
Almanya 647,1 2,7% 6
Kanada 633,3 2,6% 7
Brezilya 579,8 2,4% 8
Fransa 568,8 2,4% 9
Güney Kore 522,3 2,2% 10
Birleşik Krallık 337,7 1,4% 11
Suudi Arabistan 328,1 1,4% 12
Meksika 306,7 1,3% 13
İran 281,9 1,2% 14
İtalya 281,8 1,2% 15
İspanya 278,5 1,2% 16
Türkiye 261,7 1,1% 17
Tayvan 258,0 1,1% 18
Avustralya 253,6 1,1% 19
Güney Afrika 249,7 1,0% 20
Endonezya 234,7 1,0% 21
Mısır 180,6 0,7% 22
TOPLAM DÜNYA 24.097,7 100%
*BP Dünya Enerji İstatistikleri 2016
1.5 Bazı Ülkelerin Elektrik Üretiminin
Kaynaklara Göre Dağılımı
Dünya elektrik üretiminde kullanılan
kaynakların dağılımları incelendiğinde
elektrik üretimi için en yaygın olarak
kullanılan kaynağın kömür olduğu ve
hemen arkasından yenilenebilir enerji
kaynaklarının geldiği görülmektedir.
Amerika Birleşik Devletleri, Çin,
Hindistan ve Almanya’da kömür,
Rusya’da doğal gaz, Fransa’da nükleer
enerji ve Kanada’da yenilenebilir enerji
10
elektrik enerjisi üretiminde en fazla
paya sahip olan kaynaklardır. Fransa,
Almanya, ABD, Kanada ve Rusya,
elektrik üretiminde nükleer enerjiyi
önemli oranda kullanan ülkelerdir.
Fransa’da nükleer enerji elektrik
üretiminde %77,6 gibi yüksek bir oranla
kullanılmaktadır. Hidrolik, güneş
enerjisi, rüzgâr ve jeotermal gibi
yenilenebilir enerji kaynakları ise
%17,5’lik bir oranla ikinci sırada
gelmektedir. Almanya’da elektrik
üretimi için kullanılan en önemli kaynak
kömür olup, elektrik üretiminin
%45,4’ünü kömürden, %15,5’ini
nükleerden ve %28’ini yenilenebilir
enerjiden sağlanmaktadır.
Amerika Birleşik Devletleri’nde, başta
kömür olmak üzere (%39,5), doğal gaz
(%26,8) ve nükleer enerji (%19,1)
elektrik üretiminde kullanılan ana
kaynaklardır. ABD’de bunların yanı sıra,
yenilenebilir enerji kaynakları da elektrik
üretiminde %13,6’lık bir oranla
kullanılmaktadır. Kanada’da;
yenilenebilir enerji, elektrik üretiminde
%62,8 oranı ile önemli bir paya sahip
olup elektrik enerjisinin elde
edilmesinde %16,4 nükleer enerji, %9,9
kömür ve %9,3 doğal gaz
kullanılmaktadır.
Çin ve Hindistan, sırasıyla %72,5 ve
%75,1 olmak üzere yüksek oranlarda
kömür kaynakları ile elektrik enerjisi
üreten iki ülkedir. Yine her iki ülkede
elektrik üretiminde yenilenebilir
enerjinin kullanımı sırasıyla %23 ve
%15,5 oranlarında ikinci sırada yer
almaktadır. Hindistan’da doğal gazın
payı %4,9 iken Çin’de doğalgaz ile
elektrik üretimi %2 gibi düşük bir orana
sahiptir.
Rusya’nın elektrik üretiminde en fazla
kullandığı kaynak %50,1 oranı ile doğal
gaz olup diğer kaynaklar; nükleer enerji,
yenilenebilir enerji ve kömürdür.
1.6 Petrol Rezerv ve Tüketim
Değerleri
Dünya petrol rezervinin yaklaşık olarak
yarısı Orta Doğu bölgesinde
bulunmaktadır. Bu bölgeyi yaklaşık
%19’luk bir pay ile Güney ve Orta
Amerika bölgesi takip etmektedir. Bu
coğrafyadaki en önemli ülke Venezuela
olup dünya rezervinin yaklaşık olarak
%18’i bu ülkede bulunmaktadır.
Venezuela’yı yaklaşık olarak %16 petrol
rezerv payı ile Suudi Arabistan takip
etmektedir. Bölge ve ülkelerin sahip
oldukları rezerv miktarlarını gösteren
veriler Çizelge 1.3 ve Çizelge 1.4’de
verilmiştir.
11
Çizelge 1.3 Bölgelere Göre Görünür Petrol Rezervleri
BÖLGE Miktar
(Milyar varil) Dünya Toplamındaki payı
(%)
Orta Doğu 811 47,54%
Güney ve Orta Amerika 325 19,05%
Kuzey Amerika 233 13,66%
Avrupa ve Avrasya 158 9,26%
Afrika 130 7,62%
Asya Pasifik 49 2,87%
Dünya Toplamı 1.706 100%
Çizelge 1.4 Bazı Ülkelerin Görünür Petrol Rezervleri
ÜLKE Miktar
(Milyar varil) Dünya Toplamındaki
Payı (%)
Venezuela 298,35 17,5%
Suudi Arabistan 267,00 15,7%
Kanada 172,92 10,2%
İran 157,80 9,3%
Irak 150,00 8,8%
Rusya 103,16 6,1%
Kuveyt 101,50 6,0%
Birleşik Arap Emirlikleri 97,80 5,8%
ABD 48,46 2,9%
Libya 48,36 2,8%
Nijerya 37,07 2,2%
Kazakistan 30,00 1,8%
Dünya Toplamı 1.706 100%
2014 yılı petrol üretim değerleri göz
önüne alındığında ise Venezuela’nın ilk
10 ülke içinde yer almadığı
görülmektedir. Üretim açısından
yapılacak bir değerlendirmede Suudi
Arabistan, Rusya ve ABD başı çeken
ülkeler olarak karşımıza çıkmaktadır.
Bu üç ülkenin dünya üretimindeki payı
ise %38’dir. Bölge bazında petrol
tüketim değerleri Çizelge 1.5’de
verilmiştir.
12
Çizelge 1.5 Bölgelere Göre 2013 Yılı Petrol Tüketimi
BÖLGE Miktar ( Milyon ton ) Dünya Toplamındaki
Payı (%)
Asya Pasifik 1.402 33,65%
Kuzey Amerika 1.032 24,77%
Avrupa ve Avrasya 881 21,15%
Ortadoğu 357 8,57%
Güney ve Orta Amerika 313 7,51%
Afrika 181 4,35%
Dünya Toplamı 4.166 100%
1.7 Doğal Gaz Rezerv ve Tüketim
Değerleri
Dünya görünür doğal gaz rezervi 2014
yılı sonu itibarıyla 216 trilyon m3’dür. Bu
rezervin %37,5’i Orta Doğu bölgesinde
bulunmaktadır. İran ve Katar bu
bölgede önemli rezervlere sahip ülkeler
olarak öne çıkmaktadırlar. Avrupa ve
Avrasya bölgesi görünür rezerv
açısından %36,1 ile ikinci sırada yer
alırken bu bölgede rezerv açısından
Rusya önemli bir pozisyona sahiptir.
Orta Doğu bölgesi rezerv açısından
zengin olmasına rağmen üretim/rezerv
oranı düşük bir bölgedir. Avrupa
Avrasya bölgesi dünya üretiminin
%32,1’ini karşılarken bu oran Orta
Doğu bölgesi için %15,7’dir. Dünya
görünür doğal gaz rezervlerinin
bölgesel dağılımları, bölgesel üretimler
ve bazı ülkelerin doğal gaz tüketimleri
Çizelge 1.6 ve Çizelge 1.7’de verilmiştir.
Çizelge 1.6 Bölgelere Göre Dünya Görünür Doğal Gaz Rezervi
BÖLGE Miktar (trilyon m3) Dünya Toplamındaki Payı (%)
Orta Doğu 81 37,5%
Avrupa ve Avrasya 78 36,1%
Asya Pasifik 19 8,8%
Afrika 17 7,9%
Kuzey Amerika 13 6,0%
Güney ve Orta Amerika 8 3,7%
Dünya Toplamı 216 100%
13
Çizelge 1.7 Bölgelere Göre 2014 Yılı Doğal Gaz Tüketimleri
BÖLGE Miktar
(Milyar m3) Dünya Toplamındaki Payı
(%)
Avrupa ve Avrasya 1.115 31,9%
Kuzey Amerika 942 26,9%
Asya Pasifik 717 20,5%
Ortadoğu 438 12,5%
Güney ve Orta Amerika 165 4,7%
Afrika 120 3,5%
Dünya Toplamı 3.497 100,0%
1.8 Kömür Rezerv ve Tüketim
Değerleri
Dünyada en fazla rezerve sahip olan ve
belirli bir bölgede yoğunlaşmamış bir
enerji kaynağı olan kömür en fazla
kullanılan enerji kaynağı durumunda
olup önümüzdeki yıllarda da stratejik
önemini koruyacaktır. UEA’nın
yayınlamış olduğu dünya kömür rezerv
bilgisine göre yaklaşık 968 milyar ton
kesinleşmiş kömür rezervi
bulunmaktadır. Bu rezervin %55,7’sine
karşılık gelen 539 milyar ton kömür
ABD, Rusya ve Çin’de bulunmaktadır.
Dünya kömür üretimi incelendiğinde ise
2014 yılında toplam 8,02 milyar ton
üretim gerçekleşmiş olup bu üretimin
%46,7’sine denk gelen 3,8 milyar ton
üretimi Çin tek başına yapmış ve bu
ülkeyi ABD, Avusturalya ve Hindistan’ın
takip etmiştir. ABD 916,2 milyon ton,
Hindistan 668,4 milyon ton ve
Avusturalya 491,2 milyon ton üretim
yapmışlardır.
Çizelge 1.8. Bölgelere Göre Kesinleşmiş Kömür Rezervleri (Milyon Ton)
BÖLGE Kanıtlanmış Rezervler
(Milyar ton) Dünya Toplamındaki
Payı (%)
Asya Pasifik 364 37,6%
Avrupa Avrasya 314 32,4%
Kuzey Amerika 263 27,2%
Ortadoğu ve Afrika 14 1,5%
Güney ve Orta Amerika 13 1,3%
Dünya Toplamı 968 100%
15
2. ÜLKEMİZ ENERJİ GÖRÜNÜMÜ
2.1 Elektrik Enerjisi Görünümü
Ülkemiz Elektrik Enerjisi Görünümüne
bakacak olursak 2016 Yılı Eylül Ayı
sonu itibarıyla elektrik üretiminin 203,5
milyar kWh, tüketiminin ise 207,3 milyar
kWh olduğu görülmektedir. Ülkemizin
son yıllarda yakalamış olduğu yüksek
ekonomik büyüme oranlarıyla birlikte
yıllık elektrik enerjisi tüketim artış
hızımız son 14 yılda ortalama %5,5
seviyelerinde gerçekleşmiş ve 2002
yılında 132,6 milyar kWh olan elektrik
tüketimimiz 2015 yılında yaklaşık 2
katına çıkarak 265,7 milyar kWh’e
ulaşmıştır. Elektrik enerjisi talebindeki
artış 2013 yılında %1,6, 2014 yılında ise
%4,4 iken 2015 yılında %3,3 olarak
gerçekleşmiştir (Çizelge 2.1).
Çizelge 2.1 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Görünümü (GWh)
YIL ÜRETİM İTHALAT İHRACAT TÜKETİM Üretim
Artış Oranı Tüketim
Artış Oranı
2002 129.400 3.588 435 132.553 5,4% 4,5%
2003 140.581 1.158 588 141.151 8,6% 6,5%
2004 150.698 464 1.144 150.018 7,2% 6,3%
2005 161.956 636 1.798 160.794 7,5% 7,2%
2006 176.300 573 2.236 174.637 8,9% 8,6%
2007 191.558 864 2.422 190.000 8,7% 8,8%
2008 198.418 789 1.122 198.085 3,6% 4,3%
2009 194.813 812 1.546 194.079 -1,8% -2,0%
2010 211.208 1.144 1.918 210.434 8,4% 8,4%
2011 229.395 4.556 3.645 230.306 8,6% 9,4%
2012 239.497 5.826 2.954 242.370 4,4% 5,2%
2013 240.154 7.429 1.227 246.357 0,3% 1,6%
2014 251.963 7.953 2.696 257.220 4,9% 4,4%
2015 261.783 7.135 3.194 265.724 3,9% 3,3%
2016 Eylül Sonu
203.491 4.835 983 207.343
16
2.2 Elektrik Enerjisi Üretimi
2016 Yılı Eylül Ayı sonu itibarıyla
203.491 GWh olan elektrik üretimimizin
134.773 GWh’i termik santrallerden,
53.305 GWh’i hidroelektrik
santrallerden, 15.412 GWh’i de diğer
yenilenebilir enerji kaynaklarından
sağlanmıştır. 2009 yılı ile birlikte
yenilenebilir enerji kaynak bazlı
üretimimizde ciddi artışlar
gözlenmektedir. Yenilenebilir enerji
kaynaklarından rüzgar ve jeotermal
bazlı üretimimiz 2002 yılındaki 153
GWh seviyelerinden 2015 yılı sonu
itibarıyla güneşin de dahil olmasıyla
15.271 GWh düzeyine ulaşmıştır. Son
14 yıllık süreç içerisinde 2009 yılı hariç
tüm yıllarda elektrik üretimimizde
%8,9’lara varan artışlar yaşanmıştır.
2002 yılında; termik santrallerden
ürettiğimiz elektrik miktarı 95.563 GWh
iken bu rakam 2015 yılı sonu itibarıyla
179.366 GWh’e yükselmiştir (Çizelge
2.2, Çizelge 2.3 ve Şekil 2.1).
Çizelge 2.2 Kaynak Bazında Türkiye Elektrik Enerjisi Üretimi (GWh)
YIL TERMİK HİDROLİK RÜZGÂR + GÜNEŞ +
JEOTERMAL TOPLAM
ARTIŞ (%)
2002 95.563 33.684 153 129.400 5,4%
2003 105.101 35.330 150 140.581 8,6%
2004 104.464 46.084 151 150.698 7,2%
2005 122.242 39.561 153 161.956 7,5%
2006 131.835 44.244 221 176.300 8,9%
2007 155.196 35.851 511 191.558 8,7%
2008 164.139 33.270 1.009 198.418 3,6%
2009 156.923 35.958 1.931 194.813 -1,8%
2010 155.828 51.796 3.585 211.208 8,4%
2011 171.638 52.339 5.418 229.395 8,6%
2012 174.872 57.865 6.760 239.497 4,4%
2013 171.812 59.420 8.921 240.154 0,3%
2014 200.417 40.645 10.901 251.963 4,9%
2015 179.366 67.146 15.271 261.783 3,9%
ORAN (2015 ) 68,5% 25,7% 5,8% 100% -
2016 Eylül Sonu
134.773 53.305 15.412 203.491
17
2016 Yılı Eylül Ayı sonu itibarıyla
elektrik üretimimizin %66,2’si termik
santrallerden, %26,2’si hidroelektrik
santrallerden, %7,6’sı da diğer
yenilenebilir enerji kaynaklarından
sağlanmıştır. 2002-2016 Eylül dönemi
içerisinde termik ve hidrolik kaynaklı
elektrik üretim oranları mevcut oranlara
kıyasla çok fazla değişkenlik
göstermezken rüzgar ve jeotermal
kaynaklı elektrik üretim oranları 2002
yılındaki değeri olan %0,1’lerden 2016
Yılı Eylül Ayı sonu itibarıyla rüzgâr,
güneş ve jeotermal kaynaklı elektrik
üretim oranları %7,6’ya kadar
yükselmiştir.
Çizelge 2.3 Kaynak Bazında Türkiye Elektrik Enerjisi Üretim Oranları
YIL TERMİK HİDROLİK RÜZGAR + GÜNEŞ +
JEOTERMAL 2002 73,9% 26,0% 0,1% 2003 74,8% 25,1% 0,1% 2004 69,3% 30,6% 0,1% 2005 75,5% 24,4% 0,1% 2006 74,8% 25,1% 0,1% 2007 81,0% 18,7% 0,3% 2008 82,7% 16,8% 0,5% 2009 80,6% 18,5% 1,0% 2010 73,8% 24,5% 1,7% 2011 74,8% 22,8% 2,4% 2012 73,0% 24,2% 2,8% 2013 71,5% 24,7% 3,7% 2014 79,5% 16,1% 4,3% 2015 68,5% 25,7% 5,8%
2016 Eylül Sonu 66,2% 26,2% 7,6%
Şekil 2.1 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Üretiminin Gelişimi
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
GWh Termik Hidrolik Rüzgar + Jeotermal + Güneş
18
Türkiye Elektrik Enerjisi Üretiminin
Birincil Enerji Kaynaklarına Göre
Dağılımı tablosunu incelediğimizde,
2016 Yılı Eylül Ayı sonu itibarıyla
toplam elektrik enerjisi üretimi içinde
termik santrallerden ürettiğimiz elektrik
enerjisinin oranı %66,2’dir. Bu oran
içerisinde ilk sırayı %32,44’lik payı ile
kömür kaynaklı santraller alırken onu
%32,4’lük orana sahip doğal gaz + LNG
kaynaklı santraller takip etmektedir.
Termik santralleri %26,2’lik pay ile
hidrolik takip etmektedir. 2016 Yılı Eylül
Ayı sonu itibarıyla 2014 yılına göre
rüzgâr santrallerinde üretilen elektriğin
toplam üretimdeki payının %3,4’ten
%5,6’ya yükselmiş olması son derece
önem arz etmektedir.
Çizelge 2.4 Türkiye Elektrik Enerjisi Üretiminin Birincil Enerji Kaynaklarına
Göre Dağılımı (GWh)
2014 2015 2016 Eylül Sonu
BİRİNCİL ENERJİ KAYNAĞI
ELEKTRİK ÜRETİMİ (GWh)
TOPLAM ÜRETİM İÇİNDEKİ
PAYI
ELEKTRİK ÜRETİMİ (GWh)
TOPLAM ÜRETİM İÇİNDEKİ
PAYI
ELEKTRİK ÜRETİMİ (GWh)
TOPLAM ÜRETİM İÇİNDEKİ
PAYI
KÖ
MÜ
R
Taşkömürü+ İthal Kömür+ Asfaltit
39.647 15,7% 44.830 17,12% 38.419 18,88%
Linyit 36.615 14,5% 31.336 11,97% 27.594 13,56%
SIV
I YA
KIT
LAR
FUEL-OIL 1.663 0,66% 980 0,37% 1.305 0,64%
MOTORİN 482 0,19% 1.244 0,48% 0,0%
LPG 0,00% 0,0% 0,0%
Nafta 0,00% 0,0% 20 0,01%
DOĞALGAZ + LNG 120.576 47,9% 99.219 37,9% 65.929 32,4%
YENİLENEBİLİR + ATIK 1.433 0,57% 1.758 0,67% 1.505 0,74%
TERMİK 200.417 79,5% 179.366 68,52% 134.773 66,23%
HİDROLİK 40.645 16,1% 67.146 25,6% 53.305 26,2%
RÜZGÂR 8.520 3,4% 11.652 4,45% 11.318 5,56%
JEOTERMAL 2.364 0,9% 3.424 1,31% 3.506 1,72%
GÜNEŞ 17,4 0,01% 194 0,07% 589 0,29%
GENEL TOPLAM 251.963 100% 261.783 100% 203.491 100%
19
Şekil 2.2 2016 Yılı Eylül Ayı Sonu İtibarıyla Kaynak Bazında Ülkemiz Elektrik
Enerjisi Üretim Oranları
Piyasada rekabetin tesis edilebilmesi
için piyasaya ürün arz eden özel sektör
şirketlerinin sayısı ve piyasaya
sundukları ürün miktarı önem
taşımaktadır. Ülkemizde, enerji
sektöründe rekabete dayalı piyasaların
oluşturulması stratejisi çerçevesinde,
elektrik, doğal gaz ve petrol
sektörlerinde sürdürülebilir bir
büyümeyi temin edecek yatırım
ortamının oluşturulmasına yönelik
önemli aşamalar kaydedilmiş, enerji
sektöründe rekabete dayalı ve işleyen
piyasaların oluşturulmasına ilişkin
önemli adımlar atılmış, sektörde faaliyet
gösteren kamu kuruluşları yeniden
yapılandırılmış ve serbestleşmeye
yönelik kuralların uygulanmasına
başlanmıştır.
Gelişmeler ve uygun mevzuat
altyapısının hazırlanması ile birlikte özel
sektör tarafından gerçekleştirilen enerji
üretim tesisi yatırımları ivme
kazanmıştır. Ülkemizde istikrar ve
güven ortamının oluşması ve
Bakanlığımız enerji politikalarının
başarıyla uygulanması sonucu enerji
yatırımları kamuya yük oluşturmayacak
şekilde özel sektör tarafından
gerçekleştirilmektedir. Yapılan
çalışmalarla elektrik üretiminde özel
sektörün payı 2002’de %40,2 iken,
2016 Yılı Eylül Ayı sonu itibarıyla
yaklaşık %83,1 düzeyine ulaşmıştır.
Hidrolik26,20%
Doğalgaz + LNG32,40%
Kömür32,44%
Diğer3,40%
Rüzgar5,56%
20
2002-2016 Eylül dönemi arasında
Kamunun elinde bulunan üretim
birimleri kaynak tipine göre tetkik
edildiğinde en fazla daralma termik
bazlı çalışan santrallerde
görülmektedir. Aynı dönem için özel
sektöre dikkat ettiğimizde termik ve
hidrolik bazlı kayda değer bir sayısal
artış gerçekleştirildiği görülmektedir
(Çizelge 2.5, Çizelge 2.6 ve Şekil 2.3).
Çizelge 2.5 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Üretiminin Üretici Kuruluşlara ve
Kaynaklara Göre Dağılımı (GWh)
KURULUŞLAR KAYNAK TİPİ 2002 2009 2012 2014
2015
2016 Eylül Sonu
EÜAŞ ve Bağlı Ortaklıkları
TERMİK 50.924 61.115 52.264 47.369 20.355 9.097
HİDROLİK 26.304 28.338 38.311 23.100 34.964 25.392
JEOTERMAL 105
TOPLAM 77.332 89.454 90.575 70.469 55.319 34.489
Üretim Şirketleri
TERMİK 44.640 95.808 122.608 153.048 159.012 125.676
HİDROLİK 7.380 7.620 19.554 17.545 32.181 27.913
RÜZGÂR 48 1.495 5.861 8.520 11.652 11.318
JEOTERMAL 436 899 2.364 3.424 3.506
GÜNEŞ 17,4 194 589
TOPLAM 52.068 105.359 148.922 181.494 206.464 169.002
TOPLAM
TERMİK 95.563 156.923 174.872 200.417 179.366 134.773
HİDROLİK 33.684 35.958 57.865 40.645 67.146 53.305
RÜZGÂR 48 1.495 5.861 8.520 11.652 11.318
JEOTERMAL 105 436 899 2.364 3.424 3.506
GÜNEŞ 17,4 194 589
TOPLAM 129.400 194.813 239.497 251.963 261.783 203.491
21
Çizelge 2.6 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Üretiminin Kamu ve Özel Sektöre Göre
Dağılımı (GWh)
YIL TOPLAM KAMU ÖZEL
SEKTÖR KAMU PAYI
(%)
ÖZEL SEKTÖR PAYI (%)
2002 129.400 77.332 52.068 59,8% 40,2%
2003 140.581 60.506 80.074 43,0% 57,0%
2004 150.698 62.639 88.060 41,6% 58,4%
2005 161.956 66.931 95.025 41,3% 58,7%
2006 176.300 84.716 91.584 48,1% 51,9%
2007 191.558 92.327 99.231 48,3% 51,7%
2008 198.418 97.717 100.701 49,3% 50,7%
2009 194.813 89.454 105.359 45,9% 54,1%
2010 211.208 95.532 115.675 45,2% 54,8%
2011 229.395 92.351 137.045 40,3% 59,7%
2012 239.497 90.575 148.922 37,8% 62,2%
2013 239.293 79.998 159.296 33,4% 66,6%
2014 251.963 70.469 181.494 28,0% 72,0%
2015 261.783 55.319 206.464 21,1% 78,9%
2016 Eylül Sonu 203.491 34.489 169.002 16,9% 83,1%
Şekil 2.3 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Üretiminin Kamu ve Özel Sektöre Göre
Dağılımı
59
,8
43
,0
41
,6
41
,3 48
,1
48
,3
49
,3
45
,9
45
,2
40
,3
37
,8
33
,4
28
,0
21
,1
16
,9
40
,2
57
,0
58
,4
58
,7 51
,9
51
,7
50
,7
54
,1
54
,8
59
,7
62
,2
66
,6
72
,0
78
,9
83
,1
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016EylülSonu
%
Kamu Sektörü (%) Özel Sektör (%)
22
2.3 Elektrik Enerjisi Kurulu Gücü
2002 yılında 31.846 MW olan elektrik
enerjisi kurulu gücümüz 2015 yılında
73.147 MW’ye, 2016 Yılı Eylül ayı sonu
itibarıyla ise yaklaşık 2,4 katına çıkarak
78.072 MW’ye yükselmiştir. Mevcut
kurulu gücümüzün %33,7’si hidrolik,
%29,0’u doğal gaz, %22,1’i kömür,
%6,7’si rüzgâr, %0,9’u jeotermal,
%0,8’i güneş ve %6,8’i ise diğer
kaynaklardan oluşmaktadır. 2013
yılında işletmeye alınan santraller ile
elektrik enerjisi kurulu gücümüzde
gerçekleşen 6.986 MW’lik kapasite
artışı ile rekor kırılırken 2014 yılında
6.303 MW’lik, 2015 yılında ise 4.288
MW’lik kapasite eklenmiştir. 2002-2015
arası son 14 yıllık dönemde ise
ortalama yıllık %7,0’lik bir kurulu güç
artışı gerçekleştirilmiştir. (Çizelge 2.7 ve
Şekil 2.4).
Çizelge 2.7 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Kurulu Gücü (MW)
YIL TERMİK
HİDROLİK RÜZGÂR JEOTERMAL GÜNEŞ TOPLAM ARTIŞ
(%) Kömür
Doğal Gaz
Diğer
2002 6.983 8.438 4.147 12.241 18,9 17,5 31.846 12,4
2003 8.239 10.053 4.683 12.579 18,9 15 35.587 11,7
2004 8.296 11.349 4.500 12.645 18,9 15 - 36.824 3,5
2005 9.117 12.275 4.487 12.906 20,1 15 - 38.820 5,4
2006 10.197 12.641 4.520 13.063 59 23 - 40.502 4,3
2007 10.097 12.853 4.322 13.395 146,3 23 - 40.836 0,8
2008 10.095 13.428 4.072 13.829 363,65 29,8 - 41.817 2,4
2009 10.501 14.555 4.284 14.553 791,6 77,2 - 44.761 7,0
2010 11.891 16.112 4.276 15.831 1.320 94,2 - 49.524 10,6
2011 12.491 16.005 5.436 17.137 1.729 114,2 - 52.911 6,8
2012 12.530 17.164 5.335 19.620 2.261 162,2 - 57.072 7,9
2013 12.563 20.255 5.830 22.289 2.760 310,8 - 64.007 12,2
2014 14.771 21.476 5.555 23.643 3.630 404,9 40,2 69.520 8,6
2015 15.483 21.261 5.159 25.868 4.503 623,9 248,8 73.147 5,2
2016 Eylül Sonu
17.322 22.654 5.160 26.323 5.228 725,2 660,2 78.072 6,7
ORAN 22,1% 29,0% 6,8% 33,7% 6,7% 0,9% 0,8% 100% -
23
Şekil 2.4 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Kurulu Gücü
Ülkemiz elektrik enerjisi kurulu gücü
oranları tablosunu incelediğimizde 2002
yılı için toplam elektrik enerjisi kurulu
gücü içerisinde %38,4’lük pay ile
hidrolik kaynaklar ilk sırayı alırken onu
%26,5’lik pay ile doğal gaz, %21,9’luk
pay ile kömür ve %0,1’lik pay ile rüzgar
+ jeotermal izlemektedir. Geriye kalan
%13’lük payı ise diğer kaynaklar
oluşturmaktadır.
Benzer bir değerlendirmeyi 2016 Yılı
Eylül Ayı sonu itibarıyla yapmak
istediğimizde kaynakların ülkemiz
kurulu gücü miktarındaki nicelik
sıralaması değişmezken toplam kurulu
güç içerisindeki paylarında farklılıklar
görünmektedir. 2016 Yılı Eylül Ayı sonu
itibarıyla ülkemiz elektrik enerjisi kurulu
gücü içerisinde hidrolik kaynakların
oranı %33,7, doğal gazın %29,0,
kömürün %22,1 ve rüzgar + güneş +
jeotermalin ise %8,4 olarak karşımıza
çıkmaktadır. Bu kaynaklar haricinde
kalan diğer kaynakların payı ise
%6,8’dir. 2002-2016 Eylül döneminde
en büyük artış oranı rüzgâr ve jeotermal
kaynaklı kurulu güç payında
gözlenmektedir. Ayrıca 2014 yılında
Güneş kaynaklı kurulu gücün devreye
girmesi ve özel sektörün bu alanda
büyük yatırımlara hazırlanması ülkemiz
arz güvenliği ve kaynak çeşitlendirmesi
adına önem arz etmektedir (Çizelge 2.8
ve Şekil 2.5).
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016EylülSonu
MW Kömür Doğal Gaz Diğer Hidrolik Rüzgar Jeotermal Güneş
24
Çizelge 2.8 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Kurulu Gücü Oranları
YIL TERMİK
HİDROLİK RÜZGÂR + GÜNEŞ +
JEOTERMAL Kömür Doğal Gaz
Diğer
2002 21,9% 26,5% 13,0% 38,4% 0,1%
2003 23,2% 28,2% 13,2% 35,3% 0,1%
2004 22,5% 30,8% 12,2% 34,3% 0,1%
2005 23,5% 31,6% 11,6% 33,2% 0,1%
2006 25,2% 31,2% 11,2% 32,3% 0,2%
2007 24,7% 31,5% 10,6% 32,8% 0,4%
2008 24,1% 32,1% 9,7% 33,1% 0,9%
2009 23,5% 32,5% 9,6% 32,5% 1,9%
2010 24,0% 32,5% 8,6% 32,0% 2,9%
2011 23,6% 30,2% 10,3% 32,4% 3,5%
2012 22,0% 30,1% 9,3% 34,4% 4,2%
2013 19,6% 31,6% 9,2% 34,8% 4,8%
2014 21,2% 30,9% 8,0% 34,0% 5,9%
2015 21,2% 29,1% 7,1% 35,4% 7,3%
2016 Eylül Sonu
22,1% 29,0% 6,8% 33,7% 8,4%
Şekil 2.5 2016 Yılı Eylül Sonu İtibarıyla Kaynak Bazında Kurulu Güç Oranları
Kömür
22,1%
Doğalgaz
29,0%
Jeotermal
0,9%
Hidrolik
33,7%
Rüzgar
6,7%
Diğer
6,8%
Güneş
0,8%
25
Ülkemiz Termik Santral Kurulu Gücü
Dağılımı çizelgesi tek yakıtlı ve çok
yakıtlı kaynaklar bakımından
incelendiğinde termik santrallerden
temin edilen kurulu gücün 2002 yılında
19.568 MW olduğu 2016 Yılı Eylül ayı
sonunda ise 45.136 MW’ye yükseldiği
görülmektedir. Yine çizelgeden
görüleceği üzere 2002 yılında tek yakıtlı
termik santrallerin toplam termik
santraller kurulu gücü içerisindeki
payının %91,2 olduğu, bu oranın 2016
Yılı Eylül Ayı sonu itibarıyla %90,3’e
gerilediği görülmektedir. Tek yakıtlı
santraller içinde doğal gaz ile çalışan
santraller ağırlıkta olmakla birlikte onu
linyit kaynaklı santraller takip
etmektedir. Tek yakıtlı termik
santrallerin sahip olduğu toplam kurulu
güç içerisinde doğal gaz ile çalışan
santrallerin sahip olduğu kurulu güç
payının 2016 Yılı Eylül ayı sonu
itibarıyla %55,5 olduğu görülmektedir.
Doğal gaz santrallerini %22,3’lük oranı
ile linyit kaynaklı santraller takip
etmektedir.
Çizelge 2.9 Ülkemiz Termik Santral Kurulu Gücü Dağılımı (MW)
2002 2009 2012 2014 2015 2016 Eylül
Sonu
Tek
Yak
ıtlı
Linyit 6.503 8.110 8.148 8.238 8.663 9.087
Taşkömürü 335 335 335 335 350 350
İthal Kömür + Asfaltit 145 2.056 4.048 6.198 6.469 7.885
Fuel-Oil 2.009 1.541 1.196 509 440 387
Motorin 236 27 27 11 1 1
LPG 24 0 0 0 0 0
Nafta 132 21 5 5 5 5
Doğalgaz +LNG 8.438 14.555 17.164 21.476 21.261 22.654
Yenilenebilir + Atık + Atık Isı + Prolitik Yağ
28 82 159 288 362 416
Toplam 17.849 26.726 31.080 37.060 37.552 40.785
Ço
k Y
akıt
lı Katı + Sıvı 456 552 676 668 667 667
Sıvı + D. Gaz 1.264 2.062 3.273 4.074 3.684 3.684
Toplam 1.719 2.614 3.949 4.742 4.351 4.351
TERMİK TOPLAM 19.568 29.339 35.029 41.802 41.903 45.136
26
2002-2016 Eylül sonu arasındaki
süreçte kamunun sahip olduğu kurulu
güç miktarında ciddi bir artış
yaşanmazken özel sektörün sahip
olduğu kurulu güç miktarında önemli
artışlar yaşanmıştır.
Türkiye Kurulu Gücünün Kamu ve Özel
Sektöre Göre Dağılımı tablosunu
(Çizelge 2.10 ve Çizelge 2.11)
incelediğinde 2002 yılında kamunun
sahip olduğu 21.058 MW’lık kurulu
güçle toplam kurulu güç içerisindeki
payının %66,1, özel sektörün sahip
olduğu 10.788 MW’lık kurulu güçle
toplam kurulu güç içerisindeki payının
%33,9 olduğunu görülmektedir.
2016 Yılı Eylül Ayı sonu itibarıyla ise
tam tersi bir durum söz konusu olup
kamunun sahip olduğu 19.742 MW
kurulu gücün toplam kurulu güç
içerisindeki payının %25,3’ünü
oluşturmaktadır. Özel sektör tarafından
işletilen 58.330 MW kurulu güce sahip
santrallerin toplam payı ise %74,7’ye
yükselmiştir.
Özel Üretim Şirketlerinin 2009-2016
Eylül sonu arasında özellikle Hidrolik ve
Rüzgâr alanındaki kapasite artışları
olumlu gelişme olarak öne çıkmaktadır.
Çizelge 2.10 Ülkemiz Kurulu Gücünün Kuruluş ve Kaynaklara Göre Dağılımı
(MW)
KURULUŞLAR KAYNAK
TİPİ 2002 2009 2012 2014 2015
2016 Eylül Sonu
EÜAŞ ve Bağlı Ortaklıkları
TERMİK 10.932 12.525 12.561 8.884 7.319 7.269
HİDROLİK 10.109 11.678 12.214 12.995 13.004 12.473
JEOTERMAL 18
TOPLAM 21.058 24.203 24.775 21.879 20.323 19.742
Üretim Şirketleri
TERMİK 8.636 16.814 22.468 32.918 34.584 37.867
HİDROLİK 2.132 2.876 7.406 10.648 12.864 13.850
RÜZGÂR 19 792 2.261 3.630 4.503 5.228
JEOTERMAL 77 162 405 624 725
GÜNEŞ 40 249 660
TOPLAM 10.788 20.559 32.297 47.641 52.824 58.330
TOPLAM
TERMİK 19.569 29.339 35.029 41.802 41.903 45.136
HİDROLİK 12.241 14.553 19.620 23.643 25.868 26.323
RÜZGÂR 19 792 2.261 3.630 4.503 5.228
JEOTERMAL 18 77 162 405 624 725
GÜNEŞ 40 249 660
TOPLAM 31.846 44.761 57.071 69.520 73.147 78.072
27
Çizelge 2.11 Ülkemiz Kurulu Gücünün Kamu ve Özel Sektöre Göre Dağılımı
(MW)
YIL TOPLAM KAMU ÖZEL SEKTÖR KAMU
PAYI (%) ÖZEL SEKTÖR
PAYI (%)
2002 31.846 21.058 10.788 66,1% 33,9%
2003 35.587 20.113 15.474 56,5% 43,5%
2004 36.824 20.110 16.714 54,6% 45,4%
2005 38.820 20.905 17.415 53,9% 46,1%
2006 40.502 23.716 16.786 58,6% 41,4%
2007 40.836 23.875 16.961 58,5% 41,5%
2008 41.817 23.981 17.836 57,3% 42,7%
2009 44.761 24.203 20.559 54,1% 45,9%
2010 49.524 24.203 25.321 48,9% 51,1%
2011 52.911 24.150 28.761 45,6% 54,4%
2012 57.071 24.775 32.296 43,4% 56,6%
2013 64.007 23.781 40.227 37,2% 62,8%
2014 69.520 21.879 47.641 31,5% 68,5%
2015 73.147 20.323 52.824 27,8% 72,2%
2016 Eylül Sonu 78.072 19.742 58.330 25,3% 74,7%
Şekil 2.6 Ülkemiz Kurulu Gücünün Kamu ve Özel Sektöre Göre Dağılımı
66
,1
56
,5
54
,6
53
,9
58
,6
58
,5
57
,3
54
,1
48
,9
45
,6
43
,4
37
,2
31
,5
27
,8
25
,3
33
,9
43
,5
45
,4
46
,1
41
,4
41
,5
42
,7
45
,9
51
,1
54
,4
56
,6
62
,8
68
,5
72
,2
74
,7
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016EylülSonu
(%)
Kamu Sektörü (%) Özel Sektör (%)
28
İşletmeye giren özel sektör yatırımlarını
incelediğimizde yapılan yatırımlar
içerisinde hidroelektrik santrallerin
önemli bir yer tuttuğu görülmektedir.
2013 yılında işletmeye açılan 2.613
MW’lik kurulu güce sahip 112 adet hidro
kaynaklı santralin akabinde yine bu
alanda 2014 yılında 87 adet 1.367
MW’lik kurulu güce sahip santral
devreye alınmıştır. 2013 yılında
devreye giren 222 adet santral ile rekor
kırılarak 6.986 MW kurulu güç devreye
girerken 2015 yılında açılan 215 santral
ile 4.288 MW’lik kapasite artışı
sağlanmıştır. Çizelge 2.12’de devreye
giren santral yatırımlarının detayları
verilmiştir.
Çizelge 2.12 Elektrik Enerjisi Alanında Yapılan Özel Sektör Yatırımları
2013 2014 2015
2016 Eylül Sonu
YAKIT CİNSİ ADET KURULU
GÜÇ (MW) ADET
KURULU GÜÇ (MW)
ADET KURULU
GÜÇ (MW) ADET
KURULU GÜÇ (MW)
Hidro 112 2.613,4 87 1.366,5 88 2.229,5 33 453,0
Rüzgâr 41 498,1 68 882,3 73 830,8 68 725,3
Jeotermal 5 148,6 5 94,1 12 219,0 6 101,3
Atık Isı 4 42,5 2 15,1 2 13,5 1 30,6
Biyogaz 3 6,0 1 2,1
Biyogaz (Çöp Gazı) 3 12,7
Biyokütle(Çöp Gazı) 4 13,3 6 14,8 8 22,9 4 13,9
Biyokütle(Hayvansal atık) 1 1,2
Biyokütle 2 3,6 10 21 8 13,6 2 4,3
Biyogaz/Doğal Gaz 2 1,0
Doğal Gaz 44 3.585,6 36 1.677,3 17 203,2 20 1.646,5
Doğal Gaz/Motorin 1 24,6 1 9,8
Linyit 3 58,1 2 435,0 3 430
Linyit/Doğal Gaz 1 37,0
DG/FO/Linyit 1 4,8
Kömür 1 7,6
Kömür + Diğer 1 15,0
DG+Orman Ürün. 1 27,6
İthal Kömür 4 2.150 1 9,7
Pirolitik Yağ 1 7,0
Yerli Asfaltit 2 270,0
Y./İTH. T.KÖM./LİN. 2 1.400
TOPLAM 222 6.986,4 225 6.302,9 215 4.287,6 141 4.815,8
29
Çizelge 2.13’de görüldüğü üzere,
ülkemiz yerli ve ithal kaynak bazında
elektrik enerjisi kurulu gücü
incelediğinde 2002 yılında yerli kaynak
bazlı kurulu güç miktarı 19.143 MW
(%60,1) ve ithal kaynak bazlı
santrallerin kurulu gücü ise 12.703 MW
(%39,9) olarak gerçekleşmiştir.
2016 Yılı Eylül Ayı sonu itibarıyla ele
alındığında ise yerli kaynak bazlı kurulu
güç miktarının 43.194 MW (%55,3) iken
ithal kaynaklardan yakıt sağlayan
santrallerin kurulu gücü ise 34.878 MW
(%44,7)’dir.
2002-2016 Eylül dönemi arasındaki
süreçte hem yerli kaynaklardan hem
yabancı kaynaklardan sağlanan kurulu
güç miktarı artarken bu miktarların
toplam kurulu güce olan oran
değerlerinde dikkate değer bir değişim
söz konusu olmamıştır.
Çizelge 2.13 Yerli ve İthal Kaynak Bazında Ülkemiz Kurulu Gücü
YIL
YERLİ KAYNAKLAR İTHAL KAYNAKLAR
MW % MW %
2002 19.143 60,1% 12.703 39,9%
2003 19.414 54,6% 16.173 45,4%
2004 19.493 52,9% 17.331 47,1%
2005 20.442 52,7% 18.378 47,3%
2006 21.732 53,7% 18.770 46,3%
2007 22.053 54,0% 18.783 46,0%
2008 22.726 54,3% 19.091 45,7%
2009 23.948 53,5% 20.813 46,5%
2010 25.817 52,1% 23.707 47,9%
2011 27.570 52,1% 25.341 47,9%
2012 30.684 53,8% 26.388 46,2%
2013 34.234 53,5% 29.773 46,5%
2014 36.715 52,8% 32.805 47,2%
2015 41.025 56,1% 32.122 43,9%
2016 Eylül Sonu
43.194 55,3% 34.878 44,7%
30
Şekil 2.7 Yerli ve İthal Kaynak Bazında Ülkemiz Kurulu Gücü Oranları
2.4 Enerji Tüketim Maliyetleri
Enerji tüketim maliyetinin asgari ücret
içindeki payı alım gücünü ortaya koyan
önemli göstergelerden biridir. Bu
kapsamda, elektrik ve doğal gaz
tüketim maliyetlerinin asgari ücret ile
birlikte analizleri yapılmıştır.
Çizelge 2.14 incelendiğinde, elektrik
tüketim maliyetinin asgari ücret içindeki
payı yıllar içinde azaldığı görülmektedir.
200 kWh’lik elektrik tüketim maliyeti
2002-2016 Eylül dönemi arasında 2,5
katına çıkarken asgari ücretin de bu
yıllar arasında 7,9 katına çıkmış olduğu
görülmektedir. Ancak, 2002 yılında
%20,1 olan asgari ücret içindeki pay
2016 Yılı Eylül Ayı sonu itibarıyla
%6,3’e kadar düşmüştür.
60
,1
54
,6
52
,9
52
,7
53
,7
54
,0
54
,3
53
,5
52
,1
52
,1
53
,8
53
,5
52
,8
56
,1
55
,3
39
,9
45
,4
47
,1
47
,3
46
,3
46
,0
45
,7
46
,5
47
,9
47
,9
46
,2
46
,5
47
,2
43
,9
44
,7
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016EylülSonu
(%)
Yerli Kaynaklar (%) İthal Kaynaklar (%)
31
Çizelge 2.14 Elektrik Enerjisi Tüketim Maliyetinin Asgari Ücret İçindeki Payı
YIL ASGARİ ÜCRET
(Net, ₺) 200 kWh’lik Elektrik
Tüketimi (₺)* Asgari Ücret İçindeki
Pay (%)
01.01.2002 164,6 33,1 20,1
01.01.2003 226,0 36,2 16,0
01.01.2004 303,1 31,7 10,4
01.01.2005 350,2 31,7 9,0
01.01.2006 380,5 31,7 8,3
01.01.2007 403,0 31,3 7,8
01.01.2008 481,6 37,3 7,7
01.01.2009 527,1 50,5 9,6
01.01.2010 577,0 54,5 9,4
01.01.2011 630,0 54,4 8,6
01.01.2012 701,2 59,2 8,5
01.01.2013 773,0 73,0 9,4
01.01.2014 846,0 73,0 8,6
01.01.2015 949,1 79,7 8,4
01.01.2016 1.301,0 82,3 6,3
01.10.2016 1.301,0 82,5 6,3 *Bir ailenin aylık ortalama tüketimi
Şekil 2.8 Elektrik Enerjisi Tüketim Maliyetinin Asgari Ücret İçindeki Payı
0%
5%
10%
15%
20%
25%
32
Çizelge 2.15’den de görüleceği üzere
doğal gaz tüketim maliyetinin asgari
ücret içindeki payı da yıllar içinde
azalmıştır. 2002 yılında %32,2 olan bu
pay 2016 Yılı Eylül Ayı sonu itibarıyla
%10,5’e kadar düşmüştür.
Çizelge 2.15 Doğal Gaz Tüketim Maliyetinin Asgari Ücret İçindeki Payı
YIL ASGARİ ÜCRET
(Net, ₺) 125 m3’lük Doğal Gaz
Tüketimi (₺)* Asgari Ücret İçindeki
Pay (%)
01.01.2002 164,6 52,6 32,2 01.01.2003 226,0 48,4 21,4 01.01.2004 303,1 39,2 12,9 01.01.2005 350,2 51,2 14,6 01.01.2006 380,5 61,3 16,1 01.01.2007 403,0 76,9 19,1 01.01.2008 481,6 83,1 17,3 01.01.2009 527,1 136,3 25,8 01.01.2010 577,0 90,2 15,6 01.01.2011 630,0 90,2 14,3 01.01.2012 701,2 104,3 14,9 01.01.2013 773,0 134,9 17,4 01.01.2014 846,0 134,9 15,7 01.01.2015 949,1 146,9 15,5 01.01.2016 1.301,0 149,1 11,5 01.10.2016 1.301,0 136,9 10,5
*Bir ailenin aylık ortalama tüketimi
Şekil 2.9 Doğal Gaz Tüketim Maliyetinin Asgari Ücret İçindeki Payı
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
33
Elektrik ve doğal gazın yanı sıra kömür
tüketim maliyetinin de asgari ücret
içindeki payının azaldığı görülmektedir.
2002 yılında %6,8 olan bu pay 2016 Yılı
Eylül Ayı sonu itibarıyla %5,3’e
düşmüştür.
Çizelge 2.16 Kömür Tüketim Maliyetinin Asgari Ücret İçindeki Payı
YIL ASGARİ ÜCRET
(Net, ₺) 200 kg’lık Kömür
Tüketimi (₺)* Asgari Ücret İçindeki
Pay (%)
01.01.2002 164,6 11,1 6,8%
01.01.2003 226,0 19,5 8,6%
01.01.2004 303,1 23,7 7,8%
01.01.2005 350,2 23,7 6,8%
01.01.2006 380,5 25,9 6,8%
01.01.2007 403,0 30,7 7,6%
01.01.2008 481,6 36,6 7,6%
01.01.2009 527,1 47,8 9,1%
01.01.2010 577,0 47,8 8,3%
01.01.2011 630,0 52,6 8,4%
01.01.2012 701,2 56,6 8,1%
01.01.2013 773,0 55,0 7,1%
01.01.2014 846,0 55,0 6,5%
01.01.2015 949,1 60,8 6,4%
01.01.2016 1.301,0 68,8 5,3%
01.10.2016 1301,0 68,8 5,3% *Bir ailenin aylık ortalama tüketimi
Şekil 2.10 Kömür Tüketim Maliyetinin Asgari Ücret İçindeki Payı
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
8%
9%
10%
34
2.5 Tarifeler
2016 Yılı Eylül Ayı sonu itibarıyla
elektrik tarifesi genel toplamda da
görüldüğü üzere (Çizelge 2.17)
meskenler için kWh elektrik ücreti 41,24
kuruş iken iletim sistemi kullanıcısı için
25,18, Tek terimli OG sanayi için 31,67
ve Tek terimli AG Ticarethaneler için
41,59 kuruş olarak hesaplanmıştır.
Çizelge 2.17 2016 Yılı Eylül Ayı Sonu İtibarıyla Elektrik Tarifeleri
Tek terimli AG
MESKEN
İletim
Sistemi Kullanıcısı
Tek terimli OG SANAYİ
Tek terimli AG TİCARETHANE
TEK ZAMANLI ENERJİ BEDELİ (krş/kWh)
22,10 20,52 20,52 22,12
DAĞITIM BEDELİ (krş/kWh) 11,08 - 5,50 11,36
ENERJİ FONU (%1) 0,22 0,21 0,21 0,22
TRT PAYI (%2) 0,44 0,41 0,41 0,44
ELEKTRİK TÜKETİM VERGİSİ (Sanayi %1; Mesken-Ticarethane %5)
1,11 0,21 0,21 1,11
ARA TOPLAM 34,95 21,34 26,84 35,25
KDV (%18) 6,29 3,84 4,83 6,34
GENEL TOPLAM (krş/kWh) 41,24 25,18 31,67 41,59
GENEL TOPLAM (Dolar-cent/kWh)
13,72 8,38 10,54 13,84
GENEL TOPLAM (Euro-cent/kWh)
12,27 7,49 9,42 12,37
1$= 3,0058 TL, 1 Avro= 3,3608 TL
35
2016 Yılı Ekim Ayı başı için Başkent
Doğal gaz nihai fiyatı konutlar için
1,12149 ₺/m³, sanayi için 0,884823
₺/m³ olarak belirlenmişken; İGDAŞ’ta
konut için 1,09557 ₺/m³, sanayi için
0,897735 ₺/m³ fiyat belirlemiştir.
Çizelge 2.18 2016 Yılı Ekim Ayı Başı İtibarıyla Doğal Gaz Tarifeleri (₺/m3)
BAŞKENTGAZ DOĞALGAZ
TARİFESİ İGDAŞ DOĞALGAZ
TARİFESİ
KONUT SANAYİ KONUT SANAYİ
Gaz Bedeli* 0,786615 0,727145 0,786615 0,727145
Dağıtım Bedeli 0,1638 0,022705 0,141834 0,033648
KDV 0,171075 0,134973 0,167121 0,136943
Nihai Fiyat 1,12149 0,884823 1,09557 0,897735
*Gaz bedeli, iletim ve depolama bedelleri toplamı olup ÖTV dahildir.
2.6 Avrupa Birliği Ülkeleri Fiyat
Sıralamaları
Avrupa Birliği Ülkeleri Elektrik Fiyatları
Sıralamasında Türkiye konutta 2016 yılı
ilk yarısı itibarıyla vergiler hariç 0,1020
€/kWh ile 9. sırada iken vergiler dahil
0,1267 €/kWh ile 7. sırada yer
almaktadır. Sanayi fiyatlaması
sıralamasında Avrupa Birliği üyesi
ülkeler arasında ülkemiz 2016 yılı ilk
yarısı itibarıyla vergiler hariç sıralamada
0,0722 €/kWh ile 10. sırada yer alırken
vergiler dahil sıralamada 0,0878 €/kWh
ile 3. sırada yer almaktadır. Avrupa
Birliği ülkeleri doğal gaz fiyatları
sıralamasında Türkiye konutta 2016 yılı
ilk yarısı itibarıyla vergiler hariç
sıralamada 0,0278 €/m³ ile 3. sırada yer
alırken vergiler dâhil sıralamada 0,0336
€/m³ ile 2. sırada yer almaktadır. Doğal
gaz sanayi fiyatlaması sıralamasında
Avrupa Birliği üyesi ülkeler arasında
ülkemiz vergiler hariç sıralamada
0,0238 €/m³ ile 5. sırada iken vergiler
dahil sıralamada 0,0289 €/m³ ile 2.
sırada yer almaktadır.
36
Çizelge 2.19 AB Ülkeleri Elektrik Fiyatları Sıralamasında Ülkemizin Yeri Konut (€/kWh, Vergiler Hariç)
2014 2.Dönem
2015 1.Dönem
2015 2.Dönem
2016 1.Dönem
SIRALAMA
Bulgaristan 0,0746 0,0785 0,0798 0,0797 1
Litvanya 0,0883 0,0874 0,0863 0,0859 2
Macaristan 0,0902 0,0887 0,0902 0,0877 3
Romanya 0,0906 0,0927 0,0938 0,0916 4
Estonya 0,0982 0,0951 0,0951 0,0935 5
Danimarka 0,101 0,0992 0,094 0,0942 6
Hırvatistan 0,1013 0,1008 0,1003 0,1002 7
Finlandiya 0,105 0,1026 0,1009 0,1017 8
Türkiye 0,1040 0,1081 0,0972 0,1020 9
Polonya 0,1097 0,1125 0,1105 0,1037 10
Letonya 0,0854 0,1083 0,1096 0,1077 11
Fransa 0,1094 0,1067 0,1107 0,1087 12
Slovenya 0,1151 0,1123 0,1126 0,1112 13
Slovakya 0,1237 0,1223 0,1232 0,1154 14
Çek Cumhuriyeti 0,1043 0,104 0,1057 0,1161 15
Kıbrıs 0,1915 0,1574 0,1463 0,1194 16
Yunanistan 0,1216 0,1211 0,1227 0,1196 17
Malta 0,1189 0,1197 0,1207 0,1197 18
Hollanda 0,1269 0,1261 0,1228 0,1206 19
İsveç 0,1194 0,1183 0,1202 0,1218 20
Portekiz 0,1301 0,1150 0,1153 0,1239 21
Avusturya 0,1294 0,1261 0,1239 0,1242 22
Lüksemburg 0,1431 0,1331 0,1331 0,1327 23
Almanya 0,1440 0,1431 0,1427 0,1388 24
İtalya 0,1468 0,1507 0,1479 0,1442 25
Belçika 0,1678 0,1817 0,1842 0,1567 26
İspanya 0,1861 0,1815 0,1864 0,1718 27
İngiltere 0,1917 0,2024 0,2079 0,1859 28
İrlanda 0,2085 0,1970 0,1991 0,1883 29
37
Çizelge 2.20 AB Ülkeleri Elektrik Fiyatları Sıralamasında Ülkemizin Yeri Konut (€/kWh, Vergiler Dahil)
2014 2.Dönem
2015 1.Dönem
2015 2.Dönem
2016 1.Dönem
SIRALAMA
Bulgaristan 0,0895 0,0942 0,0957 0,0956 1
Macaristan 0,1146 0,1127 0,1145 0,1114 2
Estonya 0,1325 0,1302 0,1291 0,1208 3
Litvanya 0,1319 0,1256 0,1243 0,1231 4
Malta 0,1248 0,1257 0,1269 0,1257 5
Romanya 0,1248 0,1303 0,1319 0,1263 6
Türkiye 0,1310 0,1360 0,1222 0,1267 7
Hırvatistan 0,1324 0,1317 0,1312 0,1311 8
Polonya 0,1408 0,1444 0,1418 0,1332 9
Çek Cumhuriyeti 0,1274 0,1273 0,1293 0,1420 10
Slovakya 0,1523 0,1506 0,1517 0,1423 11
Kıbrıs 0,2356 0,1957 0,1838 0,1527 12
Finlandiya 0,1538 0,1552 0,1530 0,1541 13
Slovenya 0,1632 0,1589 0,1631 0,1618 14
Hollanda 0,1801 0,1986 0,1846 0,1620 15
Letonya 0,1301 0,1635 0,1650 0,1628 16
Fransa 0,1620 0,1624 0,1675 0,1685 17
Lüksemburg 0,1738 0,1767 0,1767 0,1698 18
Yunanistan 0,1785 0,1767 0,1771 0,1760 19
İsveç 0,1867 0,1851 0,1874 0,1894 20
İngiltere 0,2013 0,2125 0,2183 0,1951 21
Avusturya 0,1987 0,2009 0,1983 0,2034 22
İspanya 0,2367 0,2309 0,2370 0,2185 23
İrlanda 0,2536 0,2426 0,2454 0,2306 24
Portekiz 0,2231 0,2279 0,2285 0,2350 25
İtalya 0,2338 0,2450 0,2428 0,2413 26
Belçika 0,2043 0,2126 0,2352 0,2544 27
Almanya 0,2974 0,2951 0,2946 0,2969 28
Danimarka 0,3035 0,3068 0,3042 0,3088 29
38
Çizelge 2.21 AB Ülkeleri Elektrik Fiyatları Sıralamasında Ülkemizin Yeri Sanayi (€/kWh, Vergiler Hariç)
2014 2.Dönem
2015 1.Dönem
2015 2.Dönem
2016 1.Dönem
SIRALAMA
Danimarka 0,0666 0,0609 0,0585 0,0602 1
İsveç 0,0661 0,0617 0,0585 0,0611 2
Finlandiya 0,0652 0,0637 0,0635 0,0614 3
Romanya 0,0710 0,0707 0,0681 0,0635 4
Hollanda 0,0769 0,0721 0,0712 0,0652 5
Slovenya 0,0736 0,0714 0,0711 0,0678 6
Avusturya 0,0786 0,0731 0,0729 0,0705 7
Fransa 0,0709 0,0757 0,0701 0,0714 8
Çek Cumhuriyeti 0,0809 0,0761 0,0773 0,0720 9
Türkiye 0,0779 0,079 0,0678 0,0722 10
Macaristan 0,0822 0,0778 0,0783 0,0729 11
Estonya 0,0809 0,0755 0,0824 0,0737 12
Polonya 0,0786 0,0833 0,0813 0,0762 13
Litvanya 0,0961 0,0818 0,0828 0,7777 14
Lüksemburg 0,0928 0,0842 0,0804 0,0784 15
Almanya 0,0808 0,0809 0,0813 0,0788 16
İtalya 0,1052 0,0943 0,0919 0,0842 17
Belçika 0,0879 0,0898 0,0920 0,0850 18
Hırvatistan 0,0867 0,0869 0,0875 0,0851 19
Letonya 0,0915 0,0910 0,0915 0,0897 20
Yunanistan 0,1034 0,1037 0,1022 0,0923 21
Portekiz 0,1052 0,0989 0,1001 0,0943 22
Kıbrıs 0,1831 0,1316 0,1319 0,0954 23
Bulgaristan 0,0747 0,0682 0,0772 0,0992 24
Slovakya 0,1129 0,1081 0,1077 0,1047 25
İspanya 0,1110 0,1116 0,1078 0,1051 26
İrlanda 0,1277 0,1294 0,1231 0,1198 27
İngiltere 0,1290 0,1435 0,1462 0,1315 28
Malta 0,1780 0,1559 0,1373 0,1422 29
39
Çizelge 2.22 AB Ülkeleri Elektrik Fiyatları Sıralamasında Ülkemizin Yeri Sanayi (€/kWh, Vergiler Dahil)
2014 2.Dönem
2015 1.Dönem
2015 2.Dönem
2016 1.Dönem
SIRALAMA
İsveç 0,0833 0,0778 0,0738 0,0770 1
Finlandiya 0,0895 0,0877 0,0875 0,0849 2
Türkiye 0,0952 0,0964 0,0829 0,0878 3
Çek Cumhuriyeti 0,0991 0,0934 0,0947 0,0884 4
Romanya 0,1001 0,1029 0,0989 0,0913 5
Lüksemburg 0,1046 0,1003 0,0965 0,0943 6
Polonya 0,1025 0,1085 0,1059 0,0993 7
Macaristan 0,1123 0,1080 0,1084 0,1004 8
Slovenya 0,1033 0,1009 0,1061 0,1033 9
Hollanda 0,1075 0,1091 0,1024 0,1037 10
Estonya 0,1117 0,1066 0,1117 0,1054 11
Hırvatistan 0,1148 0,1150 0,1159 0,1129 12
Litvanya 0,1417 0,1198 0,1205 0,1136 13
Fransa 0,1117 0,1210 0,1139 0,1191 14
Bulgaristan 0,0909 0,0831 0,0939 0,1202 15
Kıbrıs 0,2256 0,1648 0,1668 0,1238 16
Avusturya 0,1266 0,1247 0,1260 0,1272 17
Slovakya 0,1409 0,1351 0,1346 0,1310 18
İspanya 0,1412 0,1420 0,1371 0,1337 19
Belçika 0,1309 0,1301 0,1297 0,1349 20
Yunanistan 0,1467 0,1460 0,1299 0,1363 21
Portekiz 0,1460 0,1402 0,1420 0,1384 22
Letonya 0,1374 0,1425 0,1432 0,1410 23
Malta 0,1870 0,1679 0,1475 0,1493 24
İrlanda 0,1532 0,1601 0,1531 0,1498 25
İngiltere 0,1606 0,1788 0,1823 0,1643 26
İtalya 0,2033 0,1873 0,1855 0,1771 27
Almanya 0,1992 0,1979 0,1960 0,1974 28
Danimarka 0,2606 0,2589 0,2599 0,2664 29
40
Çizelge 2.23 AB Ülkeleri Doğal Gaz Fiyatları Sıralamasında Ülkemizin Yeri Konut (€/kWh, Vergiler Hariç)
2014 2.Dönem
2015 1.Dönem
2015 2.Dönem
2016 1.Dönem
SIRALAMA
Romanya 0,0153 0,0150 0,0179 0,0177 1
Macaristan 0,0276 0,0278 0,0277 0,0271 2
Türkiye 0,0308 0,0313 0,0287 0,0278 3
Danimarka 0,0340 0,0357 0,0326 0,0286 4
Bulgaristan 0,0403 0,0398 0,0326 0,0307 5
Polonya 0,0407 0,0407 0,0405 0,0318 6
Letonya 0,0387 0,0392 0,0383 0,0333 7
Estonya 0,0392 0,0358 0,0287 0,0333 8
Litvanya 0,0413 0,0350 0,0360 0,0341 9
Hırvatistan 0,0380 0,0378 0,0368 0,0343 10
Hollanda 0,0479 0,0429 0,0434 0,0375 11
Slovakya 0,0432 0,0413 0,0412 0,0383 12
Lüksemburg 0,0458 0,0435 0,0414 0,0393 13
Belçika 0,0501 0,0478 0,0478 0,0415 14
Slovenya 0,0467 0,0452 0,0435 0,0426 15
Yunanistan 0,0647 0,0545 0,0605 0,0442 16
İtalya 0,0626 0,0504 0,0584 0,0474 17
Çek Cumhuriyeti 0,0465 0,0474 0,0482 0,0482 18
Almanya 0,0513 0,0509 0,0513 0,0496 19
Fransa 0,0626 0,0560 0,0582 0,0503 20
Avusturya 0,054 0,0539 0,0523 0,0506 21
İngiltere 0,0615 0,0605 0,0637 0,0527 22
İspanya 0,0769 0,0581 0,0746 0,0536 23
İrlanda 0,062 0,0555 0,0601 0,0538 24
İsveç 0,0626 0,0611 0,0645 0,0609 25
Portekiz 0,0802 0,0753 0,0758 0,0698 26
41
Çizelge 2.24 AB Ülkeleri Doğal Gaz Fiyatları Sıralamasında Ülkemizin Yeri Konut (€/kWh, Vergiler Dahil)
2014 2.Dönem
2015 1.Dönem
2015 2.Dönem
2016 1.Dönem
SIRALAMA
Romanya 0,0319 0,0311 0,0340 0,0333 1
Türkiye 0,0373 0,0378 0,0347 0,0336 2
Macaristan 0,0351 0,0353 0,0352 0,0344 3
Bulgaristan 0,0484 0,0477 0,0391 0,0368 4
Polonya 0,0500 0,0501 0,0498 0,0392 5
Litvanya 0,0499 0,0423 0,0436 0,0413 6
Letonya 0,0488 0,0496 0,0485 0,0424 7
Hırvatistan 0,0475 0,0473 0,0459 0,0428 8
Estonya 0,0494 0,0456 0,0384 0,0442 9
Lüksemburg 0,0514 0,0496 0,0482 0,0454 10
Slovakya 0,0519 0,0496 0,0495 0,0460 11
Belçika 0,0650 0,0584 0,0621 0,0547 12
İngiltere 0,0646 0,0635 0,0668 0,0553 13
Yunanistan 0,0798 0,0681 0,0750 0,0564 14
Çek Cumhuriyeti 0,0563 0,0574 0,0583 0,0583 15
Slovenya 0,0634 0,0629 0,0609 0,0599 16
Fransa 0,0762 0,0701 0,0733 0,0650 17
İrlanda 0,0745 0,0673 0,0724 0,0652 18
Almanya 0,0681 0,0676 0,0681 0,0661 19
İspanya 0,0959 0,0731 0,0956 0,0677 20
Avusturya 0,0730 0,0730 0,0711 0,0690 21
Danimarka 0,0878 0,0802 0,0764 0,0717 22
İtalya 0,0951 0,0766 0,0905 0,0731 23
Hollanda 0,0820 0,0756 0,0803 0,0779 24
Portekiz 0,1039 0,0976 0,0982 0,0913 25
İsveç 0,1138 0,1131 0,1173 0,1129 26
42
Çizelge 2.25 AB Ülkeleri Doğal Gaz Fiyatları Sıralamasında Ülkemizin Yeri Sanayi (€/kWh, Vergiler Hariç)
2014 2.Dönem
2015 1. Dönem
2015 2.Dönem
2016 1.Dönem
SIRALAMA
Romanya 0,0211 0,0207 0,0203 0,0194 1
Danimarka 0,0263 0,0276 0,0252 0,0195 2
Bulgaristan 0,0331 0,0311 0,0259 0,0219 3
Hollanda 0,0290 0,0271 0,0254 0,0226 4
Türkiye 0,0257 0,0271 0,0246 0,0238 5
Belçika 0,0276 0,0276 0,0264 0,0239 6
Yunanistan 0,0410 0,0357 0,0303 0,0239 7
Çek Cumhuriyeti 0,0293 0,0285 0,0283 0,0251 8
Letonya 0,0342 0,0330 0,0277 0,0251 9
Finlandiya 0,0364 0,0307 0,0283 0,0257 10
Polonya 0,0359 0,0369 0,0332 0,0265 11
Litvanya 0,0374 0,028 0,0218 0,0268 12
Estonya 0,0354 0,0341 0,0251 0,0273 13
İngiltere 0,0332 0,0339 0,0334 0,0275 14
İspanya 0,0369 0,0365 0,0312 0,0276 15
Avusturya 0,0334 0,0306 0,0295 0,0280 16
İsveç 0,0356 0,0361 0,0330 0,0285 17
Fransa 0,0360 0,0345 0,0334 0,0285 18
İtalya 0,0324 0,0328 0,0301 0,0288 19
İrlanda 0,0380 0,0363 0,0335 0,0289 20
Slovakya 0,0363 0,0334 0,0333 0,0292 21
Slovenya 0,0385 0,0321 0,0326 0,0294 22
Macaristan 0,0373 0,0350 0,0320 0,0299 23
Almanya 0,0361 0,0355 0,0337 0,0299 24
Hırvatistan 0,0396 0,0385 0,0346 0,0323 25
Portekiz 0,0437 0,0411 0,0374 0,0333 26
Lüksemburg 0,0388 0,0386 0,0359 0,0342 27
43
Çizelge 2.26 AB Ülkeleri Doğal Gaz Fiyatları Sıralamasında Ülkemizin Yeri Sanayi (€/kWh, Vergiler Dahil)
2014 2.Dönem
2015 1.Dönem
2015 2.Dönem
2016 1.Dönem
SIRALAMA
Bulgaristan 0,0410 0,0385 0,0322 0,0276 1
Türkiye 0,0313 0,0329 0,0298 0,0289 2
Belçika 0,0354 0,0354 0,0343 0,0310 3
Çek Cumhuriyeti 0,0368 0,0359 0,0356 0,0317 4
Letonya 0,0431 0,0420 0,0356 0,0323 5
Litvanya 0,0453 0,0339 0,0263 0,0324 6
Polonya 0,0448 0,0461 0,0416 0,0333 7
Yunanistan 0,0522 0,0466 0,0406 0,0333 8
İspanya 0,0452 0,0423 0,0384 0,0340 9
İngiltere 0,0417 0,0428 0,0421 0,0346 10
Romanya 0,0381 0,0372 0,0359 0,0346 11
İtalya 0,0386 0,0397 0,0355 0,0348 12
İrlanda 0,0459 0,0438 0,0408 0,0361 13
Slovakya 0,0451 0,0417 0,0416 0,0366 14
Estonya 0,0442 0,0429 0,0326 0,0371 15
Lüksemburg 0,0418 0,0410 0,0404 0,0382 16
Fransa 0,0445 0,0443 0,0425 0,0389 17
Macaristan 0,0494 0,0466 0,0429 0,0403 18
Almanya 0,0478 0,0470 0,0449 0,0404 19
Hırvatistan 0,0502 0,0486 0,0438 0,0409 20
Portekiz 0,0546 0,0512 0,0465 0,0418 21
Slovenya 0,0534 0,0448 0,0464 0,0421 22
Avusturya 0,0481 0,0475 0,0480 0,0445 23
Hollanda 0,0407 0,0470 0,0388 0,0464 24
Finlandiya 0,0579 0,0554 0,0524 0,0514 25
Danimarka 0,0782 0,0702 0,0670 0,0603 26
İsveç 0,0801 0,0819 0,0779 0,0724 27
44
2.7 Petrol ve Doğal Gaz
Ülkemizin petrol ve doğal gaz üretimi
incelenecek olursa ham petrol
üretiminde yıllara göre fazla değişiklik
olmadığı buna karşılık doğal gaz üretim
miktarımızın ise değişken bir seyir
izlediği görülmektedir. 2016 Yılı
Ağustos Ayı sonu itibarıyla 12,0 milyon
varil ham petrol üretimine karşılık 260,5
milyon m³ doğal gaz üretimi
gerçekleştirilmiştir.
Çizelge 2.27 Ham Petrol ve Doğal Gaz Üretimi
YIL HAM PETROL
ÜRETİMİ (milyon varil)
TPAO HAM PETROL ÜRETİMİ
(milyon varil)
DOĞAL GAZ ÜRETİMİ
(milyon m3)
TPAO DOĞAL GAZ ÜRETİMİ (milyon m3)
2002 17,0 11,7 378,4 268,0
2003 16,6 11,1 560,6 352,1
2004 15,9 10,5 707,0 432,8
2005 15,9 10,7 896,4 566,9
2006 15,1 10,4 906,6 412,6
2007 14,8 10,3 893,1 421,5
2008 15,0 10,3 1.014,5 495,6
2009 16,7 12,4 729,4 277,3
2010 17,3 11,6 726,0 260,7
2011 16,4 11,2 793,4 317,7
2012 16,2 11,6 664,4 339,7
2013 16,6 12,3 561,5 307,6
2014 17,1 12,1 502,1 251,8
2015 17,5 11,5 398,7 165,7
2016 Ağustos Sonu 12,0 8,2 260,5 163,6
45
Petrol ve doğal gaz tüketim miktarları
incelendiği takdirde ülke genelinde
2015 yılı sonu itibarıyla 27,2 milyon ton
ham petrol tüketimi ve yaklaşık 48
milyar m³ doğalgaz tüketimi
gerçekleştirildiği görülmektedir. 2002-
2015 yılları arasında ham petrol
tüketimine baktığımızda 14 yıllık
sürecin sonunda 2002 yılına göre 2015
yılında ham petrol tüketimimiz yaklaşık
%4,2 artmıştır. Doğal gaz tüketimi ise
2002 yılına kıyasla 2015 yılında 2,8
katına çıkmıştır.
Çizelge 2.28 Ham Petrol ve Doğal Gaz Tüketimi
YIL HAM PETROL TÜKETİMİ
(milyon ton) DOĞAL GAZ TÜKETİMİ
(milyon m3)
2002 26,1 17.065
2003 29,5 21.384
2004 30,6 22.505
2005 29,3 27.467
2006 29,9 31.128
2007 27,7 34.600
2008 27,0 36.100
2009 22,3 34.400
2010 23,8 36.900
2011 25,0 43.800
2012 22,1 45.242
2013 20,8 45.270
2014 19,8 48.717
2015 27,2 47.999
2016 Ağustos Sonu 17,8 30.211
46
Petrol arama ve üretimi için yapılan
yurtiçi yatırım miktarları 2002 yılında
toplamda 90 milyon Dolar iken 2014
yılında 1 milyar 20 milyon Dolara, 2015
yılında ise 600 milyon dolara çıkmıştır.
Özellikle petrol arama ve üretimi
noktasında 2010 yılı itibarıyla ciddi
artışlar gözlenmiştir. Türkiye Petrolleri
Anonim Ortaklığı (TPAO)’nun 2002
yılında petrol arama ve üretimi için
yaptığı yurtiçi yatırım miktarı 42 milyon
Dolar iken bu rakam 2014 yılında 489
milyon Dolar’a, 2015 yılında ise 291
milyon Dolar’a yükselmiştir. TPAO
haricinde ise petrol arama ve üretimi
için yapılan yurtiçi yatırım miktarı 2002
yılında 48 milyon Dolar olarak
gerçekleşmiş iken 2014 yılında 531
milyon Dolar, 2015 yılında ise 309
milyon Dolar olarak gerçekleşmiştir.
Çizelge 2.29 Ham Petrol Arama ve Üretim için Yapılan Yurtiçi Yatırım Miktarı
YIL TPAO
(milyon Dolar) DİĞER
(milyon Dolar) TOPLAM
(milyon Dolar)
2002 42 48 90
2003 71 76 147
2004 147 107 254
2005 210 190 400
2006 288 274 562
2007 341 238 579
2008 412 263 675
2009 366 350 716
2010 389 997 1.386
2011 579 541 1.120
2012 502 275 777
2013 396 500 896
2014 489 531 1020
2015 291 309 600
2016 Ağustos Sonu* 100 30 130
*2016 Ağustos ayı sonu verisi daha kesinleşmemiştir.
47
2015 yılında 48,4 milyar m3 doğal gaz
ithal edilirken 2014 yılı sonuna göre
%1,5 bir azalma gerçekleşmiştir. Bu
rakam 2002 yılı için ise 17,1 milyar m3
olarak gerçekleşmişti. 2015 yılı sonu
itibarıyla gerçekleşmiş ithalat rakamları
üzerinden hareket edildiğinde doğal gaz
ithalatının önemli bir kısmı olan
%55,3’ünün Rusya’dan, %16,1’inin de
İran’dan yapıldığı görülmektedir
(Çizelge 2.30).
Çizelge 2.30 Ülke Bazında Doğal Gaz İthalatı (milyon m3)
YIL RUSYA İRAN AZERBAYCAN CEZAYİR NİJERYA SPOT LNG
TOPLAM
2002 11.574 660 3.722 1.139 17.095
2003 12.460 3.461 3.795 1.107 20.823
2004 14.102 3.498 3.182 1.016 21.798
2005 17.524 4.248 3.786 1.013 26.571
2006 19.316 5.594 4.132 1.100 79 30.221
2007 22.762 6.054 1.258 4.205 1.396 167 35.842
2008 23.159 4.113 4.580 4.148 1.017 333 37.350
2009 19.473 5.252 4.960 4.487 903 781 35.856
2010 17.576 7.765 4.521 3.906 1.189 3.079 38.036
2011 25.406 8.190 3.806 4.156 1.248 1.069 43.874
2012 26.491 8.215 3.354 4.076 1.322 2.464 45.922
2013 26.212 8.730 4.245 3.917 1.274 892 45.270
2014 26.975 8.933 6.074 4.179 1.414 1.598 49.173
2015 26.783 7.826 6.169 3.916 1.240 2.493 48.427
2016 Eylül Sonu*
16.518 5.560 4.845 3.160 900 1.427 32.410
*Özel sektörün Eylül Ayı içerisinde yaptığı ithalat miktarı dahil edilmemiştir.
48
2.8 Kömür
2016 Yılı Eylül Ayı Sonu İtibarıyla Kamu
Uhdesinde Bulunan Kömür Rezervi ve
Üretim Bilgileri (Çizelge 2.31)’inde
verildiği üzere linyit rezervinin 12.716
milyon ton, taşkömürü rezervinin ise
1.299 milyon ton olduğu görülmektedir.
2016 Yılı Eylül Ayı sonu itibarıyla 19,8
milyon ton linyit üretimi
gerçekleştirilirken, 0,67 milyon ton
taşkömürü üretimi gerçekleştirilmiştir.
Çizelge 2.31 2016 Yılı Eylül Ayı Sonu İtibarıyla Kamuya Ait Kömür Rezervi ve
Üretim Bilgileri
KURUM REZERV
(milyon ton) ÜRETİM
(milyon ton)
LİNYİT
TKİ 3.646 9,9
EÜAŞ 8.506 9,9
MTA 564 -
TOPLAM 12.716 19,8
TAŞKÖMÜRÜ TTK 1.299 0,67
2003 yılında işletme ruhsatlı sahalardan
ruhsat sahiplerince MİGEM’e beyan
edilen enerji hammaddeleri üretim
miktarı 51.670.544 ton iken bu miktar
2013 yılı sonu itibarıyla 66.911.984
ton’a, 2014 yılı sonu itibarıyla
68.720.204 ton’a ve 2015 yılı sonu
itibarıyla da 61.915.016 ton’a
yükselmiştir (Çizelge 2.32).
49
Çizelge 2.32 2003-2015 Yılları İşletme Ruhsatlı Sahalardan Ruhsat Sahiplerince
MİGEM’e Beyan Edilen Enerji Hammaddeleri Üretim Değerleri
2003-2015 YILLARI ENERJİ HAMMADDELERİ ÜRETİMİ
Sıra No: Maden Adı Kurum
Üretim Miktarı (ton)
2003 2004 2013 2014 2015
1 Asfaltit 414.050 6.441 648.953 336.852 837.112
2 Bitümlü Madde
TKİ 0 721.899 149.828 259.508 288.185
3 Kömür
EÜAŞ 16.057.585 12.658.583 16.011.459 18.987.907 10.855.125
TKİ 28.718.676 24.115.256 23.257.009 22.854.114 12.432.171
Diğer Kamu
11.245.055 1.063.927 399.816
Özel Sektör
3.939.949 4.166.511 12.810.342 23.301.062 35.028.558
Toplam 48.716.210 40.940.350 63.323.865 66.207.011 58.715.670
4 Taşkömürü TTK 2.954.334 2.805.654 2.789.338 1.916.833 2.074.049
KÖMÜR GENEL TOPLAMI
51.670.544 43.746.004 66.911.984 68.720.204 61.915.016
50
51
3. ÜLKEMİZ TABİİ KAYNAKLAR GÖRÜNÜMÜ
Madencilik Sektörünün GSYH
İçerisindeki Payı Tablosu (Çizelge 3.1)
incelendiğinde madencilik sektörünün
GSYH içindeki değerinin 2002 yılında
2.914 milyon TL olduğu ve bu değerler
sektör payının %1,1 olduğu
görülmektedir. 2016 yılı Haziran Ayı
sonu itibarıyla ise madencilik
sektörünün GSYH içindeki değerinin
10.836 milyon TL olduğu, sektör
payının ise %1,1 seviyelerinde olduğu
görülmektedir.
Çizelge 3.1 Madencilik Sektörünün GSYH İçerisindeki Payı
Yıllar
TÜRKİYE GENELİ MADENCİLİK SEKTÖRÜ
Cari fiyatlarla Toplam GSYH
Cari fiyatlarla Toplam GSYH
GSYH İçindeki
Madencilik Sektörü
GSYH İçindeki
Madencilik Sektörü
TL Bazında
Artış Oranı
Sektör Payı
(Milyon TL) (Milyon $) (Milyon TL) (Milyon $) % %
2002 350.476 230.494 2.914 1.916 36,5 1,1
2003 454.781 304.901 3.858 2.587 32,4 1,1
2004 559.033 390.387 5.174 3.613 34,1 1,2
2005 648.932 481.497 6.963 5.166 34,6 1,4
2006 758.391 526.429 8.952 6.214 28,5 1,2
2007 856.387 658.786 10.536 8.105 17,7 1,2
2008 950.144 741.792 13.458 10.172 27,7 1,4
2009 953.973 616.703 14.235 9.216 5,8 1,5
2010 1.105.101 735.828 15.785 10.511 16 1,4
2011 1.294.893 772 298 19.249 11.480 21,9 1,5
2012 1.416.817 786 293 21.104 11.712 10 2
2013 1.561.510 820.012 21.889 11.495 3,3 1,4
2014 1.749.782 800.107 25.457 11.640 16,2 1,5
2015 1.953.561 719.967 24.626 9.076 -3,2 1,3
2016 Haziran Sonu
1.023.776 350.388 10.836 3.709 2,5 1,1
(1 $: 2,92184 TL)
52
Maden ithalat ve ihracatımıza yönelik bilgiler yıl bazında Çizelge 3.2’de verilmiştir.
Çizelge 3.2 Madencilik İthalatı ve İhracatı
YIL İTHALAT (milyar $)
İHRACAT (milyar $)
2002 1,07 0,61
2003 1,35 0,74
2004 1,77 1,10
2005 2,41 1,40
2006 3,08 1,89
2007 3,85 2,51
2008 4,90 2,97
2009 4,48 2,31
2010 4,78 3,32
2011 6,07 3,49
2012 6,82 4,03
2013 5,58 4,87
2014 4,85 4,10
2015 4,61 3,75
2016 Eylül Sonu 2,57 2,27
Şekil 3.1 Madencilik İthalatı ve İhracatı
1,1
1,4
1,8
2,4
3,1
3,9
4,9
4,5
4,8
6,1
6,8
5,6
4,9
4,6
2,6
0,6
0,7
1,1
1,4
1,9
2,5
3,0
2,3
3,3
3,5
4,0
4,9
4,1
3,8
2,3
0
1
2
3
4
5
6
7
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016EylülSonu
Mily
ar $
İthalat İhracat
53
Ülkemizin doğal taş üretimindeki
durumu incelenecek olursa ignimbrit,
mermer, oniks ve traverten
madenlerinin toplam üretimi 2003
yılında 1.507.248 m3 iken 2015 yılında
yaklaşık 4,6 katına çıkarak 6.896.288
m3 olmuştur. Andezit, bazalt, granit,
dekoratif taş, mozaik, kayrak vd.,
serpantin ve yapıtaşı madenlerinin
toplam üretimi ise 2003 yılında 229.797
ton iken bu rakam 2015 yılında önemli
bir artışla 28.969.245 ton’a ulaşmıştır.
Çizelge 3.3 2003-2015 Yılları Doğal Taş Üretimleri (1-2)
YIL İGNİMBRİT MERMER ONİKS TRAVERTEN TOPLAM
ÜR
ET
İM (
m3)
2003 7.705 1.300.637 176 198.730 1.507.248
2004 39.820 1.207.584 57 601.068 1.848.529
2005 5.282 1.578.730 451 696.545 2.281.008
2006 20.174 1.855.740 2.578 1.017.672 2.896.164
2007 18.486 2.801.757 5.663 995.065 3.820.971
2008 26.313 2.262.537 2.145 759.118 3.050.113
2009 66.794 2.715.601 2.322 1.002.866 3.787.583
2010 52.055 3.352.070 2.113 879.319 4.285.557
2011 55.873 4.086.222 7.678 1.685.049 5.834.822
2012 14.275 4.488.947 13.335 797.915 5.314.472
2013 29.380 4.255.545 15.665 713.697 5.014.287
2014 32.195 4.220.564 10.688 812.840 5.076.287
2015 36.579 5.613.435 6.905 1.239.369 6.896.288
YIL ANDEZİT BAZALT GRANİT DİĞER SERPANTİN YAPITAŞI DİYABAZ GABRO TOPLAM
ÜR
ET
İM (
To
n)
2003 80.605 42.401 106.169 0 0 0 622 229.797
2004 81.900 28.555 125.030 17.592 0 0 790 253.867
2005 517.831 749.589 160.930 31.506 1.027.345 0 458 2.487.659
2006 2.485.956 2.909.031 320.069 382.377 5.763 0 0 6.103.196
2007 4.115.184 4.914.124 252.354 239.531 305.262 0 2.071 9.828.526
2008 3.307.107 8.448.618 367.959 161.166 22.671 0 1.276 12.308.797
2009 1.908.544 12.963.003 324.718 112.318 14.000 0 5.538 15.328.121
2010 6.436.380 20.320.391 239.819 207.961 26.745 0 1.969 27.233.265
2011 2.878.093 18.656.135 245.911 651.932 2.514.601 270.270 293.777 25.510.719
2012 2.891.804 19.300.297 566.650 296.802 1.025.427 65.756 94.835 24.241.571
2013 3.358.863 23.422.845 896.348 641.662 14.701 37.945 335.958 252.563 28.960.785
2014 6.803.746 21.966.172 1.219.916 1.242.236 13.112 33.553 226.939 255.070 31.760.744
2015 5.015.846 22.798.736 206.364 211.569 138.454 68.302 331.027 198.947 28.969.245
54
2016 Yılı Eylül Ayı Sonu İtibarıyla Doğal
Taşların İhracat Değerleri Tablosu
incelendiğinde toplam doğal taşlar
ihracat tutarının yaklaşık 1,2 milyar
dolar olduğu görülmektedir.
Çizelge 3.4 2016 Yılı Eylül Ayı Sonu İtibarıyla Doğal Taşların İhracat Değerleri
DOĞAL TAŞLAR İHRACAT
DEĞER ($)
MERMER, TRAVERTEN, HAM BLOK VE PLAKALAR HALİNDE 545.159.924
MERMER, İŞLENMİŞ 545.618.038
TRAVERTEN, İŞLENMİŞ 79.168.788
GRANİT, HAM 4.452.162
GRANİT, İŞLENMİŞ 3.644.639
KAYAGAN TASI (ARDUVAZ), HAM 284.242
KAYAGAN TASI (ARDUVAZ), İŞLENMİŞ 391.922
YONTULMAYA VEYA İNŞAATA ELVERİŞLİ DİĞER TAŞLAR 13.631.807
TOPLAM 1.192.351.522
Ülkemizin metalik maden üretimindeki
durumu incelenecek olursa 2003
yılındaki üretimin yaklaşık 8,5 milyon
ton olduğu görülmekte iken bu miktar
2015 yılında 2,5 katına çıkarak yaklaşık
21,3 milyon ton seviyelerine erişmiştir.
55
Çizelge 3.5 2003-2015 Yılları Metalik Maden Üretimleri
Sıra No:
Maden Adı
Üretim Miktarı (Ton)
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
1 Altın (metal)
5,39 3,26 4,17 8,04 9,92 11,02 14,47 16,89 24,4 29,39 33,98 31,26 27,8
2 Antimuan 650 8.711 28.377 25.316 28.111 50.357 24.917 25.974 43.340 131.839 83.553 55.791 35.501
3 Bakır 2.919.579 1.616.432 2.618.813 4.293.530 4.806.198 5.208.831 5.173.773 5.469.844 5.687.058 7.684.052 7.983.438 6.422.445 3.642.130
4 Boksit 333.574 1.176.929 453.765 879.214 1.264.933 818.928 1.473.181 1.311.064 1.024.915 1.521.150 795.562 1.091.442 518.550
5 Çinko 371.504 495.191 485.236 554.425 464.690 627.870 362.327 238.125 793.048 1.183.184 1.520.571 225.588 21.365
6 Demir 4.208.156 4.119.484 4.598.230 3.785.121 4.849.397 4.696.950 3.854.972 5.814.045 6.450.480 4.969.901 8.589.362 11.887.154 7.760.957
7 Gümüş 96 97 137,56 167,34 198 294,4 351,6 363,52 246,5 193,89 181,6 183,88 35
8 Kadmiyum 0 0 0 141 12.650 2.291 15 0 0 0 12.000 0 0
9 Krom 504.803 1.168.336 1.620.386 1.849.864 3.639.752 5.100.482 6.240.290 8.624.042 9.971.368 12.431.661 11.131.311 10.241.477 8.301.218
10 Kurşun 173.910 253.590 366.305 279.727 684.931 565.374 599.705 526.277 1.044.222 1.076.088 1.491.669 2.206.054 32.694
11 Manganez 25.202 21.204 52.273 32.144 42.033 51.703 141.246 134.336 172.480 192.756 321.785 245.830 142.809
12 Molibden 0 0 0 0 185 25 0 0 2.848 0 1.240 0 2.670
13 Nikel 0 0 52.988 20.000 107.000 51.250 106.127 224.662 75.018 336.730 95.187 268.545 765.346
14 Pirit 640 63.674 109.100 116.091 124.130 131.315 135.190 124.000 107.972 95.220 49.491
Toplam 8.537.479 8.859.977 10.277.155 11.783.331 16.009.188 17.290.457 18.101.049 22.500.064 25.414.855 29.651.584 32.133.866 32.739.761 21.272.794
Çizelge 3.6’da görüldüğü üzere,
ülkemiz endüstriyel hammadde üretimi
2003 yılında yaklaşık 20,8 milyon ton
iken 2015 yılında dört katından daha
fazla bir artışla yaklaşık 87,4 milyon ton
olarak değer bulmuştur.
56
Çizelge 3.6 2003-2015 Yılları Endüstriyel Hammaddeler Üretimleri
Sıra No:
Maden Adı Üretim Miktarı (Ton)
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
1 Alçıtaşı 2.354.234 2.300.703 3.500.864 4.369.771 5.546.496 7.338.127 4.369.589 6.321.891 5.723.439 8.248.446 9.790.097 9.051.158 8.638.715
2 Alünit (Şap) 622 0 0 6.683 2.511 15.324 2.068 433.310 0 0 13.568 0 0
3 Barit 113.254 113.775 157.179 161.993 184.041 482.740 213.187 172.618 250.786 1.677.221 736.316 203.984 655.943
4 Bentonit 945.925 1.281.468 501.142 1.134.251 1.742.487 1.553.588 932.487 798.397 471.528 1.033.568 622.872 1.088.444 2.133.251
5 Bor 2.424.185 2.261.977 3.478.784 3.955.574 4.406.970 4.998.826 3.923.494 5.823.836 6.348.487 4.220.291 4.065.655 7.309.708 5.071.896
6 Civa 0 0 0 0 65 0 0 0 0 0 0 0 0
7 Çört 0 0 0 34.606 12.532 5.134 109.409 115.518 169.362 140.294 3.803.881 30 312.537
8 Dikit 0 0 3.100 0 0 80 50 0 0 0 0 0 0
9 Diyatomit 36.303 1.324 44.122 45.420 33.135 62.685 27.634 18.448 45.187 86.403 84.571 61.884 86.656
10 Feldispat 3.396.326 3.936.742 4.560.226 5.771.892 6.548.796 6.767.500 4.212.547 6.281.597 7.076.068 9.479.699 13.764.126 7.960.844 10.422.766
11 Fluorit 4.375 0 0 0 0 2.931 3.756 25.189 4.524 5.197 3.874 4.271 6.238
12 Fosfat 0 0 900 1.300 1.300 1.000 1.000 0 0 0 510.080 604.000 713.230
13 Grafit 0 28 0 0 0 3.236 2.400 0 5.250 31.500 28.740 3.850 0
14 İllit 0 0 0 27.898 57.774 61.577 36.509 35.622 17.265 0 800 16.200 44.000
15 Kalsedon 2.941 3.945 4.716 4.706 5.461 4.370 2.162 1.814 896 2.287 2.249 1.689 1.154
16 Kalsit 1.077.476 2.534.016 3.177.661 5.875.732 7.171.456 6.176.997 6.291.822 8.629.005 10.084.119 9.248.471 9.727.092 11.054.222 10.321.519
17 Kaolen 581.479 734.473 908.862 1.064.107 914.117 792.044 727.649 787.287 1.229.352 988.081 1.168.441 2.032.103 1.887.302
18 Killer (Kil+K.kili + Ser.Kili +Halloyisit vb)
2.387.371 3.626.625 1.962.072 3.034.560 2.871.145 3.261.379 2.412.609 4.030.961 3.747.503 4.119.513 3.411.915 4.445.962 13.085.504
19 Kuvars 377.805 395.248 503.715 408.725 343.299 555.841 550.246 747.223 471.201 931.310 870.166 973.240 929.594
20 Kuvars Kumu 3.098.668 2.073.725 1.729.525 2.608.260 4.997.694 2.422.587 4.499.154 4.022.433 7.020.622 7.085.380 7.969.392 10.258.912 12.013.933
21 Kuvarsit 1.456.376 1.279.929 962.818 1.463.162 1.803.670 1.207.131 1.393.631 1.795.149 3.896.477 2.499.094 3.087.670 2.521.107 2.839.449
22 Kükürt 0 0 0 0 0 300 5.230 427 3.820 5.889 8.069 0 823
23 Leonardit 5.737 2.996 80
24 Manyezit + Hidromanyezit
558.432 2.218.236 571.142 466.193 802.406 677.784 861.180 2.316.763 2.588.276 2.475.828 2.597.465 2.377.157 3.335.258
25 Mika 4.772 321 3.584 772 3.313 8.392 4.172 387 277 1.253 1.504 9.240 637
26 Montmorillonit 520.000 0 260.000 428.756 530.879 125.000 279.473 539.943 630.306 655.974 315.880 330.329 379.102
27 Nef. Siyenit 51 205 0 0 400 0 759 1.308 1.500 4.000 404 2.241 85.000
28 Obsidyen 0 32 0 0 226 0 19 106 300 1.230 3.240 400 0
29 Olivin +Dünit 20.464 71.396 94.439 191.298 145.839 170.631 168.567 192.394 221.079 244.753 126.990 244.138 184.623
30 Perlit 330.184 366.489 333.400 474.966 478.579 551.266 522.832 545.585 702.673 887.600 1.075.949 897.125 843.242
31 Pomza 2.167.277 2.426.037 1.860.037 3.515.644 3.995.423 3.449.733 4.322.543 4.198.751 5.822.501 4.556.632 5.159.047 6.710.170 11.091.159
32 Radyolarit 0 0 0 7.056 62.040 82.363 458 51.280 58.774 43.045 17.895 24.046 32.786
33 Rutil (Tüvenan) 2.000 4.900 12 0 20 20 4.000 1.000 0 5.000 5.000 5.000 5
34 Sepiyolit (+Lületaşı +Paligorskit)
31.885 19.554 10.478 19.242 36.402 3.824 3.448 16.342 30.716 31.180 59.426 52.658 28.804
35 Sileks (Çakmaktaşı)
19.029 9.938 9.823 7.228 12.325 7.818 7.038 6.222 2.248 5.403 5.051 596 6.131
36 Sodyum Sülfat (Soda)
920.074 890.354 766.636 826.206 1.120.968 961.295 807.314 1.600.603 2.491.441 1.366.179 1.000.150 779.894 157.807
37 Stronsiyum Tuzu
159.923 127.957 30.100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
38 Talk 17.099 8.233 8.775 4.969 12.722 3.364 6.887 1.826 9.959 14.537 1.132 5.048 9.681
39 Trona 204 6.000 12 2.184 1.716 23.673 1.581.149 1.623.192 1.749.068 1.852.817 1.665.077 1.828.167 1.854.290
40 Turba 20.352 62.108 71.749 185.944 145.403 113.112 65.315 214.620 148.012 108.610 156.357 150.828 134.647
41 Vermikülit 1.604 716 425
42 Zeolit 156.887 192.240 249.572 121.014 104.138 107.951 141.728 33.813 214.179 60.258 33.197 49.366 55.224
43 Zımpara +Diyasporit
5.458 11.953 9.378 13.899 19.108 57.722 28.198 67.989 113.602 54.848 43.776 38.816 75.538
44 Zirkon (Tüvenan)
0 0 0 0 0 75 10.000 0 500 200 0 1100 1.500
TOPLAM 20.804.060 26.959.931 25.774.823 36.234.011 44.114.856 42.057.420 38.531.713 51.452.849 61.351.297 62.171.991 71.944.455 71.101.639 87.440.449
57
2002 yılında üretilen konsantre bor
miktarı 1.368.000 ton iken bu miktar
2015 yılı sonu itibarıyla 1.852.126 ton’a
yükselmiştir. Aynı dönem içerisinde bor
kimyasalları ve eşdeğer ürün açısından
2002 Yılında 436.000 ton üretim
gerçekleşirken bu rakam 2015 yılı sonu
itibarıyla 4,2 katına çıkarak 1.840.039
ton üretime ulaşmıştır.
Çizelge 3.7 Bor Üretim Miktarı (Ton)
YIL KONSANTRE BOR BOR KİMYASALLARI VE EŞDEĞERİ ÜRÜN
2002 1.368.000 436.000
2003 1.399.000 519.000
2004 1.693.000 715.000
2005 1.953.000 923.000
2006 1.948.000 1.021.000
2007 2.128.000 1.102.000
2008 2.285.000 1.312.000
2009 1.924.000 1.002.000
2010 2.371.000 1.400.000
2011 2.335.000 1.779.000
2012 2.415.869 1.788.062
2013 1.995.861 1.775.996
2014 1.875.240 1.994.100
2015 1.852.126 1.840.039
2016 Eylül sonu 1.273.261 1.216.804
Şekil 3.2 Bor Üretim Miktarı
1,4
1,4
1,7
2,0
1,9
2,1
2,3
1,9
2,4
2,3
2,4
2,0
1,9
1,9
1,3
0,4
0,5
0,7
0,9
1,0
1,1
1,3
1,0
1,4
1,8
1,8
1,8
2,0
1,8
1,2
0
1
2
3
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016EylülSonu
Mily
on
to
n
Konsantre bor Bor Kimyasalı ve Eşdeğeri Ürün
58
2002 yılında bor satışları toplamda 201
milyon Dolar iken bu tutar 2015 yılı sonu
itibarıyla 810 milyon dolara ulaşmıştır.
Bunun 787 milyon Dolar ile %97,1‘ini
ihracat oluştururken 23 milyon Dolar ile
%2,9’luk kısmını iç pazar satış değerleri
oluşturmaktadır. 2002 yılına nazaran
bor ihracatımız 4,2 katına, toplam bor
satışımız da 4 katına çıkarak bu alanda
önemli bir büyüme kaydedilmiştir.
Çizelge 3.8 Bor Satış Değeri (Milyon Dolar)
YIL
İÇ SATIŞ DEĞERİ İHRACAT DEĞERİ
TOPLAM Konsantre Bor
Bor Kimyasalları
TOPLAM Konsantre
Bor Bor
Kimyasalları TOPLAM
2002 3 12 15 65 121 186 201
2003 4 17 21 68 139 207 228
2004 5 19 24 56 196 252 276
2005 3 20 23 58 241 299 322
2006 3 20 23 58 309 367 390
2007 3 12 15 54 330 384 399
2008 3 13 16 66 453 519 535
2009 2 14 16 33 402 435 451
2010 2 16 18 49 580 629 647
2011 2,7 18,7 21,4 65 766 831 853
2012 1,7 22,5 24,2 37,9 759,5 797,4 821,6
2013 0,2 25,3 25,5 37,1 765,6 802,7 828,2
2014 0,17 27,6 27,8 49,1 823,9 871,0 898,8
2015 0,2 22,6 22,8 30,3 756,5 786,8 809,6
2016 Eylül Sonu
0,2 22,3 22,5 19,7 415,6 435,3 457,8
Şekil 3.3 Bor Satış Değeri
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016EylülSonu
Mily
on
Do
lar
İç Satış İhracat
59
Yıllara göre devlet hakkına yönelik bilgiler yıl bazında Çizelge 3.9’da verilmiştir.
Çizelge 3.9 Yıllara Göre Devlet Hakkı Bilgileri
YIL DEVLET HAKKI
2002 45.089.712
2003 43.226.256
2004 33.693.890
2005 59.380.416
2006 74.384.350
2007 96.806.420
2008 120.553.112
2009 124.862.245
2010 188.810.953
2011 297.931.139
2012 335.063.364
2013 389.865.512
2014 434.567.344
2015 517.145.709
Şekil 3.4 Yıllara Göre Devlet Hakkı Bilgileri
45
43
34
59 74 97 12
1
12
5 18
9
29
8 33
5 39
0 43
5 51
7
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Mily
on
TL
60
Yıllara göre MİGEM’e yapılan müracaat
sayısı ve müracaattan düzenlenen
ruhsat sayısına yönelik bilgiler yıl
bazında Çizelge 3.10’da verilmiştir.
Çizelge 3.10 Yıllar İtibarıyla Müracaat Sayısı ve Müracaattan Düzenlenen Ruhsat
Sayısı
Yıl İlk Müracaat Sayısı İlk Müracaattan
Düzenlenen Ruhsat Sayısı (AR+İR)
İLK MÜRACAATTA RUHSAT DÜZENLEME
ORANI 2002 6.426 4.401 68,5% 2003 6.856 4.452 64,9% 2004 3.984 2.625 65,9% 2005 15.555 9.423 60,6% 2006 18.208 10.970 60,3% 2007 17.669 10.856 61,4% 2008 17.299 10.006 57,8% 2009 10.377 6.223 60,0% 2010 9.461 5.130 54,2% 2011 4.342 1.777 40,9% 2012 5.069 1.620 32,0% 2013 5.577 1.179 21,1% 2014 3.181 838 26,3%
2015 1.169 237 20,3%
2016 Eylül Sonu
663 0 0,0%
2016 Yılı Eylül Ayı sonu itibarıyla
Maden Grubuna Göre Türkiye Geneli
Ruhsat Dağılımı Tablosu (Çizelge 3.11)
incelendiğinde arama ruhsatları
sayısının 5.730, işletme ruhsatlarının
sayısının 12.850 ve toplam ruhsat
sayısının 18.580 olduğu görülmektedir.
61
Çizelge 3.11 Maden Grubuna Göre Türkiye Geneli Ruhsat Dağılımı
I(a)
Grubu I(b)
Grubu II(a) Grup
II(b) Grup
II(c) Grup
III. Grup
IV. Grup
V. Grup TOPLAM
Arama Ruhsatları
0 0 161 1.357 0 11 4.178 23 5.730
İşletme Ruhsatları
57 851 4.401 3.484 12 62 3.973 10 12.850
Toplam Ruhsat Sayısı
57 851 4.562 4.841 12 73 8.151 33 18.580
MİGEM tarafından verilen toplam ruhsat sayısı ve alan bilgileri yıl bazında Çizelge
3.12’de verilmiştir.
Çizelge 3.12 MİGEM Tarafından Verilen Toplam Ruhsat Sayısı ve Alanı
YIL
KAMU ÖZEL TOPLAM
ADET ALAN (hektar)
ADET ALAN (hektar)
ADET
ALAN (hektar)
100 hektar= 1 km2
100 hektar= 1 km2
100 hektar= 1 km2
2003 42 77.862 5.099 3.521.377 5.141 3.599.240 2004 52 160.757 4.376 3.121.211 4.428 3.281.968 2005 137 113.895 8.482 3.858.403 8.619 3.972.298 2006 89 48.534 12.002 6.271.471 12.091 6.320.006 2007 129 388.599 11.843 5.997.529 11.972 6.386.127 2008 152 179.258 11.806 7.492.586 11.958 7.671.843 2009 150 182.926 7.634 4.297.793 7.784 4.480.720 2010 71 54.032 6.242 3.365.390 6.314 3.419.522 2011 80 102.312 2.777 1.246.085 2.857 1.348.397 2012 215 308.969 2.519 1.427.052 2.734 1.736.021 2013 132 164.542 1.901 1.013.628 2.033 1.178.171
2014 190 750.937 1.667 761.092 1.857 1.512.029 2015 195 1.871.026 2.431 1.237.457 2.626 3.108.483
2016 Eylül Sonu
97 465.044 1.391 660.315 1.488 1.125.359
62
MİGEM tarafından denetlenen saha sayılarına yönelik bilgiler yıl bazında Çizelge
3.13’de verilmiştir.
Çizelge 3.13 Denetlenen Saha Sayıları
YILLAR DENETLENEN SAHA SAYISI
2006 3.917
2007 4.804
2008 5.391
2009 6.061
2010 6.199
2011 6.315
2012 7.107
2013 6.898
2014 6.395
2015 6.494
2016 Eylül Sonu 4.151
63
64
65
4. NÜKLEER ENERJİ VE NÜKLEER SANTRAL PROJELERİMİZ
4.1 Dünyada Nükleer Enerjinin
Durumu
Uluslararası Atom Enerjisi Ajansı’nın
(IAEA) 12 Ekim 2016 verilerine göre 31
ülkede toplam 450 nükleer reaktör
faaliyette bulunmaktadır. Aralarında
daha önce işletmede nükleer santral
bulunmayan Birleşik Arap Emirlikleri’nin
de bulunduğu 16 ülkede ise hali hazırda
toplam 60 nükleer santralin inşaatı
devam etmektedir (Çizelge 4.1). 2030
yılına kadar 164 yeni nükleer santralin
inşa edilmesi planlanmakta olup 317
nükleer santral ise ülkelerin nükleer
programlarında yer almaktadır.
Ülkemiz henüz nükleer santrale sahip
değilken çoğunluğunu Avrupa
ülkelerinin oluşturduğu birçok ülke
elektrik üretiminin önemli bir bölümünü
nükleer enerjiden sağlamaktadır.
Dünya genelinde elektrik üretiminin
%11’i nükleer enerjiden
sağlanmaktadır. 99 santral ile dünyanın
en fazla nükleer santraline sahip ABD,
2015 yılında elektrik üretiminin
%19,5’ini nükleer enerjiden elde
etmiştir. 36 nükleer santralin üretime
devam ettiği, 7 santralin ise inşa
aşamasında olduğu Rusya elektrik
üretiminin %18,6’sını, 25 santrali
bulunan Güney Kore %31,7’sini, 58
nükleer santralin üretimde olduğu
Fransa ise %76,3’ünü nükleer enerjiden
sağlamaktadır. 34 nükleer santrale
sahip Çin ise önümüzdeki yıllarda
gerçekleşecek elektrik talebini
karşılamak için 20 yeni nükleer santral
inşasına başlamıştır.
4.2 Ülkemizin İçin Nükleer Enerjinin
Önemi
Rekabetçi bir elektrik piyasası ve enerji
arz güvenliğinin sağlanması amacıyla
hazırlanan Elektrik Enerjisi Piyasası ve
Arz Güvenliği Strateji Belgesinde yer
alan 2023 yılı için Türkiye’nin hedefleri
aşağıda sıralanmaktadır:
Elektrik üretiminde doğal gazın
payını % 30’a indirmek;
Hidrolik enerji kaynaklarının
tamamından faydalanmak;
Yenilenebilir enerji
kaynaklarından azami derecede
faydalanmak;
Yerli enerji kaynakları arasında
yer alan linyitten azami seviyede
faydalanmak;
Yakıt çeşitliliğini arttırmak
amacıyla nükleer enerjiyi arz
portföyüne dâhil etmek.
66
Çizelge 4.1 Dünyada İşletmedeki ve İnşaat Halindeki Nükleer Santral Sayıları ile
Ülkelerin Elektrik Üretiminde Nükleer Enerjinin Payı
Ülkeler İşletmedeki Nükleer
Santral Sayısı*
İnşaat Aşamasındaki
Santral Sayısı*
Elektrik Üretiminde
Nükleer Enerjinin Payı
(%)**
ABD 99 4 %19,5
Fransa 58 1 %76,3
Japonya 43 2 %0,5
Rusya 36 7 %18,6
Çin 36 20 %3,0
Güney Kore 25 3 %31,7
Hindistan 22 5 %3,5
Kanada 19 - %16,6
Birleşik Krallık 15 - %18,9
Ukrayna 15 2 %56,5
İsveç 10 - %34,3
Almanya 8 - %14,1
İspanya 7 - %20,3
Belçika 7 - %37,5
Çek Cumhuriyet 6 - %32,5
Tayvan 6 2 %16,3
İsviçre 5 - %33,5
Finlandiya 4 1 %33,7
Macaristan 4 - %52,7
Slovakya 4 2 %55,9
Pakistan 4 3 %4,4
Arjantin 3 1 %4,8
Brezilya 2 1 %2,8
Bulgaristan 2 - %31,3
Meksika 2 - %6,8
Romanya 2 - %17,3
Güney Afrika 2 - %4,7
Ermenistan 1 - %34,5
İran 1 - %1,3
Hollanda 1 - %3,7
Slovenya 1 - %38
BAE - 4 -
Beyaz Rusya - 2 -
TOPLAM 450 60 Dünya geneli %11
*UAEA 12 Ekim 2016 itibarıyla
**UAEA 2016 Yılı Verileri
67
Şekil 4.1. Nükleer santrallerin Türkiye için önemi
Yüksek Planlama Kurulunun, Türkiye
İhracat Stratejisi ve Eylem Planına göre
Türkiye’nin 2023 yılı için ekonomik
vizyonu; iki trilyon dolarlık bir ekonomi
büyüklüğe ulaşmak, dünyanın en büyük
10 ekonomisinden biri olmak ve yıllık
500 milyar dolarlık ihracat ile kişi başına
düşen milli gelirin 25.000 ABD doları
seviyesine ulaşmasını sağlamaktır.
2015 yılı sonu itibariyle elektrik enerjisi
üretiminde doğalgazın payı %37,9,
kömürün payı %28, petrolün payı ise
%2 seviyelerindedir. 2009 yılında
Yüksek Planlama Kurulu tarafından
yayınlanan Elektrik Enerjisi Piyasası ve
Arz Güvenliği Strateji Belgesi’nde yer
aldığı üzere, ülkemiz 2023 yılında
doğalgazın elektrik üretimindeki payını
%30’un altına indirmeyi planlamaktadır.
Bu çerçevede, ülkemiz, bir taraftan yerli
kaynakları arama faaliyetlerine
yoğunlaşırken, diğer taraftan da
yenilenebilir enerji kaynaklarının
devreye alınması, enerji verimliliğinin
arttırılması, ülke coğrafi konumundan
yararlanılması gibi diğer potansiyellerini
harekete geçirmenin çabası
içerisindedir. Ancak, ülkemizin giderek
artan enerji talebini karşılamada bilinen
hidrokarbon kaynakların yetersizliği,
yenilenebilir enerji kaynağı
potansiyellerimiz ve söz konusu
kaynakların kapasite faktörleri dikkate
68
alındığında nükleer enerji, enerji arz
güvenliğimizin sağlanması ve enerji
ithalatımın azaltılması noktasında bir
seçenek değil zorunluluk olarak
karşımıza çıkmaktadır.
4.3 Ülkemiz Nükleer Enerji Programı
Uluslararası Atom Enerjisi Ajansı’nın
1956 yılında kurulmasıyla birlikte
ülkemiz aynı yıl içinde söz konusu
oluşumun bir üyesi olmuştur. 1965
yılında ise ülkemiz, ilk nükleer santrali
kurmak için çalışmalara başlamıştır.
1974 yılında şu anki Akkuyu sahası ilk
nükleer santral için uygun bir saha
olarak belirlenmiş ve sonraki 2 yıllık
süreçte sahada birçok zemin etütleri
gerçekleştirilmiştir. 1976 yılında Akkuyu
sahası için saha lisansı alınmıştır. Saha
lisansının alınmasına müteakip 1977-
2009 yılları arasında dört kez nükleer
santral ihalesi açılmış, ancak, bu
çabalar sonuç vermemiştir.
Bir yıl süren yoğun müzakereler
sonrasında 12 Mayıs 2010 tarihinde ilk
nükleer santralin kurulumuna yönelik
Rusya Federasyonu ile bir
hükümetlerarası anlaşma
imzalanmıştır. İkinci nükleer santralin
kurulumuna yönelik anlaşma ise 3
Mayıs 2013 tarihinde Japonya ile
imzalanmıştır.
4.3.1 Akkuyu Nükleer Santral Projesi
12 Mayıs 2010 tarihinde Türkiye ile
Rusya hükümetleri arasında Akkuyu
Sahasında Nükleer Güç Santralinin
Tesisine ve İşletimine Dair İşbirliği
Anlaşması imzalanmıştır. Anlaşma
uyarınca kurulacak nükleer santral, 4
ünite VVER-1200 tipi (AES-2006) 4
reaktör ile toplam 4800 MWe kurulu
güce sahip olacaktır. Nükleer santralin
toplam işletme ömrü 60 yıl olacaktır.
Anlaşma çerçevesinde projenin
yürütülmesi için 13 Aralık 2010
tarihinde Akkuyu NGS Elektrik Üretim
A.Ş. proje şirketi kurulmuştur. Anlaşma
uyarınca, projenin başlangıç
aşamasında proje şirketinin %100
hisse payı Rosatom tarafından
yetkilendirilen Rus şirketlerine aittir.
Sonraki aşamalarda ise söz konusu
Rus şirketlerinin Proje Şirketi’ndeki
toplam payları hiçbir zaman %51’nin
altına düşmeyecektir.
Akkuyu nükleer santralinin inşaatının
finansmanından proje şirketi
sorumludur. Proje şirketi, Türk
tarafından herhangi bir hazine
garantisi almadan gerekli finansal
kaynaklara ulaşmadan sorumludur.
Atomstroyexport firması proje
şirketinin ana hissedarı olup aynı
zamanda projenin ana yüklenicisidir.
69
Tablo 4.2. Türkiye’de nükleer enerji programının gelişimi
1956 Türkiye ile ABD arasında “Barış için Atom” anlaşmasının imzalanması
1956 “Atom Enerjisi Komisyonu”nun (AEK) kurulması
1956 İTÜ ve İstanbul Üniversitesi’nin ortak “Reaktör Komitesi”nin oluşturulması
1957 Türkiye’nin UAEA’ya üye olması
1958 “Reaktör Komitesi”nin görevini AEK’ya devretmesi
1962 TR-1 araştırma reaktörünün işletmeye alınması
1965 Yabancı uzmanların oluşturduğu konsorsiyum tarafından nükleer enerjinin Türkiye için uygun bir seçenek olduğuna karar verilmesi
1967 – 1970 Nükleer santrallerle ilgili ilk etütlerin yapılması
1970 Nükleer enerji çalışmalarının TEK’e devredilmesi
1972 TEK Nükleer Santraller Dairesinin kurulması
1974 – 1975 İlk nükleer santral için Akkuyu sahasının seçilmesi
1976 Akkuyu sahası için AEK’nın yer lisansı vermesi
1977 Akkuyu nükleer santrali için ilk ihalenin yapılması (İlk İhale)
1980 Akkuyu nükleer santrali için yapılan ilk ihalenin iptal edilmesi
1980 İkinci nükleer santral için Sinop sahasının seçilmesi
1982 AEK’nın TAEK olarak yeniden yapılandırılması
1983 Akkuyu ve Sinop nükleer santralleri ihalesi için tekliflerin alınması (İkinci İhale)
1986 Akkuyu ve Sinop nükleer santralleri ihalesi için teklif veren firmalarla görüşmelerin durdurulması
1988 TEK Nükleer Santraller Dairesinin kapatılması
1993 BTYK kararı sonrasında TEAŞ’ın yatırım programına nükleer santrallerin dahil edilmesi
1995 TEAŞ ile KAERI arasında teknik şartnamelerin hazırlanmasında teknik destek alınması için anlaşma yapılması
1997 TEAŞ tarafından Akkuyu nükleer santrali için üçüncü ihalenin yapılması (Üçüncü İhale)
2000 Akkuyu nükleer santrali için yapılan üçüncü ihalenin iptal edilmesi
2002 TAEK’in Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığına bağlanması
2008 Akkuyu nükleer santrali için ihalenin yapılması (Dördüncü İhale)
2009 Akkuyu nükleer santrali için dördüncü ihalenin iptal edilmesi
2010 Türkiye ile Rusya Federasyonu arasında Akkuyu sahasında bir nükleer santralin kurulumu ve işletimine dair hükümetlerarası anlaşmanın imzalanması
2013 Türkiye ile Japonya arasında Sinop sahasında bir nükleer santralin kurulumu ve işletimine dair hükümetlerarası anlaşmanın imzalanması
2014 EÜAŞ ile Westinghouse ve SNPTC arasında üçüncü nükleer santral için münhasır görüşmelere başlamak üzere Mutabakat Zaptının imzalanması
70
Tablo 4.3. Akkuyu nükleer santral projesinde tarafların sorumlulukları
Türk Tarafının Sorumlulukları Rus Tarafının Sorumlulukları (özet)
Santralin elektrik iletim şebeke bağlantısının gerçekleştirilmesi; Akkuyu sahasının, santralin işletmeden çıkarılmasına kadar, bedelsiz olarak Proje Şirketi’ne tahsis edilmesi; Elektrik Satınalma Anlaşması (ESA) uyarınca santralde üretilecek elektriğin yarısının 15 yıl süre ile satın alınması;
Santralin inşaatı, işletmeye alınması, güvenli ve emniyetli işletilmesi, modernizasyonu ve bakımı, işletme ömrü sonunda işletmeden çıkarılması; Projenin yatırım ve işletme dönemlerini kapsayan risklerin sigortalanması; Santralin işletme personelinin eğitimi ve yeniden eğitimi; Santral işletme personelinin eğitimi için simülatörlerde dâhil olmak üzere teknik eğitim tesislerinin kurulması ve işletilmesi; Santral için gerekli nükleer yakıtların uzun dönemli sözleşmeler ile temini; Atıkların güvenli yönetimi; Kullanılmış nükleer yakıtların Rusya’ya taşınması; Projeye Türk firmalarının maksimum düzeyde katılımının sağlanması; Halkın bilgilendirilmesi.
2010 yılında Türkiye Cumhuriyeti ile ve
Rusya Federasyonu arasında
imzalanan Akkuyu Sahasında Bir
Nükleer Santralın Kurulması ve
İşletilmesine Dair Hükümetlerarası
Anlaşma, Yap - Sahip Ol - İşlet
modeline dayanmaktadır.
Yap-Sahip Ol-İşlet modeli, anahtar
teslim satınalma modeli ile
karşılaştırıldığında projenin
yürütülmesinde finansal altyapının
önemi açıktır. Akkuyu Nükleer A.Ş.
(Proje Şirketi) nükleer santrali sadece
inşa etmekle kalmayacak, işletecek ve
işletmeden çıkarılmasını da
gerçekleştirecektir. Ayrıca, anlaşmanın
geneline bakıldığında Rus tarafınca
üstlenilen başta finansman riski olmak
üzere tüm riskler göz önüne alındığında
12,35 ABD sent/kWh alış fiyatının
makul olduğu daha net ortaya
çıkmaktadır.
Nükleer santral projeleri; başından
sonuna kadar yüksek kalitede
71
uzmanlık, tecrübe, çalışanların sürekli
eğitimi ve sıkı denetimlerin yapılmasını
gerektirir, yaklaşık 100 yılı kapsar,
bundan dolayı da bu projelerde
işletmeci ve ev sahibi ülke kurum ve
kuruluşlarının arasında sağlam
işbirliğinin kurulması çok önemlidir.
Güçlü işbirlikleri endüstriyel riskleri
azaltır, kamuoyunun projeye olan
güvenini artırır ve finansmanı
güçlendirir.
Elektrik Satınalım Anlaşması(ESA),
Proje Şirketi ile TETAŞ arasında
imzalanacaktır. ESA uyarınca TETAŞ,
Akkuyu nükleer santralinin ilk iki
ünitesinde üretilecek elektriğin %70’ini,
üçüncü ve dördüncü ünitelerde
üretilecek elektriğin ise %30’unu her
bir ünitenin işletmeye alınmasından
itibaren 15 yıl süreyle ağırlıklı ortalama
12,35 ABD sent/kWh’den (fiyat limiti
üst tavanı 15,33 ABD sent/kWh’dir)
satın alacaktır. Söz konusu birim fiyat;
yatırım bedeli, sabit işletme bedeli,
değişken işletme bedeli ve yakıt
bedelinden oluşmaktadır. Birim fiyat
bileşenlerine eskalasyon
uygulanmayacak ve ESA dönemi
içinde birim fiyatta artış talep
edilemeyecektir. Ancak, Anlaşma’nın
imza tarihinden sonra Türk kanun ve
düzenlemelerinde meydana gelecek
değişiklikler sonucu ortaya çıkacak
maliyetteki değişiklikler TETAŞ’a satın
alacağı elektrik yüzdesi ile orantılı
olarak yansıtılacaktır.
Diğer taraftan, her bir ünite için
ESA’nın sona ermesini müteakip proje
şirketi, santral işletme ömrü boyunca
net kârının %20’sini Türk tarafına
verecektir.
Proje şirketi, ESA çerçevesinde
TETAŞ tarafından satın alınacak
elektrik için atık fonuna 0,15 ABD
sent/kWh ve işletmeden çıkarma
fonuna 0,15 ABD sent/kWh tutarında
ayrı bir ödeme yapacaktır. ESA
dışında satılan elektrik için proje şirketi
yürürlükteki Türk kanunları ve
düzenlemeleri uyarınca gerekli
ödemeleri ilgili fonlara yapacaktır.
Proje Şirketi, “Kurucu” sıfatıyla
tanınmak için Türkiye Atom Enerjisi
Kurumuna başvuruda bulunmuş ve 28
Şubat 2011 tarihinde Türkiye Atom
Enerjisi Kurumu (TAEK), Akkuyu NGS
Elektrik Üretim A.Ş.’yi kurucu olarak
tanıdığını şirkete bildirmiştir. Daha
sonrasında projeye ilişkin sahanın,
santralin işletmeden çıkarılmasına
kadar bedelsiz olarak, proje şirketine
tahsis işlemleri tamamlanmıştır.
Proje Şirketi; 24 Kasım 2011 tarihinde
EPDK’ya Elektrik Üretim Lisansı
72
başvurusunu ve 2 Aralık 2011 tarihinde
Çevre ve Şehircilik Bakanlığı’na ÇED
Başvuru Dosyasını sunmuştur. 1 Aralık
2014 tarihinde Çevre ve Şehircilik
Bakanlığı tarafından ÇED olumlu
kararı verilmiştir. Diğer taraftan,
TETAŞ ile proje şirketi arasında ESA
Sözleşmesinin neticelendirilmesine
ilişkin görüşmeler devam etmektedir.
Santralın gerek inşaatı gerekse
işletilmesi sırasında mümkün
olduğunca Türk personelin eğitilmesi,
çalıştırılması ve insan kaynaklarının
geliştirilmesi hedeflenmektedir. Bu
kapsamda; 2010 yılından beri
Rusya’ya, nükleer mühendislik eğitimi
almak üzere Türk öğrenciler
gönderilmektedir. Şu anda toplam 265
öğrencimiz Rusya’da MEPhI
Üniversitesi’nde öğrenim görmektedir.
Bu sayının Akkuyu nükleer santrali
işletmeye alındığında 600’e ulaşması
hedeflenmektedir.
Diğer taraftan, kabiliyetleri ve
yeterlilikleri kapsamında maksimum
düzeyde Türk şirketlerinin nükleer
santral projelerine dâhil edilmesi
hedeflenmektedir. Bu kapsamda, 546
yerli firmalarımız internet üzerinde
yapılan ankete katılmış, 278 firmamız
ile de yüz yüze görüşmeler yapılarak
mevcut kabiliyetlerimize yönelik
envanter çalışması yapılmıştır.
Akkuyu nükleer santralinin inşaatına
2018 yılı sonuna kadar başlanması
öngörülmektedir. İlk ünitesinin 2023
yılında diğer ünitelerin de birer yıl
arayla 2026 yılı sonuna kadar
işletmeye alınması planlanmaktadır.
4.3.2 Sinop Nükleer Santral Projesi
3 Mayıs 2013 tarihinde Japonya ile
imzalanan milletlerarası anlaşma
uyarınca, Sinop ili sınırları içerisinde 4
adet (ünite) ATMEA-1 tipi nükleer
santral kurulacaktır. Söz konusu
santrallerin toplam kurulu gücü 4480
MWe, her bir santralin işletme ömrü ise
60 yıl olacaktır. Santralin inşasına
2019 yılı sonuna kadar başlanması
hedeflenmektedir. Anlaşma uyarınca,
santralin ilk iki ünitesinin 2023 ve 2024
yıllarında, diğer ünitelerinin ise 2027 ve
2028 yıllarında işletmeye alınması
planlanmaktadır.
Türk-Japon Üniversitesinin
kurulmasına yönelik çalışmalar devam
etmektedir.
Sinop’ta kurulacak nükleer santrallerin
inşası, işletimi ve sökümü; EÜAŞ ve
Japon Konsorsiyumu’nun
Konsorsiyumu kuracakları proje şirketi
tarafından gerçekleştirilecektir. Japon
Konsorsiyumu, Japon Ithochu ve
Mitsubishi Heavy Industry şirketleri ile
Fransız ENGIE şirketini içermektedir.
73
Milletlerarası anlaşma, 1 Nisan 2015
tarihinde TBMM tarafından
onaylanmıştır. Sonrasında ise 10
Nisan 2015 tarihli ve 29322 sayılı
Resmi gazete yayınlanarak yürürlüğe
girmiştir.
Sinop’ta inşa edilmesi planlanan ikinci
nükleer santrale ilişkin sahanın
uygunluğunu teyit etmek amacıyla
fizibilite çalışmalarına devam
edilmektedir. Fizibilite çalışmaları
kapsamında kıyıda ve karada saha
karakteristiğinin anlaşılması ve nükleer
santral yapımına uygun olup
olmadığının anlaşılabilmesi için en ileri
teknoloji kullanılarak saha etütleri
yapılmaktadır. Ayrıca çevresel etki
değerlendirme (ÇED) çalışmalarına
altlık oluşturacak veriler
toplanmaktadır. Teknik faaliyetler
dışında ekonomik etki değerlendirmesi
ve yerlileştirme faaliyetleri sürmektedir.
4.3.3 Üçüncü Nükleer Santral Projesi
Ülkemizde 3. nükleer santral projesinin
geliştirilmesine yönelik olarak
24.11.2014 tarihinde EÜAŞ ile
Westinghouse EC ve SNPTC şirketleri
arasında bir mutabakat zaptı
imzalanmıştır.
Santral sahası yer seçimine ilişkin
olarak daha önce, Bakanlığımızla
birlikte ilgili diğer bakanlıklar ve
kurumlarla ortak çalışmalar yapılmış
olup benzer çalışmalar, söz konusu
Mutabakat Zaptının imzalanmasından
sonra yabancı uzmanlar tarafından da
sürdürülmektedir.
Bahsi geçen çalışmalar, başta
depremsellik olmak üzere, yeterli
soğutma suyunun mevcudiyeti, arazi
topoğrafyası, jeolojik formasyonlar,
ulaşım ve iletim altyapısı gibi birçok
teknik parametre ve Uluslararası Atom
Enerjisi Ajansının belirlediği ilkeler ve
yaklaşımlar dikkate alınarak
yürütülmektedir.
Bugüne kadar, yukarıda belirtilen
kriterler doğrultusunda ülkemiz
çapında farklı bölgelerde yapılan
araştırmalar neticesinde
sonuçlandırılmış bir çalışma veya
kesinleşmiş herhangi bir karar
bulunmamakta olup, araştırmalar
devam etmektedir.
75
5. ÜLKEMİZ ENERJİ DİPLOMASİSİ
Ülkemiz dünyanın mevcut petrol ve
doğal gaz kaynaklarının % 70’inin yer
aldığı ve söz konusu kaynaklara ihtiyaç
duyulan bölgelere yakın konumuyla
jeostratejik açıdan büyük öneme
haizdir. Ülkemiz yürütmekte olduğu
enerji diplomasisi ile diğer ülkelerle
enerji ilişkilerini, karşılıklı yarar
temelinde, pozitif bağımlılık esasında,
enerji arz ve talep güvenliğini dikkate
alarak istikrarın ve refahın bir aracı
olarak geliştirmekte ve uygulamaktadır.
Bu kapsamda üretici ve tüketici ülkeler
ile yakın ilişkiler kurulmasını ve
geliştirilen işbirliklerinin çok taraflı fayda
yaklaşımıyla sürdürülmesini
planlamaktadır.
Diğer Taraftan, dünya politikasındaki
dengelerin iki kutuplu düzenden tek
kutuplu düzene geçtiği Soğuk Savaş
sonrası dönem, 11 Eylül'den sonra
ABD, Rusya, Avrupa Birliği, Çin gibi
birden fazla büyük gücün dengelediği
değişen dünya düzeninde, bölgesel
güçler her zamankinden daha önemli
hale gelmiş ve bölgelerinden
başlayarak politika yapımı sürecinde
önemli yer almaya başlamışlardır. Bu
perspektiften bakıldığında, enerji
politikalarımızın oluşturulmasında da
küresel dengelerin yadsınamaz etkisi
olduğu malumunuzdur.
5.1 Enerji Sektöründeki Küresel
Gelişmeler
Hızlı nüfus artışı, ekonomik büyüme ve
sürdürülebilir kalkınma, enerji talebini
ve fiyatlarını artırmaktadır. Bu durumda,
sadece yatırım yapılması; iyi teknik
işbirliğinin sağlanması ve ticari
anlaşmaların düzgün işletilmesi yeterli
olmamakta, aynı zamanda güven ve
şeffaflık üzerine kurulmuş güçlü politik
ilişkilerin geliştirilmesi de önem
kazanmaktadır.
Enerji istikrarının sağlanmasına
uluslararası toplum tarafından önem
veriliyorsa, öncelikle bölgeler içerisinde
ve sonrasında bölgeler arasında enerji
politikalarının en iyi şekilde tesis
edilebilmesi için her türlü gayretin
sergilenmesi gerekmektedir.
Enerji arz güvenliği, dünya ekonomik ve
siyasi yaşamının önemli bir
belirleyicisidir. Enerjinin kullanımının
tüm alanlarda artış göstermesi
sebebiyle, günümüzde ülkelerin
ekonomik ve politik istikrar göstergeleri
doğrudan enerji arz güvenliğinin
sağlanmasına bağımlı hale gelmiştir.
Ancak, enerji kaynaklarının genel itibari
76
ile az sayıda ülkenin elinde olması
enerji arz güvenliği sorununu
doğurmaktadır.
Dünya enerji talebi, her ülkede farklı
oranlarda olmakla birlikte, küresel
ölçekte sürekli artmakta ve bu talebi
karşılamak için gereken küresel enerji
yatırımları da giderek büyümektedir.
Ülkelerin önceliği, enerji yatırımlarının
gerçekleştirilmesi yönündedir.
2013 ve 2040 yılları arasında dünya
birincil enerji talebinin % 32 oranında
artış göstermesi öngörülmektedir. Talep
artışındaki yavaşlama enerji verimliliği
ve küresel ekonominin daha az enerji
yoğun aktiviteler lehine ilerleme
göstermesinden dolayıdır. GSYİH
büyüme oranı enerji talebindeki en
önemli faktördür. Uluslararası Enerji
Ajansı (UEA) çalışmalarına göre 2013-
2040 yılları arasında küresel GSYİH
büyümesi ortalama % 3,5 oranında
gerçekleşecektir. Sahra-altı Afrika
ekonomileri ve OECD dışı Asya ülkeleri
en hızlı büyümeyi göstermektedirler.
Talepte artışın diğer bir nedeni de nüfus
artışı olarak nitelendirilmektedir. UEA
çalışmalarında 2013-2040 yılları
arasında dünya nüfusunun 7,1
milyardan 9 milyara ulaşması
öngörülmektedir. 2030 yılında Çin
nüfusu üst seviyeye ulaşacak ve
Hindistan da dünyanın en fazla
nüfusuna sahip ülke durumuna
gelecektir. Nüfus daha çok şehirlerde
yoğunlaşacaktır.
2040 yılında, petrol, doğal gaz ve
kömürün talebin dörtte birini
oluşturması, geri kalan bölümü ise
düşük karbonlu yakıtların (özellikle
yenilenebilir enerji ve nükleer enerji)
oluşturması öngörülmektedir. Petrol
başlıca kaynak olmaya devam
edecektir; ancak en hızlı artış
yenilenebilir enerjide olacaktır.
Petrolde %12, kömürde %12, doğal
gazda %46, nükleerde %86 ve
yenilenebilir enerjide %80 oranında
artış beklenmektedir. Enerjiden
kaynaklanan emisyonlar ise, %16
oranında artış gösterecektir.
Gelişmekte olan ekonomiler, küresel
enerji talebi artışının %90'ından
fazlasına neden olacaklardır. Gelecek
on yıl için en önemli artış Çin’den
kaynaklansa da, 2025 yılından sonra
Hindistan talep artışının en büyük
olduğu ülke konumuna gelecektir.
Nihai enerji biçimi olarak en fazla talep
artışı elektrikte görülecektir. Payı azalsa
da, kömür en önemli elektrik üretim
kaynağı olacaktır ve bölgesel eğilimler
açısından kömür fiyatları, önemini
korumaya devam edecektir.
77
Elektrik üretimindeki yenilenebilir
kaynakların oranı yaklaşık üç kat artış
gösterecektir ve yenilenebilir
kaynakların 2013 yılında % 22 olan
toplamdaki payı 2040’ta yılında %34'e
ulaşacaktır. Bölgeler arasındaki farklı
doğal gaz ve elektrik fiyatları, sanayi
rekabetçiliğini etkileyecektir.
2014 yılında günlük 90,6 milyon varil
olan petrol talebi; 2040 yılında günlük
103,5 milyon varile ulaşacaktır. Küresel
artışın üçte biri, Asya'da yol
taşımacılığından kaynaklanmaktadır.
Dünyadaki petrol ürünleri talebi, Asya
ve Orta Doğu'ya kaymaktadır.
2020 yılına kadar, OPEC üyeleri dışı
petrol üretiminin artış göstermesi, 2020
yılından sonra ise OPEC üretiminin
yeniden artış göstermesi ve uzun
süredir koruduğu % 40 oranından 2040
yılında % 49’a ulaşması
öngörülmektedir. 2020 yılına kadar
ABD, Kanada ve Brezilya öncü konuma
geleceklerdir. 2020 yılından sonra
Rusya, Çin ve Kazakistan ve daha
sonra ABD’de üretimin düşmesi ve
başta Orta Doğu ülkeleri olmak üzere
OPEC ülkeleri üretiminin artış
göstermesi öngörülmektedir. Kanada
ve Brezilya da önemli üreticiler olmaya
devam edeceklerdir.
2035 yılında Çin’in AB ve Orta
Doğu’dan sonra küresel doğal gaz
talebini en çok artıran ülke olması
öngörülmektedir. 2040 yılında doğal
gazın ABD’de en çok kullanılan kaynak
olması ve ABD’nin en önemli üretici
konumunda olması öngörülmektedir.
2035 yılı yaklaştıkça AB gaz talebinin,
2010 yılı düzeylerine inmesi
öngörülmektedir.
Yaklaşık 1,3 milyar insanın elektriğe
erişiminin olmadığı ve 2,6 milyar
insanın pişirmede geleneksel biokütle
kullandıkları da insani boyutta göz ardı
etmememiz gereken dünya
gerçekleridir.
Bu gelişmeler kapsamında, enerji
alanında dengelerin değişmekte
olduğunu, bu çerçevede dış politika ve
enerji politikasının çoğu zaman iç içe
geçebildiğini, bölgelerde yaşanan siyasi
ve ekonomik gelişmelerin enerji sektörü
açısından belirleyici nitelikte olduğunu
görmekteyiz.
5.2 Enerji Diplomasisi Kapsamındaki
Faaliyetlerimiz
Bakanlığımız ülkemizin sahip olduğu
jeostratejik konumunu etkin kullanarak
bölgesel petrol ve doğal gaz
projelerinde öncü rol oynamak suretiyle
ulusal arz güvenliğinin sağlanması ve
bölgesel arz istikrarına katkıda
78
bulunulmasını esas alan politika ve
stratejileri uygulayarak ülkemizi enerji
koridoru ve terminali haline getirmeyi
hedeflemektedir.
Bu kapsamda, gündemde olan boru
hattı projeleri ile petrol ve doğal gaza
dayalı tesislerin kurulumunun
gerçekleştirilmesi için çeşitli ülkelerle
gerekli işbirlikleri sağlanmaktadır.
Ayrıca, elektrik arz güvenliğine katkı
sağlamak ve yeterli enerjinin kesintisiz
ve kaliteli bir şekilde temini açısından
komşu ülkelerle ikili ve çok taraflı
(bölgesel) olmak üzere elektrik
enterkoneksiyonlarına da önem
verilmektedir. Bu çerçevede, Hazar
Bölgesi, Orta Doğu ve Orta Asya’nın
zengin enerji kaynakları ile Avrupa ve
Dünya’daki tüketici pazarlar arasında
güvenilir, istikrarlı, ekonomik ve
çevreyle uyumlu bir enerji terminali
olma doğrultusunda çalışmalar
sürdürülmektedir.
Ülkemiz; Ortadoğu, Hazar Bölgesi ve
Orta Asya gibi dünyanın ispatlanmış
petrol ve doğal gaz rezervlerince zengin
kaynak ülkelere coğrafi olarak yakın bir
konumda bulunmaktadır. Kaynak
ülkeler ile tüketici ülkeler arasında doğal
bir köprü konumunda olan Türkiye,
enerji kaynaklarının ve taşıma
güzergâhlarının çeşitlendirilmesini
sağlamaya yönelik projelerde önemli bir
aktör olarak yer almaktadır.
Ülkemizin jeopolitik ve jeostratejik
konumu, doğal kaynakların yetersiz
olduğu bölgelerde yaşayan insanların
hayatlarına olumlu katkılar sağlayacak
proje ve çalışmalarda yer alma
konusunda büyük bir sorumluluk
yüklemektedir. Enerji koridoru ve
terminali konseptimizi sağlamlaştıran
yurtdışı temaslarımızda, önceki
yıllardaki Türkiye algısı ile şimdiki
Türkiye algısı arasında büyük ölçüde
farklılıklar bulunduğu görülmektedir.
2035 yılına kadar %35’i aşan oranda
artması beklenen dünya enerji
tüketiminin büyük bir bölümünün içinde
bulunduğumuz bölgeden karşılanması
öngörülmektedir. Dünya petrol
rezervlerinin %65’i ve doğal gaz
rezervlerinin %71’i Türkiye’yi
çevreleyen Hazar Havzası ve Ortadoğu
ile Rusya Federasyonu’nda
bulunmaktadır. Türkiye, gerek coğrafi,
gerekse jeopolitik konumu ile Ortadoğu
ve Orta Asya’nın üretiminin dünya
pazarlarına ulaşmasında hem bir köprü
hem de bir terminal olma özelliği
taşımaktadır.
79
Türkiye, üretici bölgelerden enerji arzı
sağlayan önemli bir enerji ticareti
merkezi olma yolunda emin adımlarla
ilerlemektedir. Bu doğrultuda, uzun
yıllardır bölgemizde önemli projelerin
gerçekleştirilmesi için çaba
gösterilmektedir.
5.3 İkili İlişkilerimiz
Bölgemizde işbirliğine ve siyasi irade
tarafından desteklenen geniş çaplı
projelere büyük önem veren Türkiye,
Azerbaycan ile birlikte Trans Anadolu
Doğal Gaz Boru Hattı (TANAP)
Projesini geliştirerek Hazar gazının
Avrupa’ya ulaştırılabilmesi için önemli
bir adım atmıştır. Güney Gaz
Koridorunun gerçekleştirilmesini
sağlayacak olan TANAP Projesi ile ilk
aşamada Azeri gazının Avrupa’ya arz
edilmesi ve devamında başta
Türkmenistan olmak üzere, diğer Hazar
menşeili gazların Avrupa’ya
ulaştırılmasının önü açılmıştır. Proje ile
Şahdeniz Sahasının 2’inci
aşamasından üretilecek 16 milyar m3
doğal gazı taşıyacak, nihai olarak 32
milyar m3 kapasiteye ulaşabilecek,
yaklaşık 1850 km uzunluğunda ve 56
inç çapında bir boru hattının inşa
edilmesi planlanmaktadır. . TANAP
Projesi Temel Atma Töreni, 17 Mart
2015 tarihinde Kars ilimizde
gerçekleştirilmiştir. İlk gazın BOTAŞ’a
Eskişehir’de tesliminin Haziran 2018’de
gerçekleştirilmesi hedeflenmektedir. İlk
gazın TAP’a Yunanistan sınırında
teslimi için Haziran 2019’da hazır hale
gelinecek olmakla birlikte, TAP’ın proje
takvimine göre ilk teslimatın 2020 yılı
başında gerçekleşebileceği
öngörülmektedir. Projeye yönelik tüm
çalışmalar koordineli şekilde devam
etmektedir.
TANAP Projesi’ne Türkmen
doğalgazının dâhil olması konusunda
başlatılan görüşmelerin devamı olarak,
1 Mayıs 2015 tarihinde Türkiye,
Türkmenistan ve Azerbaycan’ın
Enerjiden Sorumlu Bakanları ve Avrupa
Komisyonu Başkan Yardımcısı enerji
güvenliği ve enerji kaynaklarının,
tedarik güzergâhlarının ve satış
piyasalarının çeşitlendirilmesi
hususlarını görüşmek amacıyla
Aşgabat’ta bir araya gelmişlerdir.
Toplantı sonunda enerji alanında
işbirliğinin geliştirilmesine ilişkin bir
Deklarasyon imzalamışlardır. Ülkemiz,
Türkmenistan, Azerbaycan, Gürcistan
ve Avrupa Komisyonu’nun katılımı ile
Türkmen Gazı’nın Hazar Denizi
üzerinden ülkemize ve daha sonra
Avrupa’ya ulaştırılmasına (Hazar
Geçişli Doğalgaz Boru Hattı Projesi-
HGDP) yönelik beşli diyalog süreci
başlamıştır. Bu kapsamda
80
oluşturulmasına karar verilen Çalışma
Grubunun ilk toplantısı 14 Temmuz
2015 tarihinde Brüksel’de
gerçekleştirilmiştir. 22 Şubat 2016
tarihinde İstanbul’da gerçekleştirilen
ikinci toplantıda ise anılan projenin
hayata geçirilmesinin önündeki fiziksel
ve hukuki altyapılara dair eksiklikler
üzerinde tartışılmıştır. Söz konusu
toplantı sırasında Avrupa Komisyonu
tarafından bir sonraki toplantının
geçtiğimiz Haziran ayında Viyana’da
düzenlenmesi teklif edilmiş olup toplantı
sonrasında tarih önerisine dair
tarafımızla henüz iletişime
geçilmemiştir.
Ortadoğu bağlamında bölgesel bir
ayrım gözetmeksizin Irak hidrokarbon
kaynaklarının güvenilir bir güzergâh
olan Türkiye üzerinden uluslararası
piyasalara olan arzını artıracak
projelerde ülkemiz aktif bir şekilde
etkinliğini sürdürmektedir. Bu
çerçevede, bir yandan ülkenin zengin
hidrokarbon yataklarının geliştirilmesi
projelerinde Türk şirketleri yoğun
gayretler sergilerken, diğer yandan da
üretilen kaynakları uluslararası
pazarlara ulaştıracak mevcut Irak-
Türkiye Ham Petrol Boru Hattı’nın tam
kapasiteyle çalıştırılması ve altyapı
tesislerinin güçlendirilmesi yönünde
çalışmalar sürdürülmektedir.
Ayrıca, başta komşu ülkeler olmak
üzere enerji üreticisi ülkelerle (Lübnan,
Nijerya, Güney Afrika Cumhuriyeti,
Kenya, Gabon, Somali, Botswana,
Ekvator Ginesi gibi) kamunun ve aynı
zamanda özel sektörün de bu ülkelere
yatırım yapabilmesinin mümkün olması
yönünde çalışmalar
gerçekleştirilmektedir.
Enerji ve madencilik alanında işbirliğinin
arttırılması için 2015 yılında
Azerbaycan, Slovenya, Macaristan,
Gürcistan, Tanzanya ile ikili düzeyde
işbirliği belgeleri (Protokol, Mutabakat
Zaptı, Niyet Mektubu, Anlaşma), çok
taraflı olarak ise Güney Gaz Koridoru
Ortak Bildirgesi ve AB-Türkmenistan-
Azerbaycan Enerji Alanında İşbirliği
Deklarasyonu imzalanmıştır. 2016 yılı
ilk yarısında ise, Somali, Gana, Gine,
Uganda, Çin ile elektrik, nükleer enerji,
hidrokarbon, madencilik ve enerji
alanlarında işbirliğini öngören
Mutabakat Zabıtları imzalanmıştır.
Haziran 2016’da Sayın Bakanımızın
başkanlığında nükleer enerjisi alanında
teknik müzakerelerin yapılması
amacıyla Çin’e bir ziyaret
gerçekleştirilmiştir. Ziyaret marjında,
Çin Ulusal Enerji İdaresi ile Sivil Nükleer
Enerji Alanında İşbirliğine İlişkin
Mutabakat Zaptı imzalanmıştır.
81
Temmuz 2016’da Gazze’nin elektrik
kapasitesinin tespiti ve ihtiyaçların
belirlenmesi amacıyla Bakanlığımız
teknik heyeti Gazze/Filistin’e teknik bir
ziyaret gerçekleştirmiştir.
Ekim 2016’da Çin ile ülkemizde nükleer
güç santrali projesi ve ülkemizdeki
nükleer güç endüstrisini geliştirmeye
dair Mutabakat Zaptı, Venezuela ile
Bakanlığımız ve Venezuela Petrol ve
Madencilik Bakanlığı Arasında
Tamamlayıcı Anlaşma, KKTC ile de
Enerji Alanında İşbirliğine İlişkin
Anlaşma imzalanmıştır.
Madencilik alanında teknik heyetlerimiz
Rusya, Çin, Kanada ve ABD’deki
maden sahalarına ziyaretler
gerçekleştirmiştir. Ayrıca, Almanya’da
yerleşik uluslararası bir örgüt olan ISSA
Mining ile madencilik konusunda
kapsamlı işbirliğini öngören anlaşma
Nisan 2015’te imzalanmıştır. Ağustos
ve Kasım 2015’te birer çalışma grubu
toplantısı düzenlenmiştir.
Son olarak, Bakanlığımızın Afrika’ya
açılım stratejisi kapsamında geçtiğimiz
yıllarda olduğu gibi bu yılda, Afrika
ülkeleri ile ilgili çalışmalarımız devam
etmektedir. 2011’den günümüze kadar
Mısır, Cibuti, Kamerun, Nijer, Sudan,
Kenya, Gambiya, Gana, Gine, Uganda,
Somali ve Tanzanya ile enerji ve
madenler alanında işbirliğimizi
geliştirmek üzere Mutabakat Zabıtları
imzalanmıştır. Önümüzdeki dönemde
ise, Nijerya, Güney Afrika Cumhuriyeti,
Gabon, Moritanya, Botswana,
Mozambik, Zambiya, Burkina Faso,
Namibya, Etiyopya ve Kongo ile benzer
anlaşmalar imzalanmasına yönelik
çalışmalar sürdürülmektedir.
Kamu ve özel sektörün Afrika’yı
tanıması ve yatırım fırsatlarının
öğrenilmesi amacıyla Bakanlığımız
“Enerji Takımları” mekanizmasını
oluşturmuştur. Bugüne kadar, Sudan,
Yemen, Somali ve Nijer’e
bürokratlarımız ve işadamlarımızın yer
aldığı enerji takımları gönderilmiştir.
Önümüzdeki dönemde, Gabon,
Etiyopya, Kenya, , Mozambik, Güney
Afrika Cumhuriyeti, Gana, Moritanya,
Tanzanya, Fildişi Sahilleri ve
Nijerya’nın öncelikli ülkeler olarak
ziyaret edilebileceği düşünülmektedir.
Yüzer Santral Gemileri (Powership) ile
Afrika ülkelerinin elektriğe erişim
sorununa çözüm bulunmaya
çalışılmaktadır. Son dönemde özel
sektörümüzün yüzer santral gönderdiği
ülkelerden birisi Gana’dır.
İnsani yardım olarak ise, THY
sponsorluğunda ve Bakanlığımız
koordinesinde, kırsal alanda sağlık
82
ocaklarında aşı dolaplarının kesintisiz
çalışabilmesi için taşınabilir güneş
enerjisi sistemleri kurulumları
gerçekleştirilmektedir. Hedefimiz,
Sahra-Altı Afrika ülkelerinde yaklaşık
100 sistemin kurulmasıdır.
5.4 Çok Taraflı İlişkilerimiz
Çok Taraflı ilişkiler bağlamında ise; arz
güvenliği, yenilenebilir enerji, enerji
kaynaklarının çeşitlendirilmesi vs.
konularında farkındalık
yaratılması/gelişmelerin
öğrenilmesi/karşılıklı görüş
alışverişinde bulunulması amacıyla
uluslararası kuruluşlarla işbirliği içinde
kongre/konferans/seminer benzeri
etkinlikler düzenlenmesi faaliyetlerimiz
devam etmektedir.
Ekonomik İşbirliği Teşkilatı (EİT)
Enerji/Petrol Bakanları Toplantısı’nın
2016 yılı sonlarında ülkemizde
düzenlenmesi öngörülmektedir.
Birinci D-8 Enerji Bakanları
Toplantısı’nın da 2017 yılı içinde
ülkemizde düzenlenmesi
öngörülmektedir.
2015 yılında ülkemizin G-20 Dönem
Başkanı olması nedeniyle
düzenlemekte olduğumuz enerji
alanındaki çalıştaylar ve çalışma grubu
toplantıları ülkemizin enerji
politikalarının anlatılması açısından
önemli bir fırsat teşkil etmiştir.
2015 yılı Türkiye Dönem Başkanlığı'nda
Bakanlığımızca koordine edilen G20
Enerjinin Sürdürülebilirliği Çalışma
Grubu tarafından herkes için enerjiye
erişim, enerji verimliliği, yenilenebilir
enerji, piyasaların şeffaflığı, verimsiz
fosil yakıt sübvansiyonları konuları ele
alınmıştır. Çalışma Grubu
Toplantılarının ilki 24-25 Şubat 2015
tarihlerinde Antalya’da; İkinci Çalışma
Grubu Toplantısı ise 25-26 Mayıs 2015
tarihlerinde İstanbul’da
gerçekleştirilmiştir. Üçüncü Çalışma
Grubu Toplantısı da 1-3 Eylül 2015
tarihlerinde İzmir’de gerçekleştirilmiştir.
“Herkes için Enerjiye Erişim” gündem
maddesi kapsamında özellikle Sahra-
altı Afrika ülkeleri üzerinde
yoğunlaşılmıştır.
1 Ekim 2015 tarihinde G20 ülkeleri
Bakanları, Sahra-altı Afrika ülkeleri
Bakanları, uluslararası kuruluşlar üst
düzey yöneticileri, kurumsal yatırımcılar
ve özel sektör katılımları ile “G20 Sahra-
altı Afrika’da Enerjiye Erişim Üst Düzey
Konferansı” düzenlenmiştir. Sahra-altı
Afrika’daki enerji yatırım ihtiyaçları, özel
sektör yatırımlarının önündeki engeller
ve çözüm yolları ile somut projeler ele
alınmıştır. Toplantı öncesinde B20 ile
birlikte bir iş forumu düzenlenmiştir.
83
Konferans sonrasında, G20 tarihindeki
ilk G20 Enerji Bakanları Toplantısı 2
Ekim 2015 tarihinde İstanbul’da
düzenlenmiştir. Toplantı sonunda “G20
Enerji Bakanları Bildirisi” metni kabul
edilmiştir. Ayrıca “G20 Enerjiye Erişim
Aksiyon Planı” ve “G20 Yenilenebilir
Enerji Seçenekleri Belgesi” kabul
edilmiştir. Geçtiğimiz yıl kabul edilen
“G20 Enerji Verimliliği Aksiyon Planı”
kapsamında Dönem Başkanlığımızda
yürütülmüş olan çalışmaların yer aldığı
rapor da G20 Enerji Bakanlarına
sunulmuştur.
2016 yılı G20 Dönem Başkanlığı Çin
tarafından yürütülmüş olup, Çin Dönem
Başkanlığı’nda ilk Enerjinin
Sürdürülebilirliği Çalışma Grubu
Toplantısı (ESWG) 28 Ocak 2016
tarihinde Xiamen’de, ikinci ESWG
Toplantısı 12-14 Nisan 2016
tarihlerinde Shenzhen’de
gerçekleştirilmiştir. Çin Dönem
Başkanlığı’nda ele alınan başlıca
gündem maddeleri enerjiye erişim,
enerji verimliliği, temiz enerji
(yenilenebilir enerji odaklı), küresel
enerji enterkoneksiyonu olarak
belirlenmiştir. Önceki Dönem
Başkanlıklarında tartışılmış olan
verimsiz fosil yakıt sübvansiyonlarının
kaldırılması, piyasaların şeffaflığı
gündem maddelerine ilişkin ilerlemeler
de değerlendirilmeye devam edilmiştir.
Üçüncü ESWG Toplantısı 28 Haziran
2016 tarihinde Pekin’de
gerçekleştirilmiştir. Çin Dönem
Başkanlığı’nca Pekin’de 29 Haziran
2016 tarihinde G20 Enerjiye Erişim
Konferansı ve G20 Doğal Gaz Günü; 30
Haziran 2016 tarihinde G20 Enerji
Bakanları Toplantısı düzenlenmiştir.
Söz konusu toplantılara Bakanımız
Sayın Berat Albayrak Başkanlığında
katılım sağlanmıştır. G20 Enerji
Bakanları Toplantısı’nda; “Bakanlar
Toplantısı Pekin Bildirisi”, “Asya ve
Pasifik’te Enerjiye Erişimin
Güçlendirilmesi: Başlıca Engeller ve
G20 Gönüllü İşbirliği Aksiyon Planı”,
“G20 Yenilenebilir Enerji Gönüllü
Aksiyon Planı” ve “Enerji Verimliliği
Öncü Programı” metinleri
benimsenmiştir. Ülkemiz ve Almanya
Çin Dönem Başkanlığı döneminde
ESWG grubunun ve düzenlenen
toplantıların Eşbaşkanlık görevini
yürütmüştür. G20 çalışmalarına
katkılarımız 2017 Almanya Dönem
Başkanlığı’nda da devam edecektir.
Uluslararası Atom Enerjisi Ajansı’nın
2016 yılı Eylül ayında düzenlenen 26.
Genel Konferansı’na Sayın Bakanımız
tarafından katılım sağlanmıştır. Ülkemiz
ve UAEA arasındaki yakın işbirliği
nükleer enerji programımızdaki
84
gelişmelerle birlikte ülkemizin ihtiyaçları
doğrultusunda devam etmektedir.
Ülkemiz önümüzdeki dönemde, birçok
önemli etkinliğe ev sahipliği yapmaya
devam edecektir. 23. Dünya Enerji
Kongresi 9-13 Ekim 2016 tarihlerinde
İstanbul’da büyük bir başarıyla
düzenlenmiştir. Kongreye dört ülke
devlet başkanı, 50’den fazla Bakan ve
uluslararası kuruluş Başkanı ile
toplamda 26’dan fazla konuşmacı
katılmıştır. 22. Dünya Petrol Kongresi 9-
13 Temmuz 2017 tarihlerinde
İstanbul'da düzenlenecektir.
Söz konusu etkinlikler, uluslararası
kuruluşlar/şirketler/devlet temsilcileri ile
iletişim kurma imkanı oluşturarak
işbirliği olanaklarının ve ülkemizin dış
platformlarda görünürlüğünün artması
açısından da fırsat teşkil etmektedir.
5.5 Avrupa Birliği ile İlişkilerimiz
Enerji Faslı’nın müzakereler açılmasına
yönelik çalışmalar devam etmekte olup
bu çerçevede; 2006 yılında yazılmış
olan Enerji Faslı Tarama Raporu’nun,
2016 yılında güncellenmesine ilişkin
çalışmalar kapsamında 8 Ocak 2016
tarihinde enerji sektöründeki her bir alt
sektöre dair güncel bilgiler, Avrupa
Komisyonu’na (AK) gönderilmiş,
sonrasında 2- 3 Mart 2016 tarihinde AB
Bakanlığı’nda AK teknik heyeti ile
Bakanlığımız, EPDK ve TAEK arasında
Tarama Raporu’na dair karşılıklı görüş
alışverişinde bulunulmuştur. İlaveten,
Rapor’un tarafımıza iletilen ilk iki
kısmına görüş ve değişiklik önerilerimiz
14 Nisan 2016 tarihinde AK’ya iletilmek
üzere AB Bakanlığına gönderilmiştir.
Fasıl henüz müzakerelere açılmamıştır.
Akdeniz’deki hidrokarbon arama
çalışmaları takip edilmektedir. Bölgede
doğalgaz arama faaliyetlerimiz
KKTC’nin deniz yetki alanlarında 7,
karada ise 2 olmak toplam 9 ruhsat
üzerinde yapılan arama-üretim
paylaşım anlaşması kapsamında
yürütülmektedir. Deniz alanlarında
Barbaros Hayreddin Paşa sismik gemisi
ile KKTC Magosa körfezinde ve Güney
Kıbrıs Alsancak-2B sahasında iki
boyutlu sismik veri toplama projesi
kapsamında çalışmalar
gerçekleştirilmiştir.
Elektrik arz güvenliğimiz kapsamında
Türkiye Elektrik Sistemi ile ENTSO-E
Kıta Avrupası Senkron Bölgesi (CESA)
arasında 2010 tarihinde başlanan
senkron paralel deneme işletme
sürecinde 2011 yılında 3. döneme
geçilmiş, Türkiye, Yunanistan ve
Bulgaristan arasında yapılan anlaşma
uyarınca söz konusu dönemde limitli
ticari elektrik alışverişi sürdürülmüştür.
85
ENTSO-E Avrupa Kıtası Bölge Grubu
(RGCE) 19.09.2013 tarihinde Türkiye
elektrik sistemi ile Kıta Avrupası elektrik
sisteminin kalıcı bağlantısının
gerçekleşmesini test eden deneme
sürecinin olumlu sonuçlarını
açıklamıştır. TEİAŞ ile ENTSO-E
arasında Uzun Dönem Anlaşması 15
Nisan 2015 tarihinde, ENTSO-E ile
TEİAŞ arasında Gözlemci Üyelik
Anlaşması ise 14 Ocak 2016 tarihinde
imzalanmıştır. Esas hedefimiz
TEİAŞ’ın ENTSO-E tam üyeliğidir.
Fakat, ENTSO-E yetkililerince tam
üyelik için TEİAŞ’ın AB Elektrik
Direktifi’ne uygun olarak ayrışmış
olması gerektiği ifade edilmiştir. Bu
çerçevede Bakanlığımız, AB yetkilileri
ve TEİAŞ arasında çalışmalar devam
etmektedir.
Akdeniz bölgesinde arz güvenliği ve
sürdürülebilir enerji temini bağlamında,
iletim sistemlerinin geliştirilmesi ve
iletim sistemi işleticileri arasında gerekli
işbirliğinin sağlanması amacıyla, 2012
yılında kurulan Akdeniz İletim Sistemi
İşleticileri Birliği- Association of the
Mediterranean Transmission System
Operators (Med-TSO) projesi
kapsamında TEİAŞ Doğu Grubunun
(Arnavutluk, Yunanistan, Türkiye, Mısır,
Suriye, Ürdün, Lübnan, Filistin) proje
yürütücüsü görevini üstlenmiştir. Bu
kapsamda Doğu Grubunun iletim
planlaması ile ilgili bugünü ve geleceği
ile ilgili raporlar oluşturulmuştur. 18
Kasım 2014’te Avrupa Komisyonu
Enerji ve İklim Değişikliği Genel
Müdürlüğü ile MED-TSO arasında
imzalanan bir Mutabakat Zaptı
çerçevesinde MED-TSO, AB adına
Akdeniz bölgesinde elektrik
enterkoneksiyonları ve elektrik iç
piyasalarının entegrasyonu konularında
çalışmalar gerçekleştirecektir.
12 Şubat 2015 tarihinde eski Sn.
Bakanımız Taner Yıldız ve Avrupa
Komisyonu Enerji Birliği Başkan
Yardımcısı Maroş Şefçoviç arasında
Bakü’de gerçekleşen görüşmede, Sn.
Şefçoviç tarafından AB ve Türkiye
arasında Yüksek Düzeyli Enerji
Diyaloğu toplantısının gerçekleştirilmesi
konusu gündeme getirilmiştir. Bu
çerçevede Bakanlığımızın daveti
üzerine AB-Türkiye Yüksek Düzeyli
Enerji Diyalogu açılış toplantısı 16 Mart
2015 tarihinde Ankara’da
gerçekleştirilmiştir. Yüksek Düzeyli
Enerji Diyalogunun ikinci toplantısı ise
28 Ocak 2016 tarihinde Sayın
Bakanımız Dr. Berat Albayrak ve
Enerjiden Sorumlu Avrupa Birliği
Komiseri Sayın Miguel Arias
CANETE’nin başkanlığında İstanbul’da
düzenlenmiştir. 23. Dünya Enerji
86
Kongresi marjında 11 Ekim 2016
tarihinde Sayın Bakanımız Dr. Berat
Albayrak ile Maroş Şevçoviç arasında
ikili bir görüşme gerçekleşmiştir.
AB ve Akdeniz ülkeleri arasında
işbirliğini artırmayı amaçlayan Akdeniz
için Birlik kapsamında oluşturulan
bölgesel elektrik piyasaları, doğalgaz,
yenilenebilir enerji ve enerji verimliliği
platformlarına ilişkin çalışma ilkelerini
içeren belgeler ülkemizin de görüşleri
doğrultusunda nihai haline getirilmiştir.
15 Haziran 2015 tarihinde Barselona’da
gerçekleştirilen Bölgesel Elektrik
Piyasası Platformu Hazırlık
Toplantısı’nda anılan platformun
çalışma esasları belgesi taslağı ele
alındıktan sonra 12 Ekim 2015 tarihinde
Rabat’ta gerçekleştirilen Açılış
Toplantısı’nda ise 2015 yılı sonuna
kadar hazırlanması öngörülen Platform
yol haritası üzerinde görüşülmüştür. 7
Mart 2016 tarihinde anılan platformun
ikinci toplantısı, 8 Mart 2016 tarihinde
ise Doğalgaz Platfomu’nun ilk
toplantısına katılım sağlanmıştır. 27-28
Eylül 2016 tarihlerinde Barselona’da
düzenlenen platform toplantıları ve
Yüksek Düzeyli Memurlar
Toplantısı’nda ise söz konusu platform
çalışma grupları ve 1 Aralık 2016
tarihinde Roma’da düzenlenecek Enerji
Bakanları Konferansı’nda imzalanması
öngörülen Bakanlar Bildirisi konularında
görüşülmüştür. Anılan platform
toplantıları ile platform çalışma grubu
faaliyetlerine aktif katılım sağlanmasına
devam edilecektir.
Enerji Topluluğu Gözlemci Üyeliğimiz
kapsamında Daimi Üst Düzey
Temsilciler Grubu, Enerji Verimliliği
Koordinasyon Grubu, Arz Güvenliği
Koordinasyon Grubu Doğalgaz ve
Elektrik Alt Grubu, 8. Bölge Elektrik
Borsaları Yuvarlak Masa toplantılarına
ve Elektrik Forumu, Petrol Forumu ve
Gaz Forumu etkinliklerine Bakanlığımız
ilgili birimlerinden katılım sağlanarak AB
Üye Devletleri ve EnT ülkelerindeki
elektrik ve doğalgaz iç pazarları ile
enerji verimliliği ve çevre konularında
kaydedilen ilerlemeler ve AB
mevzuatına uyum çalışmaları takip
edilmektedir.
5.6 Yürütülmekte Olan Projeler
TAIEX kapsamında IPA II Dönemi
İndikatif Strateji Belgesi çerçevesinde
yer alan göstergelerden elektrik arzının
kalitesinin ölçülmesine ilişkin uzman
desteği alınmak üzere TEİAŞ ile
koordineli bir şekilde bir proje
başvurusu yapılmıştır. 8-10 Haziran
2016 tarihlerinde düzenlenen Elektrik
Arzının Kalitesi başlıklı TAIEX Uzman
Desteği Programına TEİAŞ, TEDAŞ,
87
EÜAŞ, Enerji İşleri Genel Müdürlüğü ve
EPDK temsilcileri tarafından katılım
sağlanmıştır.
“AB Entegrasyon Sürecini Destekleme
Faaliyetleri Projesi-SEI” 2011
programlaması kapsamında
Bakanlığımızın yararlanıcısı olduğu
“Assistance for Development of
Legislative and Organizational
Framework for Management of Spent
Nuclear Fuel and Radioactive Waste
Generated in Turkey” (Kullanılmış
Yakıtların ve Radyoaktif Atıkların
İdaresi için Yasal ve Kurumsal
Çerçevenin Geliştirilmesi) başlıklı kısa
süreli eşleştirme (twinning light) projesi
kabul edilmiş olup ihale süreci
tamamlanmıştır. Fransa’da nükleer atık
idaresinden sorumlu olan ANDRA’nın
proje yöneticisi olduğu anılan projenin
başlangıç toplantısı 20 Ocak 2016
tarihinde gerçekleştirilmiştir. Projenin
uygulanmasına devam edilmektedir.
Avrupa Birliği Katılım Öncesi Yardım
Aracı (IPA) kapsamındaki Enerji Sektör
Programı Faz-1 ve Faz-2 projeleri
başlamıştır. Enerji Sektör Programı
Faz-1 Projesi kapsamında 11,8 milyon
Avro; Faz-2 Projesi kapsamında ise
39,1 milyon Avro tutarında hibeler
Avrupa Komisyonu tarafından
Bakanlığımıza sağlanmıştır. Söz
konusu projeler Dünya Bankası ve
Avrupa İmar ve Kalkınma Bankası
aracılığıyla yürütülmektedir. Projeler
Bakanlığımız kapasitesinin artırılması,
doğalgaz sektörünün geliştirilmesi,
enerji verimliliği ve yenilenebilir enerji
sektörlerinin geliştirilmesine yönelik
çalışmalar üzerine yoğunlaşmıştır.
2014-2020 yıllarını kapsayan IPA II
Döneminde AB Mali Yardımlarının/AB
Hibelerinin kullanılması için ise Avrupa
Komisyonu tarafından programlama ve
izleme yetkilerinin sektör bazında Lider
Kurumlara, enerji sektöründe
Bakanlığımıza devredilmesi; bunun için
ise Lider Kurumların Avrupa Komisyonu
nezdinde akredite olması koşulu
getirilmiştir. Bu kapsamda; Genel
Müdürlüğümüz 1 Eylül 2015 tarihinde
Avrupa Komisyonu tarafından
denetlenmiş ve Bakanlığımız IPA II
Dönemi’nde enerji sektörü için ayrılan
93,5 milyon Avroluk hibenin kullanımı
için projelerin hazırlanması ve hibenin
proje bazında etkin kullanılmasına
yönelik izlenmesinden sorumlu Lider
Kurum olarak akredite olmuştur.
Bakanlığımız, 2014-2017 yılları için
enerji sektörüne ayrılan IPA hibe
tutarları kadar projelendirme yapmış
durumdadır. 2014-2017 yıllarını
kapsayan döneme ilişkin hazırlanan
Sektör Planlama Belgesinde yer alan
88
projelerin toplam bütçesi 59,1 milyon
Avro tutarındadır.
IPA 2014 programlaması kapsamında
TEİAŞ’ın SCADA sisteminin
yenilenmesinde kullanılmak üzere 13
milyon Avro hibe tedarik edilmiştir. 2015
IPA programlaması kapsamında tedarik
edilen 30 milyon Avroluk hibe ise
belediyelerde ve üniversitelerde enerji
verimliliği ve yenilenebilir enerji
uygulamalarının desteklenmesi,
YEGM’nin enerji verimliliği alanında
kapasitesinin geliştirilmesi, EPDK’nın
performans bazlı tarife metodolojilerine
ilişkin kapasitesinin geliştirilmesi ve
BOTAŞ SCADA sistemi için teçhizat
alımı yapılmasında kullanılacaktır. 2017
projesi için enerji sektörüne 19 milyon
Avro hibe ayrılmıştır. Projelendirme
çalışmalarımız devam etmektedir.
Enerji verimliliği konusunda Dünya
Bankası aracılığıyla Küresel Çevre
Fonu (GEF) ile finanse edilen
“KOBİ’lerde Enerji Verimliliği Projesi”
yürütülmektedir. Ayrıca Birleşmiş
Milletler kuruluşları ile elektrikli ev
aletleri, binalarda enerji verimliliği ve
sanayide enerji verimliliği alanlarında
ayrı ayrı projeler yürütülmektedir.
Alman Federal Hükümeti ile yapılan
protokol kapsamında “Kamu
Binalarında Enerji Verimliliği Projesi”
için 110 milyon Avro tutarında kredi ve
2 milyon Avro tutarında hibe Alman
Kalkınma Bankası tarafından
Bakanlığımıza sağlanması için
Finansman Anlaşması çalışmaları
devam etmektedir. Söz konusu projede
KfW’ye ilaveten Dünya Bankası ile
birlikte Merkezi Kamu Binalarında
Enerji Verimliliği Projesi çalışmaları da
sürdürülmektedir.
İlaveten, Alman İşbirliği Kuruluşu (GIZ)
ile kamu binalarında enerji verimliliği ve
şebekeye bağlı yenilenebilir enerjiler
konularında Bakanlığımızın
yararlanıcısı olduğu projelerin
yürütülmesi planlanmaktadır.
Yenilenebilir enerji projesinin içeriği ve
tarafların sorumluluğuna ilişkin hususlar
bir protokole bağlanmış olup söz
konusu proje kapsamında eğitimler
başlamış durumdadır.
Dünya Bankası işbirliğiyle ve Temiz
Teknoloji Fonu’ndan edinilecek hibe ile
gerçekleştirilmesi öngörülen Jeotermal
Sektörünün Geliştirilmesi Projesi’nde
ise projenin ana hatları üzerinde
mutabakata varılmıştır. Söz konusu
proje ile jeotermal arama ve doğrulama
sondajlarının başarısız olması
durumunda maliyetlerinin bir kısmının
yukarıda bahsi geçen hibeden
karşılanması amaçlanmaktadır.
89
Nükleer alanında da nükleer teknolojide
söz sahibi ülkelerle işbirliği
yürütülmektedir. Nükleer teknoloji
sahibi ülkeler arasında yer almak
ülkemiz açısından son derece
önemlidir.
Ülkemizin enerji bağımlılığının
azaltılması hedefi kapsamında 2013
yılının Mayıs ayında Japonya
Başbakanı Abe’nin Türkiye ziyareti
esnasında Sinop Nükleer Güç Santrali
Projesi’ne yönelik olarak Japonya ile
Hükümetlerarası Anlaşma
(Intergovernmental Agreement-IGA)
imzalanmıştır. 2013 yılı Mayıs ayından
sonra başlayan Ev Sahibi Hükümet
Anlaşması (Host Governmental
Agreement-HGA) müzakereleri 2014
yılı içerisinde tamamlanmıştır. Ayrıca,
HGA’nın ek olacağı Türkiye-Japonya
İşbirliği Zaptı da Ağustos ayında iki
ülkenin ilgili Bakanları tarafından
imzalanmıştır.
Mezkûr anlaşmalar; 12 Aralık 2014
tarihinde TBMM Dış İlişkiler Komisyonu
tarafından uygun bulunarak Genel
Kurul gündemine alınmıştır. Söz
konusu anlaşmalar ve anlaşmaların
onaylanmasının uygun bulunduğuna
dair kanun tasarısı 1 Nisan 2015
tarihinde TBMM Genel kurulunda
görüşülerek onaylanmış ve kabul
edilerek kanunlaştırılmıştır, 9 Nisan
2015 tarihinde ise Cumhurbaşkanımız
Sayın Recep Tayyip Erdoğan
tarafından da onaylanmıştır. 10 Nisan
2015 Tarihli ve 29322 Sayılı Resmî
Gazete’de “Türkiye Cumhuriyeti
Hükümeti ile Japonya Hükümeti
Arasında Türkiye Cumhuriyetinde
Nükleer Güç Santrallerinin ve Nükleer
Güç Sanayisinin Geliştirilmesi Alanında
İşbirliğine İlişkin Anlaşma ile Türkiye
Cumhuriyetinde Nükleer Güç
Santrallerinin ve Nükleer Güç
Sanayisinin Geliştirilmesine Dair
İşbirliği Zaptının Onaylanmasının
Uygun Bulunduğuna Dair Kanun” 6642
kanun sayısı ile yayımlanmıştır.
Japonya tarafında ise; Japonya’nın
Ankara Büyükelçiliği tarafından Dışişleri
Bakanlığımıza 12 Aralık 2014 tarihinde
sunulan notada belirtildiği üzere
Japonya tarafında söz konusu
anlaşmaların resmi onay süreci
tamamlanmış bulunmaktadır.
Sinop NGS Projesi kapsamında Proje
Şirketi’nin kurulmasına ilişkin
görüşmelerde son aşamaya gelinmiş
olup saha çalışmaları ise planlandığı
şekilde devam etmektedir. Ev Sahibi
Hükümet Anlaşması (HGA)’da belirtilen
18 aylık “Fizibilite Dönemi” başlamış
olup fizibilite raporu hazırlanacak ve
Bakanlığımız onayına sunulacaktır.
90
Fizibilite dönemi 30 Ocak 2017
tarihinde sona erecektir.
Ülkemizde kurulması planlanan üçüncü
nükleer güç santrali projesine ilişkin
olarak ABD menşeli Westinghouse ve
Çin menşeli SNTPC firmaları ile EÜAŞ
arasında 24 Kasım 2014 tarihinde MoU
imzalanmıştır. Sözkonusu MoU
kapsamında EÜAŞ koordinasyonunda
Westinghouse ve SNTPC firmaları
tarafından hazırlanan Rapor halihazırda
EÜAŞ ve Bakanlığımız tarafından
incelenmektedir.
Diğer taraftan, yerli linyit kömürü
rezervlerimizin ülke ekonomisine
kazandırılması amacıyla başta Afşin-
Elbistan olmak üzere muhtelif sahalara
ilişkin farklı ülke ve şirketler ile yürütülen
görüşmelere devam edilmektedir.
Kömürün yanı sıra ülkemizde enerji ve
madencilik alanında yatırım yapmak
isteyen yabancı şirketlere sözkonusu
alanlar ile ilgili sunumlar yapılmakta ve
bilgiler verilmektedir. İlaveten, bahse
konu yatırımların koordinasyonunun
sağlanmasını teminen ilgili kamu kurum
ve kuruluşlarının yanı sıra çatı
kuruluşlar ile de temaslar
yürütülmektedir.
Yürütülen projeler Türkiye’ye, petrol ve
doğal gaz gibi diğer enerji kaynaklarının
yanı sıra, bölgeler arasındaki elektrik
enerjisinin taşınması konusunda da
büyük bir potansiyel sağlamaktadır.
93
6. PETROL VE DOĞAL GAZ BORU HATLARI VE PROJELERİ
6.1 Uluslararası Transit Boru Hattı Projeleri
6.1.1 Irak-Türkiye Ham Petrol Boru
Hattı
Irak-Türkiye Ham Petrol Boru Hattı
(ITB), 27 Ağustos 1973 tarihinde,
Türkiye Cumhuriyeti ile Irak
Cumhuriyeti Hükümetleri arasında
imzalanan Ham Petrol Boru Hattı
Anlaşması çerçevesinde Irak’ın Kerkük
ve diğer üretim sahalarında üretilen
ham petrolün Ceyhan (Yumurtalık)
Deniz Terminaline ulaştırılması
amacıyla inşa edilmiştir. 40” çapında,
986 km uzunluğundaki ilk hat 1976
yılında işletmeye alınmış ve ilk tanker
yüklemesi 25 Mayıs 1977 tarihinde
gerçekleştirilmiştir. Birinci boru hattına
paralel olan ve inşaat çalışmaları 1985
yılında başlayan ikinci boru hattı 1987
yılında tamamlanmıştır. 46” lik bu boru
hattı ile yıllık taşıma kapasitesi 70,9
milyon tona yükseltilmiştir. 19 Eylül
2010 tarihinde Ülkemiz ile Irak arasında
ITB’nin süresi dolan anlaşmalarının ve
ilgili protokollerinin yenilenmesine ve 15
yıl boyunca uzatılmasına yönelik
Değişiklik Anlaşması imzalanmıştır.
2014 yılı Mayıs ayından itibaren IKBY
tarafından ITB hattına petrol pompajı
yapılmakta olup, halihazırda günlük
500-600 bin varil Irak petrolü Ceyhan
Terminaline gönderilmektedir. IKBY
tarafından petrol sevkiyatının
başlamasının ardından Irak Merkezi
Hükümeti konuyu 23 Mayıs 2014
tarihinde ICC nezdinde tahkime taşımış
bulunmaktadır. Yetki duruşması
gerçekleştirilmiş olup hakem heyeti söz
konusu davaya bakma yetkisinin olduğu
yönünde bir karar almıştır. Tahkim
süreci devam etmektedir.
6.1.2 Bakü-Tiflis-Ceyhan Ham Petrol
Boru Hattı (BTC)
Bakü-Tiflis-Ceyhan Ham Petrol Boru
Hattı (BTC) ile başta Azeri petrolü
olmak üzere, Hazar Bölgesi’nde
üretilecek petrolün emniyetli, ekonomik
ve çevresel açıdan uygun bir boru hattı
sistemi aracılığıyla Azerbaycan,
Gürcistan üzerinden Ceyhan’a
taşınması ve buradan da tankerlerle
dünya pazarlarına ulaştırılması
amaçlanmaktadır
Bu kapsamda, 18 Kasım 1999 tarihinde
Azerbaycan, Gürcistan ve Türkiye
arasında Hükümetlerarası Anlaşma
imzalanmıştır. Hükümetlerarası
Anlaşmanın eki olan Evsahibi Hükümet
Anlaşması ise 19 Ekim 2000 tarihinde
Türkiye Cumhuriyeti ile Ana İhraç Boru
94
Hattı İştirakçileri arasında
imzalanmıştır.
Toplam 1769 km uzunluğundaki BTC
boru hattının 1076 km’lik Türkiye
kısmının Anahtar Teslim Müteahhitliği
Boru Hatları İle Petrol Taşıma Anonim
Şirketi (BOTAŞ) tarafından
gerçekleştirilmiştir. Aynı zamanda boru
hattının Türkiye kısmının işletimi
BOTAŞ International Limited (BIL)
tarafından gerçekleştirilmektedir.
Bakü (Azerbaycan), Tiflis (Gürcistan)
üzerinden Ceyhan Terminaline ulaşan
boru hattının kapasitesi yıllık 50 milyon
tondur. 4 Haziran 2006 tarihinde
işletmeye alınan BTC Ham Petrol Boru
Hattı ile başta Azeri petrolü olmak
üzere, Hazar menşeili petroller,
emniyetli, ekonomik ve çevresel açıdan
uygun bir şekilde Ceyhan’a taşınmakta
ve buradan da tankerlerle dünya
pazarlarına ulaştırılmaktadır.
Eylül 2016 sonu itibariyle toplamda
yaklaşık 2 Milyar 560 Milyon Varil petrol
3354 tanker vasıtasıyla dünya
pazarlarına taşınmıştır.
Azerbaycan’daki üretime bağlı olarak
hattan zaman zaman Türkmen ve
Kazak petrolleri de taşınmaktadır.
6.1.3 Trans Anadolu Doğal Gaz Boru
Hattı Projesi (TANAP)
Ülkemizin artan doğal gaz talebinin
karşılanabilmesi amacıyla Azerbaycan
Hükümeti ve Azerbaycan’ın Şahdeniz
Sahasını geliştiren Şahdeniz
Konsorsiyumu ile görüşmeler
yürütülmüş ve 25 Ekim 2011 tarihinde
2018 yılından başlayarak yıllık 6 milyar
m3 Azeri gazının Ülkemize arzını
öngören anlaşma imzalanmıştır. Ayrıca,
yıllık 10 milyar m3 Azeri gazının inşa
edilecek yeni bir boru hattı ile Ülkemiz
üzerinden Avrupa’ya transit taşınması
için 26 Haziran 2012 tarihinde Trans
Anadolu Doğal Gaz Boru Hattı diğer
adıyla TANAP Projesine ilişkin
Azerbaycan ile Ülkemiz arasında bir
Hükümetlerarası Anlaşma ve
Hükümetimiz ile Proje Şirketi arasında
bu Hükümetlerarası Anlaşmaya ek Ev
Sahibi Hükümet Anlaşması
imzalanmıştır. Bu anlaşmalar ile
TANAP Projesinin hayata geçirilmesini
sağlayacak hukuki altyapı tesis
edilmiştir. Toplam yatırım miktarı 45
milyar Dolar’a ulaşan, Şah Deniz Faz
II, Güney Kafkasya Boru Hattı
Genişleme Projesi (SCPX), TANAP ve
Trans Adriyatik Doğal Gaz Boru
Hattı’nın nihai yatırım kararları Aralık
2013’te Bakü’de düzenlenen bir törenle
alınmıştır. Ülkemiz TPAO vasıtasıyla
95
Şah Deniz Faz II ile Güney Kafkasya
Boru Hattı Genişleme Projesinde %19
ve BOTAŞ vasıtasıyla TANAP
Projesinde %30 hisseye sahiptir.
Böylelikle Ülkemiz doğal gazın
üretiminden son kullanıcıya kesintisiz
ve uygun koşullarda arz edilmesine
kadar olan süreçlerin tümünde aktif bir
rol oynamaktadır.
TANAP Projesi ile yıllık 32 milyar m3
kapasiteye sahip, Gürcistan
sınırımızdan Yunanistan sınırımıza
uzanacak 1.850 km uzunluğunda bir
boru hattının inşası planlanmaktadır.
Projeye ilişkin faaliyetler BOTAŞ’ın
yüzde 30, SOCAR’ın yüzde 58 ve
BP’nin yüzde 12 hisse ile ortak olduğu
TANAP Doğal Gaz İletim A.Ş.
tarafından sürdürülmektedir. TANAP
Projesinde 2018 yılında Eskişehir ve
Trakya’da belirlenen çıkış noktaları
üzerinden Türkiye’ye ve 2020 yılında
ise Avrupa’ya gaz arzının sağlanması
hedeflenmektedir.
Projenin mühendislik, inşaat ve tedarik
çalışmaları kapsamında Türk
müteahhitlerinin ve tedarikçilerinin
projeye katkı sağlaması için azami
gayret gösterilmiş ve hat borularının
%80’inin Türk üreticilerden tedarik
edilmesi, bunun yanı sıra inşaat
faaliyetlerinde de büyük oranda Türk
şirketlerinin yer alması sağlanmıştır.
Kamulaştırma işleri ile ilgili olarak;
BOTAŞ Atanmış Devlet Kuruluşu olarak
görevlendirilmiş olup; TANAP
Kamulaştırma Direktörlüğü birimini
ihdas etmiştir. Kars, Erzurum, Erzincan,
Sivas, Yozgat, Ankara ve Eskişehir illeri
ile Mustafakemalpaşa ve Biga
ilçelerinde yerel arazi edinim şeflikleri
ile Keşan’da irtibat bürosu kurulmuştur.
Tüm hatta arazi sahipleri ile rızai alım
görüşmeleri tamamlanmıştır. Boru
hattının Ardahan–Eskişehir arasında
yer alan 56 inç’lik kesimi ile Eskişehir–
Edirne arasında yer alan 48 inç’lik
bölüm için İnşaat Müteahhitlerine yer
teslimi yapılmıştır. Ayrıca Kompresör ve
Ölçüm İstasyonları ve Ana Kontrol
Merkezi İstasyonları için kamulaştırma
çalışmaları tamamlanmıştır.
TANAP Projesi yeni bir ipek yolu
niteliğindedir. 20 ilden, 67 ilçeden ve
582 köyden geçmekte olan projenin
temel atma töreni 17 Mart 2015
tarihinde Sayın Cumhurbaşkanımızın
ev sahipliğinde Azerbaycan
Cumhurbaşkanı, Gürcistan Devlet
Başkanı ve Avrupa Birliği Komisyonu
Başkan Yardımcısı’nın katılımıyla
Kars’ta gerçekleştirilmiş ve projenin
inşaatına başlanmıştır.
96
Eylül 2016 itibarıyla 1106 km pist açımı,
939 km boru dizgisi ve 836 km ana hat
boru kaynağı tamamlanmıştır. 2016 yılı
sonuna kadar proje genelinde inşaatın
yaklaşık % 55’inin tamamlanması
planlanmaktadır.
6.1.4 Türkiye-Bulgaristan
Enterkonnektörü (ITB) Projesi
ITB Projesi, Ülkemiz ve Bulgaristan
doğalgaz iletim sistemlerinin çift yönlü
akışa imkân verecek şekilde
bağlantısının sağlanması yoluyla
entegrasyonu arttırmayı ve özellikle
Bulgaristan için tedarik ve güzergâh
çeşitliliği oluşturmayı hedeflemektedir.
ITB Projesi, Güney Gaz Koridoru
projeleri arasında yer almakta ve
Avrupa Komisyonu tarafından ortak
menfaat projeleri (projects of common
interest) kapsamında
değerlendirilmektedir. Proje, AB’nin
994/2010 sayılı Direktifi kapsamında
üye ülkelere getirilen düzenleme
yükümlülükleri açısından (üye ülkelerin
komşu ülkeler ile gaz bağlantılarının çift
yönlü hayata geçirilmesi ve N-1 kuralı
gibi) Bulgaristan için özellikle önem arz
etmektedir.
Proje kapsamında, iki ülke Bakanlıkları
arasında 28 Mart 2014 tarihinde bir
Mutabakat Zaptı imzalanmıştır. Söz
konusu Mutabakat Zaptına istinaden bir
ön fizibilite raporu ve yol haritası
hazırlanması amacıyla Ortak Çalışma
Grubu oluşturulmuştur. Ortak Çalışma
Grubu’nun ilk toplantısı 20 Mayıs 2014
tarihinde İstanbul’da, ikinci toplantısı 21
Ağustos 2014 tarihinde Sofya’da, son
toplantı ise 16-17 Ekim 2014
tarihlerinde Ankara’da
gerçekleştirilmiştir.
Avrupa Komisyonu tarafından projenin
Bulgaristan kesimi kapsamında
gerçekleştirilecek olan fizibilite, temel
mühendislik ve ÇED çalışmaları için
190.000 Avro tutarında finansal destek
ayırılmıştır.
Projeye ilişkin olarak Bulgaristan’ın ITB
üzerinden doğal gaz taşıtma taahhüdü
vermekten imtina etmesi nedeniyle
somut bir ilerleme kaydedilememiştir.
Sayın Bakanımız Berat Albayrak ile
Bulgaristan Enerji Bakanı Sayın
Temenuzhka Petkova arasında
Bakü’de gerçekleştirilen görüşmede;
Sayın Petkova tarafından iki ülke
arasındaki enterkonnektörü Güney Gaz
Koridoru’nun entegre bir unsuru ve
Bulgaristan’ın kaynak
çeşitlendirmesinin anahtarı olarak
değerlendirdikleri, bu haliyle projeyi
sadece Bulgaristan değil AB için de son
derece önemli bir proje olarak
gördükleri, Bulgaristan gaz şirketinin bu
97
anlayışla çalıştığı, AB Komisyonundan
sağladıkları finansmanla kısa süre önce
sonuçlandırdıkları fizibilite çalışmasını
yakında bizimle paylaşacakları ve
Bulgaristan için de öncelik arz eden bu
konunun ülkelerimiz arasındaki çalışma
grubunda ele alınabileceği, Türkiye’nin
fizibilite raporuna ilişkin görüşlerinin
alınmasının ardından çalışmaları
süratle ilerletmek istedikleri ve
Hükümetlerinin bu konuda irade sahibi
olduğu belirtilmiştir.
6.1.5 Türkiye-Yunanistan Doğal Gaz
Boru Hattı (ITG)
Avrupa Birliği INOGATE (Interstate Oil
and Gas Transport to Europe) Programı
kapsamında geliştirilen Güney Avrupa
Gaz Ringi’nin ilk aşaması olarak
Türkiye ve Yunanistan doğal gaz
şebekelerinin enterkoneksiyonunu
içeren Türkiye Cumhuriyeti’nden
Yunanistan Cumhuriyeti’ne doğal gaz
arzına ilişkin Hükümetlerarası Anlaşma
23 Şubat 2003 tarihinde imzalanmıştır.
18 Kasım 2007 tarihinde iki ülke
başbakanlarının da katıldığı açılış töreni
ile birlikte başlayan Türkiye’den
Yunanistan’a gaz arzı devam
etmektedir.
6.1.6 Rusya-Türkiye-Avrupa Doğal
Gaz Boru Hattı Projesi (Türk
Akımı)
Geçtiğimiz yakın dönemde, Rusya ile
TürkAkım Gaz Boru Hattı Projesine
yönelik görüşmeler gerçekleştirilmiş ve
projeye yönelik siyasi desteği sağlamak
ve teknik, ekonomik ve hukuki
çerçeveyi belirlemek amacıyla Türkiye
Cumhuriyeti Hükümeti ile Rusya
Federasyonu Hükümeti arasında
TürkAkım Gaz Boru Hattı’na ilişkin
Hükümetlerarası Anlaşma 10 Ekim
2016 tarihinde İstanbul’da Sayın
Cumhurbaşkanımız ve Rusya Devlet
Başkanı Sayın Putin’in huzurlarında
imzalanmıştır.
TürkAkım Gaz Boru Hattı Projesi;
Rusya Federasyonu’ndan başlayarak
Karadeniz üzerinden Türkiye
Cumhuriyeti’nin Karadeniz kıyısındaki
alım terminaline ve devamında Türkiye
Cumhuriyeti toprakları üzerinden
Türkiye Cumhuriyeti’nin komşu
devletleriyle olan sınırlarına kadar
uzanan her biri yıllık 15,75 milyar
metreküp kapasiteye sahip iki hattan
oluşan yeni bir gaz boru hattı sistemidir.
Proje, Rusya Federasyonu’ndan
Ülkemize doğal gaz arzının yanı sıra
Rus gazının Ülkemizin toprakları
üzerinden Avrupa’ya arzını sağlamak
98
amacıyla inşa edilecek, deniz bölümü
ve kara bölümünden teşkil bir boru hattı
sistemidir. Deniz bölümünde yer alan iki
hattın inşası ve işletimi Rusya
Federasyonu tarafından yapılacaktır.
Kara bölümünde yer alan hatlardan biri
sadece Türkiye Cumhuriyeti’ne doğal
gaz arz edecek olup, iletim sistemimizin
bir parçası olarak BOTAŞ tarafından
inşa edilecektir. Kara bölümündeki
diğer hat ise Avrupa’ya gaz arz edecek
olup, inşası ve işletimi %50 oranında
ortaklık payı ile iki ülkenin şirketleri
tarafından kurulacak yeni bir şirket
tarafından yapılacaktır.
Malumları olduğu üzere; Rusya
Federasyonu ve Ukrayna arasında
geçtiğimiz yıllarda yaşanan doğal gaz
anlaşmazlıkları Batı Hattı’ndan
Ülkemize arz edilen gazın zaman
zaman kesilmesine neden olmakta ve
bu durum özellikle kış aylarında arz
güvenliğimizi tehlikeye sokmaktadır.
TürkAkım kapsamında inşa edilecek
boru hatlarından birisinin sadece
Ülkemize gaz arz etmesi öngörülmekte
olup, devreye alınması ile birlikte Batı
Hattı’ndan alınan yıllık toplam 14 milyar
metreküp gazın, mevcut sözleşmelerin
şart ve koşulları değişmeksizin Türk
Akımı üzerinden Ülkemize teslim
edilmesi planlanmaktadır. Böylece
başka bir ülkenin iletim sistemi
kullanılmadan doğrudan Rusya
Federasyonu’ndan Ülkemize taşınacak
gazın, üçüncü taraflardan kaynaklı
muhtemel kesintilere maruz kalmaması
sağlanmış olacaktır.
6.1.7 Adriyatik Doğal Gaz Boru Hattı
(TAP) Projesi
Şah Deniz Konsorsiyumu (SDC) 28
Haziran 2013 tarihinde Avrupa’ya
Güney Avrupa üzerinden, TAP projesi
yoluyla ulaşmayı uygun bulduğunu
duyurmuştur. TAP Projesi’nin Temel
Atma Töreni Sayın Bakanımızın da
katılımlarıyla 17 Mayıs 2016 tarihinde
Selanik’te gerçekleştirilmiştir. TAP’a ilk
gaz teslimatının 2019-20 yıllarında
yapılması planlanmaktadır. Bu
kapsamda, TANAP Doğal Gaz Boru
Hattı’nın doğal gazı Avrupa’ya
taşıyacak 48” çap ve 459 km
uzunluktaki Eskişehir-İpsala
bölümünün inşaatı sürmektedir.
99
6.2 Ülkemize Doğal Gaz Arzı Sağlayan Uluslararası Hatlar
6.2.1 Rusya – Türkiye Doğal Gaz
Boru Hattı (Batı Hattı)
18 Eylül 1984 tarihinde, Türkiye
Cumhuriyeti ve Eski Sovyetler Birliği
hükümetleri arasında doğal gaz
sevkıyatı konusunda Hükümetlerarası
Anlaşma imzalanmıştır. Ülkemize
Bulgaristan sınırında Malkoçlar’dan
giren, Hamitabat, Ambarlı, İstanbul,
İzmit, Bursa, Eskişehir güzergahını
takip ederek Ankara’ya ulaşan hat 845
km uzunluğundadır.
1987 yılından itibaren, tedricen artan
miktarlarda doğal gaz alımına
başlanmış olup, 1993 yılında
maksimum miktar olan 6 milyar m3/yıl’a
ulaşılmıştır. Sonradan yapılan
geliştirmeler ile hattın kapasitesi 14
Milyar m³/yıla yükseltilmiştir.
Halihazırda Batı Hattı vasıtasıyla
ülkemize yıllık 4 milyar m3 BOTAŞ
tarafından, yıllık 10 milyar m3 özel
sektör tarafından olmak üzere toplamda
14 milyar m3 miktarında doğal gaz ithal
edilmektedir.
6.2.2 İran – Türkiye Doğal Gaz Boru
Hattı
Bu proje ile başta İran olmak üzere
doğudaki kaynaklardan alınacak doğal
gazın boru hattı ile Türkiye’ye taşınması
amaçlanmıştır.
Bu kapsamda, 8 Ağustos 1996 tarihinde
İran Ulusal Gaz Şirketi (NIGC) ile
BOTAŞ arasında plato dönemde 9,6
milyar m3 doğal gaz ithalatına ilişkin
Doğal Gaz Alım-Satım Anlaşması
imzalanmıştır. Yaklaşık 1491 km
uzunluğunda, çapı 48” ve 16” arasında
değişen Doğu Anadolu Doğal Gaz Ana
İletim Hattı Doğubayazıt’tan başlayıp,
Erzurum, Sivas ve Kayseri üzerinden
Ankara’ya uzanmakta, bir branşman da
Kayseri, Konya üzerinden Seydişehir’e
ulaşmaktadır.
Haziran 2001 sonu itibarıyla tüm boru
hattı sistemi gaz alabilir duruma gelmiş,
İran Bazargan’daki Ölçüm
İstasyonu’nun tamamlanmasıyla 10
Aralık 2001 tarihinde İran’dan gaz alımı
başlamıştır.
6.2.3 Rusya – Türkiye Doğal Gaz
Boru Hattı (Mavi Akım)
15 Aralık 1997 tarihinde BOTAŞ ve
Gazexport arasında imzalanan plato
dönemde yıllık 16 milyar m3 doğal gaz
ithalatına ilişkin Doğal Gaz Alım- Satım
Anlaşması kapsamında, doğal gaz
Rusya Federasyonu’ndan Karadeniz
geçişli bir hat ile Türkiye’ye
100
ulaşmaktadır. Rusya Federasyonu -
Karadeniz - Türkiye Doğal Gaz Boru
Hattı; Rusya topraklarında, İzobilnoye-
Djubga arasında 56” çapında 308 km ve
48” çapında 62 km olmak üzere toplam
370 km uzunluğundaki Boru Hattı
Sistemi, Karadeniz geçişinde, Djubga-
Samsun arasında her biri yaklaşık 390
km uzunluğunda 24” çapında paralel 2
hat, Türkiye topraklarında Samsun -
Ankara arasında 48” çapında ve 501 km
uzunluğundaki Boru Hattı Sistemi
olmak üzere üç ana bölümden
oluşmaktadır. Hat, 20 Şubat 2003
tarihinde işletmeye alınmış, 17 Kasım
2005 tarihinde resmi açılış töreni
yapılmıştır.
6.2.4 Bakü-Tiflis-Erzurum Doğal Gaz
Boru Hattı (BTE)
Bakü – Tiflis – Erzurum Doğal Gaz Boru
Hattı, Azerbaycan’ın Hazar Denizi’nde
bulunan Şah Deniz sahasından üretilen
gazı Türkiye’ye taşıyan, 690 km
uzunluğundaki ve maksimum 20 Milyar
m3 kapasiteli bir boru hattıdır.
Azerbaycan’dan gaz teminine ilişkin
yapılan müzakereler sonucunda 12
Mart 2001 tarihinde, Azerbaycan doğal
gazının Türkiye’ye sevkine ilişkin
Türkiye ile Azerbaycan arasında bir
Hükümetlerarası Anlaşma ve BOTAŞ
ile Azerbaycan Devlet Petrol Şirketi
SOCAR arasında 6,6 milyar m3 doğal
gazın ithalatına yönelik Doğal Gaz
Alım-Satım anlaşması imzalanmıştır.
Boru hattı, 2005-2007 yılları arasında
inşa edilmiş olup, 2007 yılının Temmuz
ayının ortasından beri faaliyettedir.
Şah Deniz sahasının ikinci aşama
üretimine paralel olarak BTE’nin
Azerbaycan ve Gürcistan
topraklarındaki kısmının (Güney
Kafkasya Doğal Gaz Boru Hattı)
kapasitesinin artırılarak Türkiye-
Gürcistan sınırında Trans Anadolu
Doğal Gaz Boru Hattı Projesine
bağlanması planlanmaktadır. Bu
kapsamda 17 Aralık 2013 tarihinde boru
hattının Azerbaycan ve Gürcistan
topraklarındaki kesiminin (Güney
Kafkasya Doğalgaz Boru Hattı)
kapasitesinin artırılması kararı alınmış
olup, akabinde 20 Eylül 2014 tarihinde
Bakü’de temel atma töreni
gerçekleştirilmiştir.
101
Şekil 6.1 Uluslararası Doğal Gaz Boru Hatları ve Projeleri
Şekil 6.2 Uluslararası Petrol Boru Hatları