1. GENEL SUNUŞ

 

Çalışmamızın konusu olan yeni ve yenilenebilir enerji kaynakları ya da diğer bir deyişle alternatif enerji kaynakları; güneş enerjisi, rüzgar enerjisi, jeotermal enerji, biomas, deniz enerjileri gibi birincil kaynaklarla birlikte, birincil enerji kaynaklarından üretilen hidrojen enerjisini de içermektedir.

 

Fosil yakıta dayalı enerji kullanımı, fosil yakıt dışalımının büyümesi, ithalat giderinin artması gibi bir olumsuzluktan başka, çevre kirlenmesini artırmaktadır. Sürdürülebilir ekonomik büyüme açısından ithalatın ihracata oranının küçük olmasının önemi kadar, üretim güvenirliği olan enerji alt yapısının oluşturulması, enerji sektörünün çevre ile uyuşması önemlidir.  Bu nedenlerle yerel doğal zenginlikler konumunda olan yeni ve yenilenebilir, bir başka deyişle alternatif enerji kaynaklarının, bu kapsamda jeotermal enerjinin, güneş enerjisinin, rüzgar enerjisinin, biomas enerjinin ve deniz enerjilerinin kullanım teknolojilerine bağlı olarak sağlayacağı kazanımlar vardır.

 

Enerji ithalatının fiziksel büyüklüğünün yanında parasal büyüklüğü ya da döviz gereksinimi de büyük boyutlardadır. Petrol fiyatlarında görülen dalgalanmalar, 2000 sonrasında sürekli artış trendi biçiminde olacaktır. 2000-2020 arasında petrol fiyatlarının 22.4-42.0 $/varil, kömür fiyatlarının 52-68 $/ton ve boru hattı doğal gaz fiyatlarının da 104-135 $/103 m3 sınırlarında olması beklenmelidir.

 

Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının planladığı ithalat miktarlarına, ayrıca yukarıda açıklanan fiyat trendlerine bağlı olarak, yalnızca  taşkömürü, petrol ve doğal gaz ithalatı için cari fiyatlarla Türkiye’nin 2000 yılında 7787.2 milyon $, 2005 yılında 13 285.0 milyon $, 2010 yılında 19952.7 milyon $,  2015  yılında  29538.4  milyon  $ ve  2020  yılında   da  42506.3 milyon $ ödeme yapması gerekmektedir. 2000-2020 döneminde yapılacak kümülatif ödeme toplamı ise en az 444 187 milyon $ gibi büyük bir rakamdır.

 

Aşırı fosil yakıt kullanımının getirdiği çevre kirlenmesi önemlidir. Bugün için dünyanın en önemli çevre sorunu sera etkisinden kaynaklanan global ısınmadır. Bunun kökeninde yanma sonucu ortaya çıkan CO2 emisyonu yatmaktadır. CO2 emisyonunun global ısınmadan başka olumsuz etkileri olduğu gibi, yanma reaksiyonunda ortaya çıkan emisyon da yalnızca CO2 değildir. SOx ve NOx gibi diğer zararlı emisyonlar vardır.

 

Nispeten, temiz yakıt denilen doğal gaz kullanımında, yüksek alev sıcaklığından ortaya çıkan NOx ozon tabakasını tahrip edici özelliğe sahiptir. Fosil yakıt üretim ve tüketiminin doğal bitki örtüsünün yanısıra, hayvan ve insan sağlığı üzerinde çeşitli olumsuz etkileri bulunmaktadır.

 

GJ (gigajul) başına ortalama CO2 emisyonu kömürde 85.5 kg, petrolde 69.4 kg ve doğal gazda 52 kg düzeylerindedir. Başlangıçta kömür, daha sonra petrol ve doğal gaza dayalı fosil kökenli enerji kullanımı atmosferdeki CO2 konsantrasyonunu son 150 yıl içinde % 116 artırarak, dünyayı global ısınma süreci ile karşı karşıya bırakmıştır. Tüm dünyada CO2 emisyonu artışının sınırlandırılması sorun olup, çözüm yollarından biri yeni ve yenilenebilir enerji kaynakları kullanımının geliştirilmesidir.

 

Yeni ve yenilenebilir enerji kaynakları kullanımının geliştirilmek istenmesinin bir başka nedeni de, dünyada sınırlı olan fosil yakıt rezervlerini tükenmekten olabildiğince korumaktır. Kanıtlanmış üretilebilir petrol ve doğal gaz rezervlerine insan ömrüne sığacak kadar ömür biçilmesi, insanlığın geleceği açısından düşündürücüdür. Kısacası alışılagelen enerjide bir sınıra yaklaşılmıştır. Sürdürülebilir ekonomik büyüme için ekonomik sınırlar kapsamında kullanıma uygun teknolojilerle yeni ve yenilenebilir enerji eşiğinin aşılması gerekmektedir.

 

Yenilenebilir enerji kaynakları tükenmez oluşları ve süreklilik göstermeleri açısından önemlidirler. Bu kaynakların teknolojik gelişiminin yeniliği ve klasik kaynaklarla ekonomik rekabet güçlükleri, enerji bütçelerinde arzulanan düzeylerde yer almasını önlemiştir. Bununla birlikte birçok ülkede özel teşviklerle hızlı bir gelişim görülmüştür. Ülkemizde ise konulara ilk olarak 1960-1970 döneminde el atılmakla birlikte arzulanan gelişme sağlanamamıştır. Bunun nedenleri aşağıdaki gibi sıralanabilir.

 

• Yeni ve yenilenebilir enerji kaynaklarının bugünkü kullanım düzeyi ve Şura Komisyon Başkanları toplantısında projeksiyon süresi olarak kabul olunan 2020 yılına kadar kullanım hedefleri hakkında, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı APK Kurul Başkanlığı ile TEAŞ Genel Müdürlüğü’nden, yalnızca Komisyon çalışmasında kullanılmak üzere ve Şura Genel Sekteterliği kanalından resmi bilgi istenmiştir. Şura Sekreteryası’nın 13.10.1998 tarih ve S.26 sayılı yazısı ile alınan cevabi yazıda, ETKB/APKK/PFD kayıtlarına göre jeotermal, güneş, odun ve bitki artıkları için aşağıdaki projeksyonlar verilmiştir. Listede rüzgar enerji ve diğer yenilenebilir enerji kaynakları yer almamaktadır. Buna karşın, yenilenebilir olmakla birlikte yeni olmayan hidrolik enerji ile yeni ve yenilenebilir ile hiç ilgisi bulunmayan nükleer enerjinin, yeni ve yenilenebilir enerji kaynakları üretim hedefleri listesi içinde yer aldığı görülmüştür. Şura Sekreteryası’nın 16.10.1998 tarih ve S..31 sayılı yazısı ile TEAŞ Genel Müdürlüğü’nün konuya ilişkin cevabı “yeni ve yenilenebilir enerjji kaynakları ile ilgili olarak 2000-2020 dönemi üretim planlaması çalışmasının henüz tamamlanamadığı olmuştur.

 

 Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı’na göre yeni ve yenilenebilir enerji kaynakları üretim hedefleri (ETKB/APKK/PFD).

​

 Btep: Bin ton petrol eşdeğeri

 

• Yeni ve yenilenebilir enerji kaynakları ile ilgili çeşitli kuruluşlar var görünmektedir. Örneğin güneş enerjisi geçmişte MTA tarafından ele alınmışken, daha sonra EİEİ Genel Müdürlüğü’ne verilmiştir. Bugün güneş enerjisi ve rüzgar enerjisi için EİEİ Enerji Kaynakları Etüt Dairesi’ne bağlı biçimde, sınırlı sayıda elemanı bulunan Güneş ve Rüzgar Enerjisi Şube Müdürlükleri vardır. ETKB Enerji İşleri Genel Müdürlüğü ve TEAŞ-APK Dairesi kapsamında da rüzgar enerjisi birimleri oluşturulmuşsa da, küçük olan bu birimlerle dağınık bir görünüm ortaya çıkmış, bürokrasi artırılmıştır. Jeotermal enerji, 55. Hükümet düzenlemesinde ETKB’nin bağlı kuruluşu olmaktan çıkarılan MTA’nın, Enerji Hammaddeleri Arama ve Etüt Dairesi tarafından ele alınmakta ise de, Jeolojik ve Jeofizik Etütler Dairelerini de ilgilendirmektedir. MTA bünyesinde geçmişte Jeotermal Enerji Dairesi kurulmuşken, bugün yoktur. ETKB bünyesinde jeotermal enerji konusunda çalışan bir birim bulunmamaktadır.  Biomas enerji ile ilgili hiçbir kurum ve kuruluş yoktur. Sonuç olarak, yeni ve yenilenebilir enerji kaynakları bütünlük içinde sahipsiz kalmış ve birbirinden ayrı kuruluşlar koordinasyonsuz biçimde, görev yasaları ile çelişkili olarak bazı konularda görevlendirilmişlerse de, konu toplu ve tutarlı biçimde ele alınamamıştır. Genelde yetersiz ve verimli olmayan bir yapı oluşturulmuştur.

 

• Ülkemizde gerek üniversiteler ve gerekse diğer araştırma kurumlarında bu kaynaklar üzerinde yapılmış araştırmalar, sayıca çok görülmekle birlikte, harcama olanaklarının sınırlı oluşu nedeni ile kapsamları dar, eşgüdümsüz ve birbirinden kopuk, yalın bazı konuların tekrarı biçiminde olup, teknoloji geliştirmeye yeterli düzeyde değildir.

 

• Türkiye’de zaman zaman gündeme gelen, planlama ve Ar-Ge çalışmaları yapacak ve/veya yaptıracak, teknoloji geliştirilmesi ve transferinde düzenleyici olacak, özel hukuk hükümlerine ve özerk statüye sahip Enerji Enstitüsü’ne gerek olmakla birlikte, kurulması gerçekleştirilememiştir. Böyle bir ulusal enstitünün olmayışı nedeniyle, özellikle yeni ve yenilenebilir alternatif enerji kaynakları konusu da gerektiği gibi geliştirilememiştir.

 

• Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından yapılan genel enerji planlaması (birincil enerji talebi ve yerli birincil enerji üretimi) kapsamında, alternatif kaynaklara gereken yer verilememiştir. Bunun temel nedeni, Bakanlıkta bu çalışmaların yapıldığı birimlerde konu uzmanlarının bulunmayışıdır. Bu çalışmaları yapılması ile görevli birim yöneticileri, yeni ve yenilenebilir alternatif kaynaklarını küçümseyebilmişlerdir.

 

• 3. Beş Yıllık Kalkınma Planı hazırlık çalışmalarından itibaren, Genel Enerji Özel İhtisas Komisyonları raporlarında yeni ve yenilenebilir enerji kaynaklarına yer verildiği görülmektedir. 5. Beş Yıllık Kalkınma Planından itibaren, Genel Enerji Özel İhtisas Komisyonları’na bağlı alt komisyonlar ve çalışma grupları ile bu konularda ayrıntılı özel raporlar hazırlanmıştır. Bunun son örneği halen yürürlükte bulunan 7. Beş Yıllık Kalkınma Planı’nın hazırlık çalışmalarıdır. Tüm bu hazırlık çalışmalarına karşın, kesinleşip uygulamaya konulan planlarda, yeni ve yenilenebilir kaynaklarla ilgili yeterli ve somut hedefler yer almamış, “yenilenebilir kaynakların kullanımı geliştirilecektir” gibi soyut cümlelerle konu geçiştirilmiştir.

 

• Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı politikalarında gereken yeri almamış olması nedeniyle, uygulamaya aktarılan Kalkınma Planlarında da hedeflerinden yoksun yeni ve yenilenebilir enerji kaynakları, ülkemizde teşviklerden (subvansiyon, vergi indirimi ve vergi iadesi vs) yoksundur.

 

• Gelişmiş ülkelerde yapılan çalışmalara bakıldığında, G7 ülkeleri, gelişmiş OECD ülkeleri ve Avrupa Birliği kapsamında, yeni ve yenilenebilir kaynakların geliştirilmesine özel teşvikler uygulanmaktadır. Türkiye’de ise teşvik konusunun gereken biçimde gündeme getirildiği bile söylenemez. Bugün pekçok ülkede alternatif enerji kaynaklarının geliştirilmesi için özel yasalar çıkarılmış olmakla birlikte, Türkiye’de bu konu daha yeni konuşulmaya başlanmıştır.

 

• Diğer enerji konularında olduğu gibi yeni ve yenilenebilir alternatif enerji konularında da yerli ve yabancı sermayeye dayalı özel sektörün öncülüğüne gerek vardır. Oysa, özel sektörün bu alana yatırım yapmasını özendirici değil, caydırıcı bir mevzuat ve bürokratik işlemler topluluğu görülmektedir. Bürokratik işlemlerin azaltılmasına, yetkilerin en iyi şekilde kullanılmasına ve dağıtılmasına özen gösterilmelidir.

 

• Yeni ve yenilenebilir enerji kaynakları tükenmez doğal kaynaklar olup, ekonomik açıdan serbest mal durumundadır. Kıt mal olmayan bu kaynakların, Anayasa’nın 168. maddesinde yer alan “tabii servetler ve kaynaklar” kapsamına sokulmaları bilimsel ve hukuki açıdan olanaksızdır. Buna karşın, yapılan uygulamalarda bu kaynaklara dayalı santrallar Yap-İşlet modeli yerine, Yap-İşlet-Devret modeli kapsamına sokulmuşlardır. Bu yanlışlığın en kısa zamanda düzeltilmesi ve geçmişte Yap-İşlet-Devret modeline göre verilen izinlerin, tüm sonuçları ile Yap-İşlet modeline dönüştürülmesi gerekir.

 

• Bilimsel açıdan enerji üretimi bir mal üretimi olduğundan, enerji kaynaklarıyla ilgili santral ve benzer üretim tesisleri kurma izinlerinin imtiyaz olmaktan çıkarılması, kamu ve özel sektör temsilcileri arasında yapılacak anlaşmaların özel hukuk kapsamında ele alınması ve Danıştay denetiminin kaldırılması gerekir. Bu amaçla Anayasa’nın 155. maddesinde bir değişiklik yapılarak, “imtiyaz şartlaşma ve sözleşmelerini incelemek” görevi, Danıştay görevi olmaktan çıkarılmalıdır.

 

• Yerli ve yabancı özel sermaye ortaklığı ile kurulacak santrallarda, yatırılacak sermaye güvenliği açısından uluslararası tahkim sorun olmaktadır. Uluslararası tahkim Türkiye’nin imzaladığı bazı anlaşmalarla hukukumuza girmiş bulunmaktadır. Çünkü, Anayasa’nın 90. maddesi “usulune göre yürürlüğe konulmuş milletlerarası anlaşmaları kanun hükmünde” kabul etmektedir. Bununla beraber, ilgili kanunlarımızda açık hükümler bulunmaması, bazı uygulamalarda bürokratların bu açıklığı kendi görüşlerine göre yorumlamaları sorun oluşturmaktadır. Yapılacak yeni bir yasal düzenleme ile “uluslararası tahkim” açıklığa kavuşturulmalı ve kabul olunmalıdır.

 

 

 

2. GÜNEŞ ENERJİSİ

 

2.1. Kaynak Varlığı

 

Türkiye güneş kuşağı içerisinde bulunan bir ülke olup, güneş enerjisince zengindir. Bölgelere göre yıllık toplam güneşlenme süresi 2993-1971 h/yıl arasında değişirken, enerji yoğunluğu 1460- 1120 kWh/m2.yıl sınırlarındadır.

 

Türkiye’nin tüm yüzeyine isabet eden güneş gücü brüt olarak 111500 GW kadardır. Ancak teknik potansiyel 1400 GW olup, kullanılabilir potansiyel 116 GW olarak kestirilmektedir. Bu güçle sağlanabilecek enerji; ülke yüzeyinin binde biri, % 10 verimli PV sistemleri ile kaplanması halinde 8800 Btep elektrik, % 30 verimli ısıl sistemlerle 26400 Btep’tir.

 

2.2. Kullanım Alanları ve Teknoloji

 

 Güneş enerjisi ısıl ve elektriksel uygulamalarla kullanılmakta olup, günümüz teknolojisi ile sağlanan ekonomik koşullarda, özellikle ısıl kullanımı önem kazanmıştır. Amaca bağlı olarak bu enerjinin kullanım alanları çeşitlidir. Uygulamalar konut ve ticarethanelerden sanayiye, elektrik üretimine ve kırsal kesime dek uzanmaktadır.

 

 Teknolojik açıdan güneş enerjisinin uygulama alanlarına bağlı olarak ortaya konulan sistemler şöyle sıralanabilir:

 

1.  GÜNEŞ ISIL SİSTEMLER

1.1.  Güneşli Su Isıtıcılar

1.2.  Güneş Mimarisi Uygulamaları (Güneşle Aktif-Pasif Yapı Isıtma)

1.3.  Tarımsal ve Endüstriyel Kurutucular

1.4.  Acı ve Tuzlu Suların Distilasyonu

1.5.  Pişirme

1.6.  Sterilizasyon

1.7.  Soğutma

1.8.  Güneş Motorları

1.9.  Yüksek Sıcaklık Uygulamaları (Buhar Üretme-Maden Ergitme)

 

2.  GÜNEŞ ELEKTRİKSEL SİSTEMLER

2.1.  Güneş Pilleri - Fotovoltaik Piller (PV)

2.1.1.  Şebekeden Bağımsız Üniteler (Bireysel ve Otoprodüktör)

2.1.2.  Şebeke Bağlantılı PV Santralları

2.2.  Güneş Termik Elektrik Üretim Üniteleri

2.2.1.  Şebekeden Bağımsız Güneş Motorlu Otoprodüktörler

2.2.2.  Şebeke Bağlantılı Güneş Termik Santralları

2.2.2.1.  Yalnız Güneş Girdili Santrallar

2.2.2.2.   Güneş Fosil Yakıt (Doğal Gaz ve Petrol

             Türevleri) Girdili Hibrid Santrallar

3.  DİĞER GÜNEŞ SİSTEMLERİ

3.1.  Fotokimyasal ve Fotobiyolojik Sistemler

3.2.  Hibrid Alternatif Enerji Sistemleri

3.3.  Hidrojen Üretim Sistemleri

 

 Güneş enerjisinin bugünkü kullanımında özellikle ısıl sistemler ve ısıl sistemlerden de su ısıtıcılar ağırlıklı konumdadır. Ayrıca, güneş mimarisi uygulamaları hızla yaygınlaşmaktadır.

 

 Güneş pilleri (fotovoltaik-PV) güneş enerjisini doğrudan elektrik enerjisine çeviren aygıtlardır. Bu sistemler; enerji gereksinimine bağlı olarak, sistemde depolamaya ihtiyaç varsa aküler ve kontrol sistemi ile doğru akım/alternatif akım dönüşümü sağlayan invertörlerden oluşur. Başlangıçta yalnızca telekomünikasyon ve uzay çalışmalarında uygulama alanı bulan bu sistemler, maliyetlerinin düşürülmesi ile giderek genişleyen bir pazara sahip olmuşlardır. 1990-1995 döneminde dünya kurulu PV gücü her yıl yaklaşık %25 artış göstermiştir. Bugün için dünyadaki kurulu toplam gücün 500-800 MWp olduğu bilinmektedir. Bu arada dünya PV pazarının kapasitesinin 100 MWp/yıl düzeyine ulaştığı iddia olunmaktadır. PV sistemleri şebekeden bağımsız ve şebekeye bağlı olmak üzere iki grupta ele alınmaktadır. Şebekeye bağlı sistemler, şebekeye bağlı PV güç santralları ve şebekeye bağlı dağıtılmış PV güç sistemleri biçimindedir.

 

 PV güç sistemlerinin anahtar teslimi birim fiyatları bulunduğu yere ve tipine bağlı olarak değişiklik göstermektedir. Şebekeden bağımsız 100-500 Wp büyüklüğünde  fiyat 14-41 $/ Wp iken, 1-4 kWp’lık sistemlerde 10-28 $/Wp olmaktadır. Şebekeye bağlı 1-4 kWp’lik sistemlerde ise  6.9-20 $/Wp düzeyine düşmektedir. Gücü 50 kWp’den büyük sistemler için 7-14  $/Wp fiyatı verilmektedir. Büyük sistemlerde maliyetin daha da düşeceği belirtilmektedir. Avrupa Birliği enerji araştırma projeleri kapsamında önce 5 MW güçle kurulacak ve ardından 50 MW’a çıkarılacak Girit adası PV santralı için elektrik enerjisi maliyetinin 8.5 cent/kWh olacağı söylenmektedir.  Bu gelişmeler, “fiyatının çok yüksek olduğu” imajını, “fiyat farkının çok büyük olmadığı” imajına dönüştürmekte olduğunu göstermiştir.

 

Güneşten elektrik üretiminde atılım, termik üretimle sağlanmıştır. 1975-1985 yılları arasında güçleri 1-10 MW olan değişik güneş termik santralları kurularak denenmiştir. 1985 yılında ise Amerika’da Güneş Elektrik Üretim Sistemleri (SEGS) Projesi kapsamında Luz Şirketi tarafından California’da 13.8 MW gücündeki birinci ünitesi ile güneş-doğal gaz hibrid termik santralı kurulmuştur. Luz santralına teknolojik geliştirmelerle sürekli yeni üniteler eklenmiş ve 1991 yılında 9. ünitesi ile gücü 354 MW’a yükseltilmişti. Son dönemde eklenecek yeni 4 ünite ile ünite sayısının 13’e gücünün de 674 MW’a yükseltilmesi istenmektedir.

 

 Luz güneş-doğal gaz hibrid termik santralı üretiminin toplam enerji girdisinde doğal gazın payı %25-30 arasında değişmektedir. Güneşle üretilen buharın kızdırılması için doğal gaz kullanılmaktadır. Amerika’da bu tür santrallardan elde olunacak elektrik enerjisinin %75’inin güneş kökenli olması zorunluluğu getirilmiştir. Oysa, santral %50 güneş ve %50 doğal gaz girdisi ile çalışma yapabilecek biçimde inşa edilmiştir.

 

Luz santralında verim her ünite için değişik olup, %29.4-37.6 arasında değişmektedir. Yalnız doğal gaz girdisi koşulundaki verim ise %37.3-39.5 sınırlarındadır. Luz santralı yılda 4500 h çalışmaya uygun olmakla birlikte, fiili çalışma süresi 3000-3500 h arasında kalmaktadır.

 

 Değişik tip güneş termik santrallarının maliyetleri 1800-4000 $/kW arasında bulunmaktadır. Güneş-doğal gaz hibrid santralının ilk örneği olan Luz  santralında  maliyet, ilk ünitelerde 2850-3000 $/kW iken, bugün 160-200 MW’lık ünitelerle 1800- 2000 $/kW düzeyine çekildiği belirtilmektedir. İlk güneş termik santrallarının enerji maliyeti 20 cent/kWh’ı aşkın olurken, Luz tipi hibrid termik santrallarında 5-7 cent/kWh kadardır. Doğal gaz girdisinin %50 oranında tutulması koşulunda maliyet daha da düşebilecektir.

 

2.3. Türkiye’de Kullanım Düzeyi ve Kullanım Hedefleri

 

Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı verilerine göre Türkiye’nin 1996 ve 1997 yılı güneş enerjisi kullanımı birbirine eşit olup, 80 Btep/yıl kadardır. Oysa, Türkiye’de halen 3 milyon m2 kurulu kollektör alanı ile güneşli su ısıtıcılardan 120 Btep/yıl enerji kazanılmaktadır.

 

Türkiye’de hiçbir teşvik görmemesine karşın, gelişme gösteren ve yurt dışına ihracat yapabilen güneşli su ısıtıcı sektörü bulunmaktadır. Bu sektörde düz yüzeyli klasik kollektör üreten dört büyük kuruluşun yanısıra, yüzü aşkın orta ve küçük sanayi işletmesi vardır. Sektörde yaklaşık 2000 kişi istihdam edilmektedir.

 

Türkiye’nin toplam kollektör üretim kapasitesi 500 bin m2/yıl düzeyinde olup, talep karşısında mevcut üretim kapasitesine göre 700 bin m2/yıl düzeyine çıkılabileceği sanılmaktadır. Yapılan üretimin bir miktarı ihraç olunmaktadır. İhracat miktarı kesin saptanamamış olmakla birlikte, bazı firmalarda üretimin %20-25’ine ulaştığı söylenmektedir.

 

Türkiye’de güneşli su ısıtıcılarla çekilecek enerjinin ilk etapta 500 Btep’e çıkarılması için kurulu kollektör alanının 12500000 m2 düzeyine yükseltilmesi gerekmektedir. Bu açıdan bakılınca, sektörün büyütülmesi ve üretim kapasitesinin artırılması gerekmektedir.

 

Ülkemizde hemen başlatılması gereken bir diğer uygulama güneş mimarisi ile yapıların güneşten ısıtılmasıdır. Ayrıca, tarımsal ve endüstriyel ısıl proseslerde güneş enerjisinden ekonomik sınırlar içerisinde olabildiğince yararlanılması üzerinde durulmalıdır. Bu hedeflerin gerçekleşmesi teşviklere bağlıdır.

 

Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı güneşten sağlanacak birincil enerji üretimini 2000 yılı için 121 Btep, 2020 yılı için 706 Btep olarak planlamıştır. Bu planlama yalnızca güneşli su ısıtıcıların, bugünkü gibi teşvik görmeden uygulanması sonucu doğal gelişimi yansıtmaktadır. Uygulamanın doğal gelişime bırakılması, ya da Bakanlığın planlamasında yer alan biçimde gelişmesinin öngörülmesi  güneş enerjisinin teşvik edilmemesi demektir.

 

Güneşli su ısıtıcılar teşviklerle yaygınlaştırılmalıdır. Pasif sistemlerle konut ısıtmada güneş enerjisi, özellikle yeni inşa olunan yapılarda teşvik olunmalıdır. Sanayide, özellikle düşük sıcaklıklı teknolojik ısı gereksinimi için güneş enerjisinden yararlanılmalı, elektrik üretim kaynakları arasında da yer almalıdır. Ekonomik ve teknik koşullara göre güneşten yapılacak enerji üretiminin 2000 yılında 287 Btep ve 2020 yılında 3882 Btep olabileceği TÜSİAD Enerji Raporu için hazırlanan model çalışmalarıyla ortaya konmuştur.

 

 Tablo 1’de yıllara göre Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı güneş enerjisi üretim planlaması ile su ısıtıcıların yanısıra, diğer kullanım alanlarını da kapsayan biçimde TÜSİAD raporunda önerilen üretim hedefleri karşılaştırmalı olarak verilmiştir. TÜSİAD Raporunda önerilen kullanım düzeyi 2000 yılı için Bakanlığın öngördüğünün 2.4 katı ve 2020 yılı için 5.5 katı olup, Türkiye’de kolaylıkla ulaşılabilecek değerlerdir. Burada da aynen önerilmektedir.

 

Tablo 1. Türkiye’de güneş enerjisi üretim

 hedefleri (Btep).

​

 

2.4. Güneş Enerjisiyle İlgili Toplu Öneriler

 

• Güneş enerjisinden yararlanma potansiyeli, Türkiye’nin tüm bölgeleri için ciddiyetle ele alınmasını gerektiren bir büyüklüktedir. Güneş enerjisinden su ısıtma, konut ısıtma, pişirme, kurutma, soğutma, proses ısısı sağlama  gibi ısıl kullanımlara ağırlık verilmeli, güneş enerjisinden elektrik üretimi uygulamaları teşvik edilmelidir. İlk etapta küçük güçlerde fotovoltaik uygulamalara yer verilmelidir. Uzun dönem için güneş termik santralları planlanmalıdır.

 

• Türkiye’de güneş enerjisinden yararlanma konusunda politikaların belirlenmesine, kaynak yönlendirme ve teşvikler konusuna netlik kazandırılmasına gerek vardır.

 

• Ekonomik teşvikler konusu çok önemli olup,  bu vergi indirimi, ucuz kredi ve subvansiyonlar  biçiminde yapılabilir. Bugün güneş enerjisi sıcak su sistemleri lüks kabul olunarak % 15 KDV ile vergilendirilmektedir. Bunun tamamen kaldırılması ya da en az % 5’e indirilmesi gerekir. Üretici ve tüketicilere düşük faizli kredi uygulaması da güneş enerjili sistemlerin yaygınlaşmasını sağlayacaktır. Üreticiye uygulanan kredi faizlerinin yarıya indirilmesi ve geri ödeme döneminin 5 yıldan az olmaması gerekmektedir.

 

• Türkiye’de düz yüzeyli güneş kollektörleri ve güneşli su ısıtma sistemlerine ilişkin standartlar bulunmakla birlikte, tam uygulanmamaktadır. Dışarıya ihraç açısından yabancı alıcılar Türk Standardına uygun kollektörleri almamakta ve standart dışı özel isteklerde bulunmaktadırlar. Standart yeni olmakla birlikte, gelişen teknolojiye göre geri kalmış durumdadır ve yenilenmesi gerekmektedir. Ayrıca, güneş mimarisine ve diğer öncelikli kullanım alanlarına ilişkin standardlar hazırlanmalıdır.

 

• Yapıların güneş enerjisi ile pasif ısıtılması ve serinletilmesi güneş mimarisi ile bütünleşik bir mühendislik konusu olarak ele alınmalı ve tek yapılardan öte yerleşim alanları ölçeğinde geliştirilmelidir. Güneş mimarisine ülkemizin özel koşulları göz önünde tutularak yaklaşılmalıdır. Bina ruhsatı verilirken, güneş enerjisinden aktif-pasif sistemlerle yararlanılıp yararlanılmadığı bir kriter olmalı, güneş enerjili sistemleri olan yapılara bina vergisi indirimi getirilmelidir.

 

• Güneş mimarisinin başarılı olması için yasaları da kapsayan yeni bir mevzuat gerekmektedir. Bu mevzuat “güneşten yararlanma hakkı” ilkesine uygun biçimde düzenlenmelidir. Yine bu mevzuat ve yasal düzenlemeye dayanarak, “güneş mimarisi ve pasif güneş enerjisi uygulamaları ve teşviki” ile ilgili bir denetim mekanizması oluşturulması üzerinde durulmalıdır.

 

• Güneş enerjisinin aktif yöntemle yapı ısıtılmasından seraların ısıtılmasına, tarımsal ve endüstriyel kurutmaya, endüstriyel ısı uygulamalarına, soğutmaya, metalurjik fırınlara dek çeşitli kullanım alanları üzerinde teknoloji seçimi ve ülkemiz koşullarına uygun geliştirilmesi üzerinde çalışılmalıdır. Özellikle güneşli soğutma konusu ülkemiz koşullarında tarımsal ürünlerin ve gıda sanayi ürünlerinin saklanılması açısından üzerinde önemle durulması gereken bir konudur.

 

• Türkiye’de fotovoltaik güneş pillerinin kullanım düzeyi üzerinde yeterli veri olmamakla birlikte, yaklaşık 125 kW’lık bir kullanılır güç olduğu sanılmaktadır. Geleceğe yönelik kullanım projeksiyonları ise belirsizdir. Oysa, fotovoltaik üretim, gelecek açısından ihmal edilmemesi gereken bir konudur. Bu alanda hedef ve politikalar saptanmalı PV panellerin Türkiye’de üretimlerinin ön görülüp görülmediği belirlenmelidir. Türkiye’de yerli üretim yönünde bir politika oluşturulacaksa, bu konudaki araştırmalar desteklenmelidir.

 

• Güneş fotovoltaik sistemleri trafik sinyalizasyonu, otoyollarda aydınlatma ve telefon iletişimi, orman kuleleri, deniz fenerleri, park ve bahçe aydınlatması, şebekeden uzak kırsal ünitelerdeki elektrik gereksiniminin karşılanması gibi alanlarda, öncelikli uygulama bulabilirler. Uzun dönemde birkaç yüz kW’ın üzerindeki üretim birimleri ile ulusal elektrik ağına bağlantılı biçimde çalışabilirler. Dünyada örnekleri olan bu tür kullanımlar, pilot uygulamalarla Türkiye’de de başlatılmalı ve PV panellerin ekonomikliğine bağlı biçimde geliştirilmelidir.

 

• 1-5 kW gücündeki fotovoltaik güneş pili sistemlerinin şebekeye bağlanması için gerekli yasal düzenlemelerin bir an önce çıkartılması gerekmektedir. Bu mevzuat düzenlemesi Yap-İşlet modeli içinde yer almalı, bürokratik engellemelere takılmayacak biçimde çok basit bir prosedür içermelidir.

 

• Güneş termik elektrik santrallarının büyük güçlerde olanları fosil yakıtlarla (özellikle doğal gazla) entegre çevrimler kapsamında hibrid santral olarak geliştirilmektedir. Teknik ve ekonomik açıdan başarılı ilk uygulaması Amerika Birleşik Devletleri’nde yapılmıştır. Türkiye’nin bu teknolojiyi yakından izlemesi gerekmektedir. Önümüzdeki 10 yıllık süreçte, 2005-2010 döneminde Türkiye’de ilk güneş-doğal gaz hibrid termik santralı kurulması konusunun uygulamaya sokulması gerekmektedir. Konuyla ilgili Ar-Ge çalışmalarına ve bilinçli teknoloji transferlerine gerek vardır.

 

• Türkiye’de güneş enerjisi uygulamalarının yaygınlaştırılıp geliştirilmesi, gerekli kurumsal alt yapının oluşturulması, güneş enerjisi ile ilgili sanayiye ve tüketicilere teşvikler uygulanması için bir yasal düzenleme yapılması zorunludur. Bu amaçla güneş enerjisi yasası çıkarılmalıdır.

 

3. RÜZGAR ENERJİSİ

 

3.1. Kaynak Varlığı

 

Rüzgar enerjisi güneş enerjisinin bir türevidir. Bu nedenle güneş enerjisi potansiyeli ile rüzgar enerjisi potansiyeli arasında ilişki bulunmaktadır. Ülkemizde rüzgar enerjisi ölçümleri iklim amaçlı olarak DMİ tarafından yapıla gelmektedir. Ancak, bu ölçümler, ölçüm istasyonlarının  yerleşim birimlerinin içinde kalması nedeni ile  gerçek enerji değerini vermekten uzaktır. Enerji amaçlı ölçümler EİEİ tarafından yapılmakta ise de, yurt genelinde geliştirilememiştir. Türkiye’de rüzgar enerjisi potansiyeli konusunda, DMİ Genel Müdürlüğü’nün ölçümlerine dayanılarak ve saptanan veriler enerji amaçlı düzeltilerek, 1963 yılından bu yana çeşitli üniversitelerde yapılmış potansiyel belirleme çalışmaları vardır.

 

ABD’nin uzay çalışmaları ile saptadığı meteorolojik veriler, Türkiye’nin rüzgar enerjisi bakımından zengin olduğunu göstermektedir. Türkiye’nin bulunduğu coğrafi yöreye bağlı olarak komşu ülkelerde ve bölge ülkelerinde yapılmış ölçüm verileri, DMİ’den alınan düzenlenmiş verilerle birleştirildiğinde de ayni sonuç görülmektedir.

 

1998 yılında TÜBİTAK-TTGV Enerji Platformu raporunda belirtildiği gibi, Türkiye’nin brüt rüzgar enerjisi potansiyeli yaklaşık 400 TWh/yıl (gerekli güç 220000 MW) düzeylerinde olup, teknik potansiyel 110 TWh/yıl (gerekli güç 55000 MW) kadardır. Bugün için ekonomik boyutu ile kullanılabilir potansiyel 50 TWh/yıl (gerekli güç 20000 MW) düzeyinde bulunmaktadır. ETKB’ye göre bugünkü teknik koşullarda 10 metre yükseklikteki ortalama 6 m/s hızda, yılda 2500 saat kullanma süresi ile kurulabilecek teknik kapasite (yararlanılabilir potansiyel) 10000 MW düzeyindedir. Ölçümlerin geliştirilmesi sonucu bu değerlerde değişme beklenmelidir. Rüzgar potansiyeli bakımından zengin olan yörelerimiz başta Ege, Marmara ve Doğu Akdeniz olmak üzere kıyılarımızdır. Ancak, İç Anadolu ile Güneydoğu Anadolu’da bugün rüzgar santralı kurma çalışmaları ile ilgili bazı firmaların ve özel araştırma ünitelerinin saptadığı, DMİ kayıtlarından bile görülebilen çeşitli yörelerimiz vardır.

 

3.2. Kullanım Alanları ve Teknoloji

 

 Rüzgar enerjisinin yel değirmenleri, su çıkarma ve çeşitli mekanik enerji gereksinimleri için kullanımı çok öncelere dayanmaktadır. Elektrik üretiminde kullanılması da Birinci Dünya Savaşı öncesinde başlamış olmasına karşın, Rüzgar Enerjisi Çevrim Sistemleri (WECS) olarak geliştirilen yeni rüzgar türbinleri ile büyük güçlerde elektrik üretiminde kullanılması, 1990 yıllarından sonra önem kazanmıştır.

 

Dünyada rüzgar santrallarının kurulu gücü hızlı artış göstermektedir. 1990 yılında dünyanın kurulu rüzgar gücü 2160 MW iken, 1994 yılında 3738 MW’a, 1995 yılında 4843 MW’a, 1996 yılında 6097 MW’a ve 1997 yılında da 7588 MW’a çıkmıştır. 1998 sonunda Avrupa’daki kurulu güç  5886 MW’a, Amerika’daki kurulu güç 2029 MW’a yükselirken, dünya rüzgar kurulu gücü 9200 MW olmuştur. Kurulu gücün %63.9’u Avrupa, %22’si Amerika’dadır.

 

 Avrupa’da en büyük kurulu güç Almanya’da olup, onu Danimarka, Hollanda, İngiltere, İspanya, İsveç, İtalya ve Yunanistan izlemektedir. Asya’da Hindistan ve Çin rüzgar santrallarına önem vermektedir. 2000 yılı için dünyanın kurulu güç hedefi 1997 yılı görüşü ile 14000 MW kadardır. Bunun kesinlikle aşılması beklenmektedir. Avrupa Birliği 2005 yılında, Avrupa’daki kurulu gücü 11500 MW’a çıkarmayı kararlaştırmıştı. Bu, Avrupa kurulu elektrik gücünün o yıl için  % 2’sine karşılıktı

 

 Avrupa Birliği son olarak, Avrupa rüzgar kurulu gücünün 2000 yılında 8000 MW, 2010 yılında 40 000 MW ve 2020 yılında 100 000 MW’a çıkmasını hedeflemiştir. Başlangıçta 2030 yılı için 100 000 MW düşünülüyordu. Böylece, Avrupa yeni bir hedef büyütmesi yapmıştır.

 

 Günümüzde rüzgardan elektrik üretimi için büyük güçlü türbinlerle kurulan rüzgar santrallarının yanında, küçük güçlü türbinler olan rüzgar jeneratörleri de kullanılmaktadır. Uygulamada bunlar şebekeden bağımsız çalıştırılan rüzgar jeneratörleri ve şebeke bağlantılı rüzgar santralları olarak ayrılmaktadır. Ancak, rüzgar enerjisi küçük güçlü otoprodüktörlerden çok, büyük güçlü rüzgar santralları ile gelişme göstermektedir.

 

3.2.1. Şebekeden Bağımsız Rüzgar Elektrik Sistemleri

 

 Şebekeden bağımsız rüzgar elektrik sistemleri birkaç kW ile 100 kW arasında kullanılmakla birlikte, çoğunlukla 30 kW’ı aşmamaktadırlar. Bu tür rüzgar jeneratörleri üç palli (kanatlı) bir çark, transmisyon sistemi, DC jeneratör, yöneltici kuyruk ve fren sisteminden oluşurlar. Makina daha çok direkt tipi bir pilon üzerine yerleştirilmektedir. Sistemden elde olunan DC elektrik enerjisi akü ile depolanır.

 

 Şebekeden bağımsız büyük güçlü (10-100 kW) sistemler, yedek enerji kaynağı olarak diesel jeneratörlerle paralel çalıştırılmaktadır. Böyle bir sistemde diesel jeneratörün rüzgardan yararlanarak %40-50 yakıt tasarrufu sağlaması amaçlanmaktadır. Rüzgar-Diesel sistemlerde DC/AC invertör kullanılarak tüketici AC ile beslenmektedir.

 

 Türkiye’de özellikle 10 kW’dan küçük güçlerde rüzgar+güneş PV elektrik sistemlerine bir talep olduğu ve bu tür sistemlerin piyasaya çıkarıldığı görülmektedir. Bu sistemler DC karakterli ve akülüdürler. Ancak, pahalı olmaları yaygınlaşmalarını engellemektedir. Ucuzlatıcı önlemler alınmalıdır.

 

3.2.2.  Şebeke Bağlantılı Rüzgar Elektrik Sistemleri

 

 Rüzgar santralının ana yapı elemanı rüzgar  türbinidir. Rüzgar santrallarında kullanılan türbinlerin hemen tümü yatay eksenli propeller türbinlerdir. Rotor kanat sayıları bir ile üç arasında değişmektedir. Kanatlar kompozite malzemeden yapılmaktadır. Çoğunlukla up-wind (üst rüzgarlı - rüzgarın kuleyi yalamadan çarka çarptığı) tip türbinler kullanılmaktadır.

 

Türbin rotor çapları 18-70 m, rotor süpürme alanları 255-3850 m2, rotor dönü hızları 28-60 rpm arasındadır. Kule yükseklikleri 75 m’ye dek uzanabilmektedir. Çalışmaya başlama için hub yüksekliğinde gerekli rüzgar hızı 3-4 m/s olup, nominal güç üretim koşulu için 11-14 m/s rüzgar hızı gerekmektedir. Türbinler; mikroişlemcili logic kontrol-kumanda sistemli, stall güç ayarlı ve disk frenlidir. Senkron veya asenkron jeneratörlü olmaktadırlar. Transmisyon sistemi bulunmayan değişken hızlı senkron jeneratörlü tipleri de vardır. Rotor kütleleri 3-26 t, tüm donanımı ile gövde (tekne) kütleleri 10-56 t, kule kütleleri 12-88 t arasında değişmektedir.

 

 Bugün rüzgar santralları tek türbinli olarak değil, genellikle birden çok türbin içeren ve şebeke ile bağlantılı rüzgar çiftlikleri biçiminde kurulmaktadır. Büyük denilen türbinlerin güçleri 1990 yılında 100-250 kW iken, günümüzde 450- 2000 kW arasında bulunmaktadır. Bugünkü uygulamada daha çok 450-1500 kW’lık türbinler kullanılmaktadır.

 

Ancak, 2 MW’lık türbinler de vardır ve deneme safhasında bulunmaktadırlar. Bununla beraber uzunca bir dönem 600 kW-1 MW’lık türbinlerin başat olmaları beklenmektedir. Piyasa da 1.65 MW’lık makinalar bulunabilmektedir. Bu arada 2-5 MW’lık türbinler üzerinde proje çalışmaları sürdürülmekte ise de, şimdilik optimal güç olarak hedeflenen 3 MW’lık makinaların geliştirilmesidir.

 

Rüzgar santralları genelde karasal alanlarda kurulmakla birlikte, rüzgar enerjisi bakımından deniz alanları karasal alanlara göre daha büyük zenginlik gösterdiğinden,  kıyılardan 10-30 km‘ye kadar uzanan açıklıklarda ve su derinliği 10-40 m arasında olan yerlerde bu tür santralların kurulmasına girişilmiş olup, 1991 yılından bu yana ilk denizüstü rüzgar santralları Avrupa’da ticari olarak işletmeye alınmıştır. Avrupa’da 2030 yılında kurulu rüzgar gücünün %25’inin denizüstü rüzgar santralı olması beklenmektedir.

 

Teknolojik gelişimle rüzgar türbinlerinin ünite güçleri artırılırken, son beş yıl içerisinde fiyatları düşürülmüştür. Karada kurulan türbinlerin birim fiyatları üst sınır olarak 1600-1800 $/kW’a kadar çıkabilmekte ise de, ortalama 1100-1300 $/kW düzeyinde kalmakla birlikte, ABD iç piyasasında 750 $/kW düzeyine inildiği kayıtlara geçmiştir. Dünya genelinde türbin pazarı 2000 MW/yıl düzeyine ulaştığında, birim kurulu güç maliyetinin 750 $/kW düzeyinin altına çekilebileceği tahmin edilmektedir.

 

Avrupa’da rüzgar türbini üretimi ve satışı yapan 18 firmadan Türkiye için alınan tekliflerde türbin fob fiyatları 900-1750 $/kW arasındadır. 450-600 kW’lık türbinlerin fiyatları 900-1100 $/kW iken, 750-1000 kW’lık türbinlerde  1200-1300 $/kW, 1000-1500 kW’lık türbinlerde 1400-1500 $/kW olmaktadır. Büyük güçlü 1500-2000 kW’lık türbinler için fiyat 1750 $/kW’a yükselmektedir.

 

3.3. Türkiye’de Kullanım Düzeyi ve Kullanım Hedefleri

 

Türkiye’nin şebeke bağlantılı ilk rüzgar santralı, otoprodüktör santral olarak, 3 adet 580 kW’lık türbinle toplam 1.74 MW güçte olmak üzere Çeşme-Germiyan’da 1998 Şubat ayında kurulmuştur. Yap-İşlet-Devret modeli ile inşa olunan 7.2 MW’lık ilk rüzgar santralı ARES’de Çeşme Alaçatı’da kurulmuş bulunmaktadır. Yerli ve yabancı sermaye işbirliğine dayalı özel sektör girişimleri ile bu santralı diğerlerinin izlemesi beklenmektedir. 2x25.2 MW’lık Çeşme-Kocadağ, 30 MW’lık Çanakkale ve 10.2 MW’lık Bozcaada santrallarının sözleşmesi Danıştay incelemesi aşamasındadır.

 

Özel sektör tarafından Yap-İşlet-Devret modeli kapsamında 1996 yılında yapılan ilk üç başvuru ile toplam kurulu gücü 31.82 MW olacak rüzgar santrallarının kurulması istenmişti. Kasım 1998 sonu itibari ile başvuru sayısı 31’e yükselmiş olup, kurulmak istenen santralların proje güçleri toplamı opsiyonlu olarak 658.02-750.02 MW düzeyine ulaşmıştır. Söz konusu otuzbir projeden biri gerçekleştirilmiş, üçünün sözleşmesi Danıştay’da inceleme aşamasında  olup, fizibilite raporu değerlendirilen 1 proje, revize fizibilite raporu beklenen 2 proje, fizibilite raporu beklenen 17 proje, başvuru raporu değerlendirilen 3 proje, başvuru raporu alınıp 6 aylık ölçümleri beklenen 3 proje vardır.

 

Türkiye’de resmi olarak somutlaştırılmış bir rüzgar enerjisi politikası ve geleceğe ilişkin hedef projeksiyonlar yoktur. Bu konuda ETKB Enerji İşleri Genel Müdürlüğü’nün bazı öngörümleri bulunmakla birlikte, yasal olarak Bakanlık Politikasını saptamakla yükümlü APK’nın ortaya koyduğu planlama ve hedef projeksiyonlar bulunmamaktadır. Hedef ve politikalar konusunda üniversitelerden ve özel kesimden gelen görüşler vardır. Ülkemizde rüzgar santralları kurulmasına 500 MW’lık paket projelerle başlanması, paketlerin uygun sürede bitirilmesi, her paket için ayrı teknik, ekonomik ve mali koşullar belirlenmesi istenmiştir.

 

İlk projelerde Ege ve Marmara kıyıları öncelik kazanmıştır. Yapılan başvurularla Çeşme yarımadasında 300 MW’a yakın rüzgar santralı kurulmak istenmektedir. Rüzgar elektriğinin ulusal enterkonnekte sistemimizi kesintisiz besleyebilmesi, rüzgar santrallarının rüzgarlı yöreler ile yurt geneline dağıtılmasıyla olanaklıdır. Bu nedenle, ülkemizin diğer rüzgarlı alanlarında da rüzgar santrallarının kurulmaları hat ve trafo olanakları ile teşvik edilmelidir.

 

Türkiye’nin 2000 yılı rüzgar santral hedefi 300 MW’dan az olmamalıdır. Uygun teşviklerle bu değerin 500 MW’ı aşabileceği görülmüştür. Avrupa Birliği’nin eski enerji politikası hedeflerine göre ülkemizde 2005 yılında kurulu rüzgar gücünün 900 MW’dan az olmaması gerekmekte idi. Şimdi, Avrupa hedef büyütmüştür. TÜSİAD için hazırlanan Enerji Raporu’na göre, model çalışması sonucu bulgulanan 2005 yılı değeri ülkemiz için  1400 MW düzeyindedir. Söz konusu TÜSİAD raporunda 2010 yılı rüzgar kurulu gücü için  2900  MW, 2020 yılı rüzgar kurulu gücü için 7800 MW önerilmektedir. Rüzgar santrallarının yıllık çalışma süresi teorik ortalama olarak 2500 h alındığından, kurulu kapasite % 30 zaman faktörü ile  değerlendirilmiş olmaktadır.

 

Başlagıçta da belirtildiği gibi, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı birincil enerji üretim planlamasında rüzgar enerjisi yer almamaktadır. ETKB Enerji İşleri Genel Müdürlüğü’nün, Şura 6. Komisyon Raporu hazırlık aşamasında Bakanlık görüşü iddiası ile belirttiğine göre, kurulu gücün %2’si hedef seçilmiştir. Buna göre rüzgar kurulu gücü 2000 yılında 300 MW, 2005 yılında 900 MW, 2010 yılında 1300 MW, 2015 yılında 1700 MW ve 2020 yılında 2200 MW olabilecektir. Avrupa Birliği geçmişte, yalnızca 2005 yılı için kendi kurulu gününün %2’sini kriter almışken, sonraki yıllar için böyle bir kriter getirmemiş ve bu oranın değişebileceğini kabul etmişti. Sonradan da bu hedefi büyütmüş bulunmaktadır. Bu nedenle, Enerji İşleri Genel Müdürlüğü’nün pratik yaklaşımı çözüm getirici değildir ve tartışmalıdır.

 

TÜSİAD Enerji Raporu için hazırlanan model çalışmasına göre 2000-2020 döneminde rüzgar enerjisinden sağlanacak güç ve  yapılabilecek üretimler Tablo 2’de gösterilmiştir. Bu hedefler Enerji İşleri Genel Müdürlüğü ve EİEİ görüşlerine göre yüksek bulunmakla birlikte, dünyadaki teknolojik gelişime paraleldir. Üstelik buradaki kurulu gücü termik ve hidrolik kurulu gücüyle eşdeğer görmemek gerekmektedir. Rüzgar kurulu gücü 1800-3000 h/yıl periyodunda değerlendirilmeye uygundur. Burada  2250 h/yıl çalışma periyodu ile 2020 yılında öngörülen rüzgar elektrik üretimi, toplam elektrik üretim hedefinin %3.2’si kadardır.

 

Tablo 2. Türkiye için önerilen rüzgar enerjisi üretim hedefleri.

​

 

 

3.4. Rüzgar Enerjisiyle İlgili Toplu Öneriler

 

• Geçmişte su pompajında kullanımı önem kazanmış rüzgar enerjisinin, 1974 yılından sonraki Ar-Ge etkinlikleri sonucu günümüzde, elektrik üretim amacı ile kullanımı ön plana geçmiştir. Şu anda rüzgar santrallarında  kullanılmak üzere 100 kW ile 1650 kW arasında çeşitli güç kademelerinde rüzgar türbinleri piyasada olup, yoğunluk 450 - 1500 kW güçlü türbinler üzerinde toplanmıştır. Ençok kullanılan türbinler 600 kW güçlü makinalardır. Rüzgar enerjisinden elektrik üretimi, konvansiyonel kaynaklarla ekonomik olarak yarışabilir duruma gelmiştir.

 

• Türkiye’de rüzgar enerjisi kullanımın gelişimi için bir “Ulusal Rüzgar Enerjisi Programı” hazırlanarak uygulamaya konulmalıdır. Uzun dönemli olması gereken bu programda, hedefler, yatırımlar, teşvikler, iletim hatları ve trafo güçleri, Ar-Ge konuları yer almalıdır.

 

• Türkiye’de rüzgar santralları kurulacak yerlerin ayrıntılandırılması için yerel rüzgar ölçümlerinin geliştirilmesi zorunluluğu vardır. Enerji amaçlı ölçümler santral kurucusu firmalar tarafından yapılabileceği gibi, ilgili kamu kuruluşları tarafından saptanan yörelere ilişkin ölçümler firmalara sunulabilir. Bununla beraber, kamu sektörü bu ölçümleri yapmakta geç kalmış olduğundan, “Türkiye’de önce ölçümler tamamlansın, ayrıntılı yöresel potansiyeller belirlensin ve rüzgar atlası oluşturulsun, sonra rüzgar santralları kurulsun”, demenin anlamı kalmamıştır ve santrallar kurulmaya başlanmıştır. Ancak, Türkiye’nin sağlıklı rüzgar atlasını oluşturmaya yönelik yürütülmekte olan proje, en kısa zamanda sonuçlandırılmalıdır. Bu çalışmalar sonucu kesin potansiyeller saptanabilecek, sağlıklı üretim hedefleri ortaya konabilecektir.

 

• Geleneksel teknolojilerde olduğu gibi rüzgar teknolojisinde de araştırmaya zamanında yatırım yapılmadığından, gerek üretim teknolojsinde ve gerekse bu sistemlerin uygulanması açısından teknoloji ve  ürün (türbin, makina vb) ithali zorunluluk halini almıştır.

 

• Türkiye’de son olarak 31 rüzgar santralı kurma başvurusu yapılmıştır. Bunların tümü Yap-İşlet-Devret modeli kapsamındadır. Geçmişte Yap-İşlet modeli ile bir başvuru yapılmışsa da mevzuat eksikliğinden işleme konulamamıştır. Oysa, rüzgar santrallarının tamamının enerji alım garantili Yap-İşlet modeli kapsamında yapılması gerekir. Bu amaçla özel bir yasa çıkarılmalıdır. Bu konuda Bakanlıkça, tüm yeni ve yenilenebilir kaynakları kapsamak üzere (rüzgar, dalga, güneş, çöp, çöp gazı, biokütle için) hazırlanmış bir tasarı ile Rüzgar Enerji Santralları Sanayi İşadamları Derneği (RESSİAD) tarafından hazırlanan, gereği için Cumhurbaşkanlığınca Hükümete gönderilen “Rüzgar Enerjisi Santralları Kanun Tasarısı” vardır. Bakanlığın hazırlamış olduğu tasarı da içerik bakımından daha çok rüzgar santrallarını kapsar durumdadır. Bu tasarılar birleştirilerek, rüzgar enerjisine özgü bir yasa en kısa zamanda çıkarılmalıdır.

 

• Türkiye’de rüzgar santralları kurulmasına 250-500 MW’lık paket projelerle girişilmelidir. Yörelere göre belirlenecek bu paket projelere ilişkin olarak iletim güvenliği sağlanmalı, geliştirilecek iletim hatları konusunda ruzgar santralı kurucusu özel sektör kuruluşlarının görüşleri alınmalı, ilgili komisyon toplantılarına özel sektör temsilcileri katılmalıdır. Beşer yıllık aralıklarla hedeflenen rüzgar kurulu güçleri plan ve programlara geçirilmelidir. Her paket için ayrı teknik, ekonomik ve mali koşullar belirlenmelidir.

 

• Her paket kapsamında gerçekleştirilecek tesislerden üretilecek elektriğin TEAŞ/TEDAŞ ve/veya görevli şirket tarafından hangi fiyattan satın alınacağı, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı’nca bölgelere bağlı olarak enerji alım fiyatları uluslararası ortamda ilan olunmalı ve teknik şartları yerine getiren yatırımcılarla hiçbir fiyat pazarlığı yapılmadan anlaşma sağlanmalıdır. Üretilen enerjiye %100 alım garantisi verilmesi, belirli bir kapasiteye ulaşana kadar (örneğin toplam elektriksel kurulu gücün % 5-7’sine ulaşılana kadar) sabit bir fiyat deklare edilerek, istikrarlı bir piyasa oluşturulması, rüzgar santrallarının kurulmasını özendirecektir.

 

• Rüzgar elektriği için saptanacak fiyat çevre maliyetini içeren, yerli ve temiz kaynağın kullanılmasını özendiren, ilk dönemlerde subvansiyon veren büyüklükte olmalıdır. Bugün dünyada rüzgar santralları kurulu gücünde birinci sırayı almış Almanya’da rüzgardan üretilen elektriğin alış fiyatı, son tüketiciye uygulanan fiyatın %90’ı olmaktadır. Türkiye’de ETKB deyimi ile paçal fiyat uygulaması sürecekse, 20 yıl ortalaması fiyatın 6.5-7 cent/kWh’dan küçük olmaması, ilk dört yılda en yüksek, sonraki sekizer yıllık iki dönemde düşük fiyatlar uygulamaları ile paçal fiyat ortalaması tutturulmalıdır.

 

• Ulusal enterkonnekte sisteme bağlanacak rüzgar türbin ve çiftliklerinin bağlantı kolaylıkları için rüzgar potansiyeli zengin olan yörelerde trafo güçlerinin ve hat kapasitelerinin artırılmasına gidilmeli, trafo gücü yetersizliği, hat yetersizliği bahanesi ile hiçbir santral başvurusu döndürülmemelidir. Rüzgarlı yörelerde gerekli hat kapasitesinin artırılması için üretimci firmaların da görüşleri alınarak, çalışmalara hızla girişilmelidir. Ülkemizde kısa devre gücünün %5’ini aşmayacak biçimde rüzgar santrallarının sisteme bağlanması için getirilen bir kısıtlama vardır. Bunun %10’a kadar yükseltilmesi teknik bakımdan olanaklıdır. Ayrıca, diğer karakteristiklerin de şebekeye uygunluğu aranmalıdır.  Güç faktörü (cos  ) başta olmak üzere, harmonik oluşturma etkisi ve empedansı üzerinde durulmalıdır. Ülkemizde ETKB, TEAŞ/TEDAŞ ve EİEİ temsilcilerinin katılımı ile bu konuda bir çalışma yürütüldüğü belirtilmektedir. Bu tür çalışmalara üniversite kesiminden ve özel sektörden (santral kurucu firmalardan) temsilci alınmalıdır.

 

• Rüzgar santralları dönemine adım atılırken, başka ülkelerin eski rüzgar santrallarını yenilemek için söküp ucuza satacakları küçük güçlü kullanılmış rüzgar türbinleri ile  rüzgar çöplüğü alımından özenle kaçınılmalıdır ve yeni üretilmiş mal olması koşulu getirilmelidir.

 

• Fizibilite raporu ve projelerde makina gücü ve karakteristikleri önemli olup, bunun belli bir firmanın türbinine bağlanması ise sakıncalıdır.. Santral yapımcısı üretici firma, ayni güç ve özellikteki makinayı inşaat aşamasında dünya piyasasından  serbestçe seçebilmelidir.

 

• Ormanlık alanlarda kurulması gereken üretim tesislerinden orman köylüsüne yardım, ağaçlandırma ve erozyon fonu tamamen kaldırılmalıdır. Ancak, doğrudan ormana zarar vermesi veya ağaç kesilmesi durumunda etkilenen araziye ve kesilen ağaca bağlı olarak bedel alınmalıdır. Bu arada, her derece doğal sit alanına rüzgar santralı kurulabilmelidir.

 

• Belli bir proje sahası ile Bakanlığa ön başvuruda bulunan firmalara, ön izin verilmesini müteakip 1 yıl süreyle, ayni alana başka firmaların girmesi önlenmelidir.

 

• Yerleşim birimlerinin rüzgar santrallarına işletme süresi boyunca 500 m’den fazla yaklaşmasına ve imar sahası içinde bulunan başvurulara izin verilmemelidir

 

• Gerekli teknoloji aktarımları ile  yerli rüzgar türbini endüstrisi oluşumuna önem verilmelidir. Bu tür türbinler ülkemizde TAI fabrikaları gibi modern işletmelerde kolaylıkla üretilebilecek niteliktedir. İlk uygulamalardan başlayarak, Türkiye’de yapılacak bölümlerin dışalımından kaçınılmalı, bir süre sonunda bütünü ile yerli üretime dayalı, Orta Doğu ve Orta Asya pazarına ürün satabilecek rüzgar türbin sanayi oluşturulması düşünülmelidir.  Ancak, bu konuda rüzgar projelerinin yeri ve pazar durumu iyi etüt edilmelidir.

 

• Danimarka rüzgar sanayinde 12 000 kişinin çalıştığı göz önüne alınırsa, rüzgar türbini sanayinin Türkiye’de enerji sektörüne katkıdan başka istihdama destek olabileceği de görülür. Türkiye’de yeni istihdam olanakları yaratılması açısından konu oldukça önemlidir.

 

• Gücü 10 kW’dan küçük olan ve konutlarda otoprodüktör olarak kullanılacak küçük makinaların gelişimine olanak tanınmalıdır. Ancak, küçük otoprodüktörlerin elektrik ağı sistemine girmelerinin yarar ve sakıncaları değerlendirilerek, bu konuda politika oluşturulmalıdır.

 

• Denizler sürtünme azlığı nedeni ile rüzgar hızının büyük olduğu alanlardır. Bu nedenle, rüzgar potansiyeli yüksek Ege körfezlerine ve derinlik açısından uygun Güney Marmara kıyılarına öncelik verilmelidir. Türkiye’de deniz alanlarda, başlangıçta özellikle Ege’de kıta sahanlığı içinde bulunan kayalık ve adacıklarda, sığ yerlerde deniz tipi rüzgar santrallarının kurulması özendirilmelidir.

 

• Rüzgar potansiyeli saptanması, yer seçimi, rüzgar çiftliği dizaynı, rüzgar enerjisi çevrim sistemleri üzerine yapılacak Ar-Ge çalışmaları, teknoloji geliştirci yönde devletçe desteklenmelidir. Ancak, devlet kaynaklarının sınırlı oluşu göz önünde tutularak, bu çalışmalara büyük ölçüde özel sektör finansman desteği sağlanması da gereklidir.

 

 

4. JEOTERMAL ENERJİ

 

4.1. Kaynak Varlığı

 

 Türkiye’nin jeotermal brüt teorik ısıl potansiyelinin 31500 MWt, teknik ısıl potansiyelinin 7500 MWt ve kullanılabilir ısıl potansiyelinin de  2843 MWt olduğu bildirilmektedir. Kullanılabilir potansiyelle sağlanabilecek olan enerji 1800 Btep/yıl kadardır. Kanıtlanmış jeotermal elektrik teknik potansiyeli 500 MWe, kullanılabilir elektrik potansiyeli 350 MWe kadardır. Kullanılabilir potansiyelle yapılabilecek elektrik üretimi 1400 GWh/yıl düzeyindedir.

 

 Türkiye'de toplam 1000 dolayında sıcak ve mineralli su kaynağı vardır. Türkiye'de bilinen jeotermal alanların %95'i ısıtmaya uygun sıcaklıkta olup, 40 °C'nin üzerinde toplam 140 jeotermal alan çoğunlukla batı, kuzey-batı ve orta Anadolu'da toplanmıştır.

 

4.2. Kullanım Alanları ve Teknoloji

 

 Jeotermal enerji uygulamalarında  ısıl ve elektriksel olmak üzere iki temel sistem vardır. Türkiye’deki jeotermal sahaların şu anda 7 tanesinin elektrik üretimine teknik  olarak uygun olduğu tesbit edilmiştir. Bu sahalarda elektrik üretimine entegre olarak merkezi ısıtma vb. jeotermal uygulamalar gerçekleştirilebileceği gibi diğer sahalarda merkezi ısıtmaya, sera ısıtmasına, endüstriyel proses ısı kullanımına ve kaplıca kullanımına uygundur.

 

Dünya'da jeotermal enerjinin elektrik santralleri dışında kullanımı 1998 yılı itibariyle toplam 11300 MWt'e ulaşmıştır. Çin'de 1915 MWt, A.B.D.'de 1874 MWt,  İzlanda'da 1443 MWt, Türkiye'de 635 MWt, Fransa'da 599 MWt,  Macaristan'da 340 MWt, İtalya'da 307 MWt'dir.

 

 Jeotermal enerji terminolojisinde direkt kullanım diye adlandırılan ısıtma, özellikle kent ölçeğine kadar uzanan merkezi ısıtmada önem kazanmaktadır. Bu açıdan ısıtmaya uygun alanlarda kanıtlanmış bulunan potansiyel 2843 MWt olarak bildirilmekle birlikte, bu değer 15 oC baz alınarak belirlendiğinden, konut ısıtmaya uygun gerçek kanıtlanmış potansiyel 2250 MWt kadardır. Bu güç ısıtmada 350 000 konut eşdeğeri (100 m2/konut) demektir. Isıl potansiyelde hedeflenen  8300 MWt ise yaklaşık 1 250 000 konut eşdeğeridir. Türkiye’nin brüt jeotermal ısıl kapasitesini gösteren 31500 MWt güç 5 milyon konut eşdeğerine karşılıktır.

 

Jeotermal suyun meydana getirdiği kabuklaşma ve korozyon gibi işletme problemleri artık tamamen çözümlenmiştir. Son uygulamalarda cam elyaf takviyeli plastik (CTP) borular suyun uzun mesafelerde taşınmasında kullanılmakta, herhangi bir paslanma, çürüme, kireçlenme sorunu olmadan toprağa gömülmektedir. Ayrıca bu borular fabrikasında ısı izolasyonu yapılabildiğinden, su sıcaklığı 1 kilometrede ancak 0.1°C-0.5°C düşmekte ve Türkiye'de imal edilmektedir.

 

 Dünya genelinde kurulu jeotermal elektrik santralları kapsamında Türkiye, 20.4 MWe kurulu güçlü Denizli-Kızıldere Santralı ile 14. sırada yer almaktadır. Ancak, bu santral 12-15 MWe güçle çalıştırılmaktadır. Kızıldere santralının teknolojisi eskidir. Separatör çıkışından 700 t/h kütlesel debi ve 147 oC sıcaklıkla çıkan akışkan havaya buhar ve Menderes Nehri’ne sıcak su olarak atılmaktadır. Oysa, bu akışkan Denizli’de merkezi kent ısıtması ve ikincil enerji üretimi için kullanılabilir ve bu proje bir an önce gerçekleştirilmelidir. Santral özelleştirme kapsamına alınmış olup, özelleştirilmesinde elektrik+ısı projesinin uygulanması temel kriter olmalıdır.

 

Aydın-Germencik’de 100 MWe gücünde santralı besleyecek potansiyel bulunmakta ise de, şimdilik 25 MWe gücünde bir santral kurulma aşamasındadır. Germencik’de ölçülen en yüksek rezervuar sıcaklığı 230 oC dir. Aydın-Salavatlı ve Çanakkale-Tuzla’da sırasıyla 171 ve 173 oC sıcaklıklı ve kullanılabilir potansiyeli 50-100 MWe arasında olan rezervuarlar bulunmaktadır. Yüksek entalpili sayılan bu dört sahanın dışında, orta entalpili olan Kütahya-Simav’da ikili çevrim teknolojisiyle elektrik üretilmesi olanaklıdır.

 

Elektrik üretim potansiyeli, aramaların geliştirilmesine ve orta entalpili akışkanlardan da elektrik üretiminde yararlanılmasına bağlı olarak 1000 MWe düzeyine çıkarılabilecek görünmektedir. Jeotermal elektrik santrallarının birim kuruluş maliyetleri 850-1250 $/kWe düzeyindedir. Isıtma uygulamalarındaki kuruluş maliyetleri ise 300 $/kWt kadardır.

 

Türkiye'de mevcut 20.4 MWe kurulu güce sahip jeotermal elektrik santraline karşın dünyada toplam  8600 MWe gücünde jeotermal santral kurulu gücü vardır. Örneğin ; A.B.D 2900 MWe, Filipinler 1444 MWe, Meksika 753 MWe, İtalya 626 MWe ve Japonya 529 MWe elektrik jeotermal kaynaklardan elde edilmektedir.

 

Jeotermal enerjiden elektrik üretiminde dünyada uygulanmakta olan bazı ileri teknolojiler henüz Türkiye'de uygulanmamaktadır. Örneğin, jeotermal elektrik santrallarında yüksek-orta-alçak basınç kademeli buhar türbinleri kullanılmakta, kuyubaşı seperatörlerinde kuru buhardan ayrılan sıcak su daha düşük basınçlı ortamlarda yeniden iki veya daha çok kademede buharlaştırılarak türbinin düşük basınçlı kademeleri beslenir. İkili ve anlık ara ıstmalı çevrim (double flash cycle) olarak bilinen bu yöntemle jeotermal enerjinin elektrik enerjisine dönüşüm verimi arttırılmaktadır. Bu sistem mevcut Kızıldere Santralında kullanılabileceği gibi, diğer sahalarda da bu yeni teknolojinin uygulanması daha verimli ve ekonomik olacaktır.

 

80-170 °C sıcaklıktaki jeotermal akışkandan da elektrik enerjisi üretebilmek ikiz çevrim (binary cycle) Elektrik Santrallarıyla mümkün olabilmektedir. Kapalı devre çevrimde ısı taşıyıcı akışkan olarak, buharı ozon tabakasına zarar vermeyen, zehirli olmayan ve düşük sıcaklıklarda kolayca buharlaşabilen hidrokarbonların kullanıldığı bu tür santrallar, özellikle ABD'de oldukça yaygın olup güçleri 0.3 MWe-30 MWe arasında değişmektedir.

 

Jeotermal enerjinin ısıtma ve elektrik üretimi dışında, sorpsiyon çevrimlerle soğutma sistemlerinin çalıştırılmasında kullanılması olanaklıdır. Dünyada bu tür uygulamalar yapılmış olmakla birlikte, Türkiye’de örnekleri yoktur.

 

4.3. Türkiye’de Kullanım Düzeyi ve Kullanım Hedefleri

 

Jeotermal kaynaklarımızın daha çok merkezi ısıtmaya, endüstride proses ısısı olarak kullanıma ve buna entegre kaplıca maksatlı kullanımda değerlendirilmesine uygun olması nedeni ile, 7. Beş yıllık kalkınma planı ve diğer raporlarda Türkiye'nin jeotermal potansiyelinin ağırlıklı olarak, direkt uygulamalarla konut ısıtmasında ve buna entegre kaplıca maksatlı kullanımda değerlendirilmesi öngörülmüştür..

 

Bugün için Türkiye'de yaklaşık 50 000 konut eşdeğeri hacim jeotermal enerji ile merkezi olarak ısınmaktadır. Jeotermal  ile  Türkiye'de  merkezi  olarak  ısıtılan  yerler; Gönen (3000 konut, devreye alma: 1987),  Simav (2700 konut, devreye alma: 1991), Kırşehir (1800 konut, devreye alma: 1994), Kızılcahamam (2000 konut, devreye alma: 1995), Balçova (6500 konut, devreye alma: 1996), Narlıdere (700 konut, devreye alma: 1998), Sandıklı (1000 Konut, devreye alma: Mart 1998), Afyon (4000 konut, devreye alma: 1996), Kozaklı (700 konut, devreye alma: 1996). Sayılan bu sistemlere konut bağlantıları devam etmektedir. Birçok jeotermal merkezi ısıtma sistemlerinde reenjeksiyon (yeraltına geri verme) uygulanmaktadır.

 

Türkiye'de yaklaşık 50 000 konut eşdeğeri (350 MWt) ısıtma değerine 190 adet kaplıca maksatlı kullanımda (285 MWt) dahil edildiği zaman jeotermalin direkt kullanım kapasitesi olan 635 MWt'a ulaşmaktadır. Bu kapasite ile Türkiye jeotermal enerjinin direkt kullanım kapasitesi ile dünyada ilk 5'e girmektedir. Jeotermal enerji kaynağı olarak konut ısıtma teorik potansiyeli beş milyon konut olmasına rağmen, teknik ve ekonomik kullanılabilirlik ve pazar açısından, yani enerjiyi tüketecek mevcut talep ve pazar büyüklüğü yönünden ısıtılabilecek konut kapasitesi bir milyon konuttur.

 

Türkiye'de mevcut jeotermal merkezi ısıtma sistemlerinin dışında jeotermal enerji ile merkezi ısıtmaya potansiyel aday diğer yerlerin bazılarını şu şekilde sıralanmaktadır:

​

 

Bugün Türkiye'de 40-45°C'lik jeotermal sular ile hacim ısıtması yapılmaktadır. Ayrıca, jeotermal akışkanların 40°C'nin üzerindeki sıcaklıklarının değerlendirilmesi ve 40°C düzeyinde kaplıca termal suyu elde edilerek değerlendirilmesi, jeotermal akışkanların entegre kullanımlarını sağlamakta, teknik ve ekonomik üstünlük getirmektedir. Örneğin; Kızılcahamam'da 80°C sıcaklık ile 25 lt/s jeotermal su konutları ısıttıktan sonra, 45°C'de kaplıca maksatlı olarak kullanılmaktadır.

 

Konut başına düşen jeotermal merkezi ısıtma sistemi maliyeti (şebeke ve sistem dahil, ev içi kalorifer tesisatı hariç) 2000 $ olmaktadır. Jeotermal merkezi ısıtma sistemi yatırımları kendilerini en geç 5-10 yılda geri ödeyen, alt yapı hizmeti getiren, kömür, fuel oil, elektrik ve döviz tasarrufu sağlayan enerji üretimi ve çevre koruma (sıfır emisyon) yatırımlarıdır.

 

ABD Enerji Bakanlığı’nın verilerine göre (1998, Jeotermal Enerji Stratejileri ve Hedefleri) sera etkisi yaratan CO2 emisyonunun jeotermalde sıfıra yakın ve diğer fosil ve alternatif enerji kaynaklarında ise çok daha fazla olduğu saptanmıştır. Ancak, bu saptama jeotermal kuyuların doğasına bağlı olarak yerel değişiklikler gösterebilir. Bununla beraber, ABD Enerji Bakanlığı verilerine göre, CO2 emisyonu kömürde 900-1300 g/kWh, doğal gazda 500-1250 g/kWh, güneş enerjisinde 20-250 g/kWh, rüzgar enerjisinde 20-50 g/kWh iken, jeotermal enerjide 20-35 g/kWh’dır. Modern jeotermal santrallarda ise zararlı emisyon değeri sıfırdır.

 

Türkiye’de jeotermal enerji ile 50 000 konut eşdeğeri ısıtmanın sonucunda yılda 700 000 ton CO2 emisyonu havaya atılmamış olmaktadır. Ayrıca, şu andaki mevcut 50 000 konut eşdeğeri ısıtma sayesinde zararlı emisyonların havaya atılmaması 400 000 aracın trafikten kaldırılması ile eşdeğerdir.

 

Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı jeotermal enerji üretimini 2000 yılı için 432 Btep ve 2020 yılı için de 4860 Btep olarak planlamıştır. 2000-2020 döneminde her yıl jeotermal elektrik üretimine ayrılan pay, birbirine eşit olmak üzere 77 Btep düzeyinde kalmaktadır. Türkiye’de birincil kaynak olarak jeotermal enerji üretiminin 2000 yılındaki 432 Btep’den 2020 yılında en az 5250 Btep’e çıkarılması olanaklı görülmektedir.  Tablo 3’de planlanan ve önerilen üretim düzeyleri karşılaştırmalı biçimde gösterilmiştir. Tablo 4’de ise elektrik ve direkt kullanım ayrımıyla geleceğe ilişkin projeksiyonlar verilmiştir.

 

 Tablo 3. Türkiye’de jeotermal enerji minimum üretim

   hedefleri (Btep).

​

 

Tablo 4. Jeotermal enerjiden elektrik üretimi ve ısıl uygulama hedefleri.

​

 

Düşük sıcaklıklı akışkanlar ile yer ısısından faydalanan ısı pompaları ısıtmada ve soğutmada dünyada yaygın bir şekilde kullanılmaktadır. Şu anda dünyada 500 000 adet jeotermal ısı pompası vardır. Ancak, Türkiye şartlarında ekonomik cazibesi bugün için bulunmamaktadır. Ucuz tarifeli elektrik ve düşük reel faiz koşulları sağlandığı taktirde, ısı pompası uygulamaları ekonomik olarak Türkiye’de de kullanılabilecektir.

 

4.4. Jeotermal Enerjiyle İlgili Toplu Öneriler

 

• Jeotermal enerji hipertermal alanlardan çıkan, içinde mineral ve çeşitli tuzlar içerebilen sıcak su, buhar ve gazlar biçimindeki jeotermal akışkanın değerlendirilmesiyle kullanılabileceği gibi, bazı teknik yöntemlerle yerin derinliklerindeki sıcak kuru kayalardaki ısının değerlendirilmesiyle de kullanılabilir. Türkiye’de saptanan 140 jeotermal alan prodüktif biçimde değerlendirme beklemektedir.

 

• Türkiye’de jeotermal kanununun olmaması, jeotermalin sahibinin ve kontrol mekanizmasının bulunmaması, jeotermal aramalara devlet katkısının bulunmaması, jeotermal kuyu riskinin devlet tarafından üstlenilmemesi, yeterince finansman ve kredi temin edilememesi, jeotermalin yeterince değerlendirilememesi sonucunu ortaya çıkarmıştır.

 

• Özellikleri nedeniyle, halen yürürlükte olan maden, yeraltı suları, kaplıcalar ve madensuları ile ilgili yasalar çerçevesine alınmasında büyük sakıncalar olan bu kaynak için özel hazırlanmış olan, yasa taslağının incelemeleri gerekli komisyonlarda yapılarak bir an önce yürürlüğe girmesi, ülkemizde büyük bir potansiyele sahip bu kaynağın aranması ve kullanılması için büyük yarar sağlayacaktır. Ayrıca, kaynağın gelişi güzel kullanılmasını ve israfını önleyecektir.

 

• Jeotermal enerjide uluslararası işbirliğine gidilmesi; finans kaynağı, ekipman ve bilgi transferi açısından sahaların bir an önce devreye girmesinde yararlı olacaktır. İthal edilmesi gerekli ekipmanlar için gümrük muafiyeti konulması ve KDV uygulanmaması bu konudaki güçlükleri büyük ölçüde azaltacaktır.

 

• Jeotermal sektöründe ilk uygulamalar termal tedavi, kaplıca turistik tesisleri ile sera uygulamaları şeklinde başlamıştır. Bu uygulama oldukça da popüler olmuştur. İşte bu popülariteye kapılarak yanlış ve hatalı onlarca tesis yapılmış ve bunlar bugün atıl halde beklemektedir. Amerika, Fransa, İtalya ve Japonya'da reenjeksiyon, yani jeotermal akışkanın tekrar yeraltına verilmesi yasalarla zorunludur. Türkiye'de bilinçsiz uygulamalar nedeni ile reenjeksiyonun yapılmaması jeotermalin yanlış değerlendirilmesini ortaya çıkarmış, bilinçsiz bazı yanlış uygulamalar nedeni ile jeotermal zarar görmüştür (Denizli-Kızıldere, Afyon’daki bazı uygulamalar). Jeotermal enerjinin çevre dostu karakterde kullanılması için tüm dünyada yasalarla zorunlu hale getirilmiş olan reenjeksiyon uygulamasının yerine getirilmesi hem rezervuar parametrelerinin korunması hem de jeotermal suyun çevreye atılmaması için şarttır.

 

• Jeotermal alanların kullanım imkanlarının belirlenerek, entegre tesisler halinde planlanmaları ve böylece kullanılmaları teşvik edilmelidir. Enerji ve Tabii Kaynaklar ile Çevre Bakanlığı’nda Jeotermal Değerlendirme ve Koordinasyon Kurulu'nun oluşturulması gerekli görülmektedir. Bu kurul, Enerji Bakanlığı Müsteşarı Kurul Başkanı olmak üzere, Çevre Bakanlığı ve Turizm Bakanlığı'nın ilgili Müsteşar Yardımcıları, İçişleri Bakanlığı'nın Mahalli İdareler ile ilgili Müsteşar Yardımcısı, DPT Müsteşarlığı ve Hazine Müsteşarlığının uzmanları, MTA Genel Müdürü, Türkiye Kalkınma Bankası, İller Bankası ile ilgili sivil toplum kuruluşu temsilcilerinden ve uzman üniversite profesörlerinden oluşmalıdır. Böylelikle, Projeler bu kuruldan geçtikten sonra uygulamaya sokularak, sektör disipline edilecek, standart altına alınacak ve ekonomik olmayan, tekniğine uygun olmayan jeotermal projelerin Belediyeler tarafından uygulanmasına engel olunarak milli servetin heba olması ve vatandaşın mağdur olmasının önüne geçilecektir.

 

• Enerji ve Çevre Bakanlıklarının, jeotermal zenginliğimizi halkımızın ve çevremizin yararına değerlendirilmesini sağlamak için, bir "Jeotermal Değerlendirme" seferberliği başlatması, bu suretle sektöre sahip çıktığını göstermesi, sektörün disiplin altına alınması, mevcut kuyuların bilinçsiz kullanımının önlenmesi, yenilerinin açılması çalışmalarının başlatılması bakımından yararlı olacaktır.

 

• Jeotermal merkezi ısıtma-soğutma ve değerlendirme yatırımlarına en üst düzey Devlet Teşviki sağlanmalıdır. Jeotermal Merkezi Isıtma'da teknik ve ekonomik olabilirliği getiren; a) jeotermal  saha   büyüklüğü, b) jeotermal  akışkanın   sıcaklığı, c) muhtemel jeotermal potansiyel debisi, d) jeotermal alan ile şehir arasındaki mesafe ve e) şehir büyüklüğü (uygun ev sayısı yani pazar büyüklüğü) gibi bu beş önemli parametre çok iyi incelenerek optimize edildikten sonra projelere onay verilmesi doğru olacaktır.

 

• Jeotermal ile ısınma birim enerji maliyeti; doğal gaz birim enerji maliyetinden  daha ucuz olup 1/4 ile 1/7 oranları arasındadır.

 

• Mevcut jeotermal kuyuların yetersiz kaldığı bilinci ile daha fazla araştırma yapılarak, jeotermal kuyuların açılmasına hız vermek gerekmektedir. MTA’nın programı kapsamında daha fazla kuyu yapması sağlanmalı, il özel idarelerinin ve belediyelerin finansman sağlayarak yaptırdıkları kuyular için kuyu riski sigortası getirilmelidir. Yerli ve yabancı özel sermaye şirketlerine de jeotermal kaynak arama, kuyu açma ve işletme hakkı yasa ile tanınmalıdır. Ülkemizde Devletin yani, MTA'nın kendi bütçesiyle açtığı kuyu sayısı yılda 5'i geçmemektedir. Belediye ve Özel İdarelerin kendi finansları ile milyarlarca TL harcayarak yılda 30 civarında kuyu açılmaktadır. Türkiye’de yılda 100 civarında kuyu açılması hedeflenmelidir. Dolayısıyla, Jeotermal su bulunmadığı takdirde Belediye ve Özel idareler zararlara uğramakta ve çalışmaları menfi yönde etkilemektedir. Bu konuda risk fonu örneği gelişmiş ülkelerde vardır ve Türkiye’de uygulanmalıdır. Örneğin; arama ve kuyu riskini Fransa'da devlet almaktadır.

 

• Jeotermal elektrik üretimine uygun olan sahaların yap-işlet-devret ve/veya tercihan Yap-İşlet modeliyle elektrik enerjisi üretiminde, bunun dışında kalan ısıtmaya uygun sahaların Özel İdarelerin ve Belediyelerin merkezi ısıtma tesisleri kurmasına izin verilmesine ve buna entegre olarak kaplıca maksatlı kullanım için de mevcut yönetmelikler doğrultusunda Belediyelere ve Özel Sektöre verilmesine prensip olarak karar verilmesi uygun olacaktır. Bununla ilgili olarak kısa sürede yönetmelik çıkarılması yada genelge yayınlanması gereklidir. Böylelikle, jeotermal  kaynaklarımızın değerlendirilmesinde bir atılım gerçekleştirilecek, jeotermal kullanım hız kazanacak, uygulamalar belli bir sisteme oturacak, teknik ve ekonomik yanlış uygulamalara engel olunacaktır.

 

• Jeotermal enerji alanında bazı idari düzenlemeler gerekmektedir. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ile TEAŞ bünyesinde özel birim oluşturulması, MTA arama çalışmalarını artırıcı düzenlemeler yapılması bu kapsamda sayılabilir.

 

• Jeotermal enerji ile ilgili dünyadaki yeni gelişmelerin yakından izlenmesi, ilgili uzmanların bu konularda yeterince bilgi birikiminin geliştirilmesine özen gösterilmesi, deneyim kazanmalarına ve sektörde tutulmalarına olanak tanınması, uluslararası kuruluşlar ile ortak projeler geliştirilmesi, gerekli patent (know-how) transferleri yapılması gerekmektedir.

 

• Jeotermal enerjide potansiyel geliştirme, yeni kuyular açma gibi işlemlerin yanısıra, jeotermal kaynakların gelişmiş teknoloji ile yüksek verimli ve entegre kullanılmalarına yönelik Ar-Ge çalışmaları artırılmalıdır. Düşük sıcaklıktaki jeotermal akışkanla elektrik üretimine yönelik, yeni teknolojilerle değerlendirilmeleri üzerinde araştırmalar yoğunlaştırılmalıdır. Ayrıca, kuru kaya jeotermal olanakları değerlendirilmesi araştırılmalıdır.

 

• Türkiyede jeotermal enerjinin gelişimini hızlandıracak yasal düzenlemelerin bir an önce yürürlüğe girmesi gerekmektedir. Türkiye’de bir jeotermal yasası yoktur. Jeotermal kaynağın sahibi  Özel İdareler’dir. Jeotermal sahada üretilecek ısının tüketileceği şehir ise Belediye ile ilgili olduğu için Özel İdare ve Belediyelerin bir araya gelmesini gerektiren bir yatırım ve işletme modeli söz konusu olmaktadır. Belediyeler veya özel idare ve Belediyelerin birlikte kurduğu anonim şirketler tarafından yapılmakta ve işletilmektedir. Ancak, bu işletmelerin özelleştirilmesi uygun olur.  Özel sektör bu alana gerektiği gibi girememektedir. Tükenmez kaynak jeotermal enerji tabii servet kavramının dışına çıkarılmalıdır. Tükenir kaynak petrol için yerli ve yabancı özel sermayeye tanınan hak, tükenmez kaynak jeotermal için de tanınmalıdır.

 

5. BİOMAS ENERJİ

 

5.1. Kaynak Varlığı

 

 Türkiye’de klasik biomas (biyokütle) enerjinin teknik potansiyeli 10 000 Btep/yıl ve kullanılabilir potansiyeli 7000 Btep/yıl kadardır. Genelde ticari karakterde olmayan klasik biomasın yerine modern biomasın kullanılması uygun olup, moden biomas  teknik potansiyeli  40 000 Btep/yıl,  kullanılabilir  potansiyeli 25 000 Btep/yıl düzeyindedir.

 

Türkiye’de hububat bitkileri başta olmak üzere çeşitli bitkilerden elde olunan bitkisel artığın kuru bazda hesaplanan toplam miktarı 55-70 milyon ton olmakla birlikte, elektrik santralları dahil olmak üzere, çeşitli yerlerde kullanılabilecek biomas yakıt miktarı 37-48 milyon ton düzeyindedir. Bu materyalin alt ısıl değeri 17.5 MJ/kg kadar olduğundan, söz konusu biomas materyalden sağlanabilecek enerji 653-839 PJ/yıl (14800-19000 Btep/yıl) kadardır. Bunun yanında klasik odundan sağlanacak enerji miktarı da 243 PJ/yıl (5512 Btep/yıl) düzeyindedir.

 

Türkiye’de hayvanlardan elde olunabilecek atık miktarı 10.8 milyon ton kuru madde/yıl olup, 1 ton hayvan gübresinden sağlanacak biogaz 200 m3 ve biogazın alt ısıl değeri 22.7 MJ/kg olduğundan, biogaz potansiyeli 49 PJ/yıl (1117 Btep/yıl) kadardır. Türkiye’nin çöp toplamı 21 milyon/ton yıl düzeyindedir.  Çöplerin ortalama alt ısıl değeri 15 MJ/kg olduğundan çöpten sağlanacak enerji potansiyeli  315 PJ (7150 Btep/yıl) kadardır.

 

Ülkemizde odun ve tezek biçiminde klasik biomas kullanımı olmasına karşın, enerji ormanları ve enerji  tarımı ürünlerinin özel tekniklerle değerlendirilmesine ilişkin modern biomas kullanımı yoktur.

 

5.2. Kullanım Alanları ve Teknoloji

 

Biomas  (ya da biokütle), kökeni fosil olmayan organik madde kütlesidir.  Biomas enerji; yetiştiriciliğe dayalı olduğu için yenilenebilir, çevre dostu, yerli ve yerel bir kaynak olarak önem kazanmaktadır. Klasik biomas enerji konvansiyonel ormanlardan elde olunan yakacak odun, yine yakacak olarak kullanılan bitki ve hayvan artıklarından (özellikle tezek’den) oluşmaktadır. Klasik biomas enerji kullanımının temel karakteri, ilkelden gelişmişine dek, çeşitli yakma araçları ile biomas materyalden enerjinin direkt yanma tekniği ile elde olunmasıdır. Sanayileşmemiş kırsal toplumlarda kullanımı yaygındır.

 

 Modern biomas kaynakları enerji ormancılığı ürünleri ile orman ve ağaç endüstrisi atıkları, enerji tarımı ürünleri (bir yetiştirme sezonunda ürün alınan enerji bitkileri), tarım kesiminin bitkisel ve hayvansal atıkları, kentsel atıklar, tarımsal endüstri atıkları biçiminde sıralanır.

 

Söz konusu biomas materyaller alçak ve yüksek biomas yakıt teknikleri ile işlenerek bioyakıtlara çevrilir. Biyoyakıtlar odun biriketi ve alkolden sentetik ham petrole kadar uzanmaktadır. Biyoyakıt üretmek için piroliz, hidrogazifikasyon, hidrojenasyon, parçalayıcı distilasyon asit hidroliz tekniklerinden yararlanılmaktadır. Bioyakıtlar ısı ve elektrik üretimi için kullanılabilmektedir. Bioyakıtların fosil yakıt türevleri ile karıştırılmış biçimde kullanılmaları da olanaklıdır.

 

 Dünya Enerji Konseyi raporlarında 2020 yılında yeni ve yenilenebilir kaynaklarla enerji talebinin minimum %3-4’ünün, maksimum %8-12’sinin karşılanabileceği belirtilmektedir. Ortaya konulan senaryoya göre modern biomas ile sağlanacak enerji, jeotermal enerjinin 6.4 katı, rüzgar enerjisinin 2.6-3 katı, güneş enerjisinin 1.6-2.2 katı olabilecektir. Görüleceği gibi en büyük pay modern biomasa ayrılmıştır. 2020 yılında modern biomas enerji üretiminin ABD’de 235-410 Mtep (milyon tep), Almanya’da 11-21 Mtep, Japonya’da 9-12 Mtep olması planlanmıştır. Kısacası, modern biomas güneş, rüzgar, jeotermal ve deniz enerjilerinden daha büyük yer kapsayacaktır.

 

 Biomas yetiştiricilik enerji ormanlarına ve enerji bitkilerine bağlı olarak yapılmaktadır. Bu yetiştiriciliğin amacı, modern biomas yakıt hammaddesini elde etmektir. Ormancılık ve tarıma dayalı bu yetiştiriciliğin temelinde enerji çevrimi olarak fotosentez yatmakta, hızlı fotosentezle çabuk büyüyen bitkiler üzerinde durulmaktadır.

 

 Klasik doğal ormanlardaki ağaç türlerine dayalı verimli baltalıklardan yılda ençok 7 t/ha odun üretmek olanaklı olup, buna göre odun plantasyonunun gücü 2.8 kW/ha kadardır. Ancak, kullanım verimine bağlı olarak özgül güç değeri düştüğünden, buhar üreten odun boylerli tesislerde 1 kW kurulu güç için gereken plantasyon alanı 1.43 ha düzeyine yükselmektedir. Enerji ormanlarında ise doğal orman veriminden yüksek verim aranmaktadır. Enerji ormanlarının verimi 15-35 t/ha arasında olup, yetiştiricilik dönemi 4-8 yıl kadardır.

 

 Enerji ormanları için uygun ağaç türleri, özellikle onların öze yakın yıllık halkalarını içeren hızla büyüyen genç odunları dikkate alınarak seçilir. Bu seçimde, yerli türlere öncelik vermek koşulu ile bölgeye en iyi uyabilecek türlerin seçiminde  iyi sürgün verme özelliğine, ayrıca mantar ve böcek zararlılarına karşı dayanıklı olmalarına dikkat olunur.

 

Yapraklı ağaçlar ibrelilerden daha iyi görülmektedir. Çünkü, yapraklıların genç odun büyümeleri daha hızlıdır. Bugün dünyada enerji ormancılığı için daha çok karakavak, balzam kavakları, titrek kavaklar, söğüt, okaliptus gibi ağaçlar kullanılmaktadır. Odun yongalanmış biçimde veya brikete dönüştürülerek modern biomas yakıt olarak değerlendirilir. Ayrıca, odundan modern biomas yakıtlar olarak metil alkol, etil alkol, jeneratör gazı ve piroliz katranı elde olunabilmektedir.

 

 Enerji tarımı ise özellikle bir yıllık C4 bitkileri ile yapılmaktadır. C4 tipi bitkiler grubuna tatlı darı (sweet sorghum), şekerkamışı, miscanthus ve mısır gibi bitkiler bulunmaktadır. C4 bitki materyallerinden yararlanılarak etanol, motor yakıtı, katı yakıt, gaz yakıt ve hidrojen üretilebilmekte, kuru materyal elektrik santrallarında yakıt olarak kullanılabilmektedir.

 

Ayrıca, yine bir yıllık endüstri bitkilerinden yağ üretiminde kullanılan bitkiler de enerji tarımı türleri arasındadır. Enerji bitkileri bir yetiştirme sürecinde ikinci ürün olmalıdır.  C4 tipi bitkiler diğer bitkilere göre CO2 ve suyu daha iyi kullanmakta, kuraklığa dayanıklı olmakta, fotosentetik verimleri yüksek bulunmaktadır. Bu bitkilerden alkol ve diğer biomas yakıtlar üretmek olanaklıdır. Alkol üretiminde en yüksek verim 3500 lt/ha.yıl ile şeker kamışından sağlanmakta, bunu 3200 lt/ha.yıl ile odun, 3000 lt/ha.yıl ile sorghum izlemektedir. Mısırda bu değer 2000 lt/ha.yıl düzeyindedir.

 

 Biomas atıkların değerlendirilmesi için biogaz tesisleri ile çöp termik santralları gerekmektedir. Biogaz tesislerinin daha çok kırsal kesim için uygun olmasına karşın, çöp termik santralları şebeke ile bağlantılı elektrik üretim üniteleridir. Bu arada Kuzey Avrupa ülkelerinde biomas materyalle ve bu arada biogazla çalışan otoprodüktör kojenerasyon ünitelerinin kurulduğu görülmektedir. Biogaz Danimarka’da kent ısıtılmasında bile kullanılmaktadır.

 

 Biomas materyalin yakma dışında en basit değerlendirmesi anaerobik fermantasyonla biogaz üretimidir. Biogaz, insan faaliyetleri sonucu üretilen organik içerikli çöpler, tarım faaliyetleri sonucu açığa çıkan hayvan dışkıları, pamuk, mısır, buğday gibi bitkilerin sap ve saman artıkları,  şeker ve gıda faaliyetleri sonucu üretilen melas, meyve posaları gibi biomas materyalin anaerobik koşullarda, optimal olarak 35 oC mezofilik ve 60 oC termofilik sıcaklıkta, 6.7-7.6 pH ortamında enzimatik hidroliz, bakterilerle organik aside dönüşme ve metan jenerasyonu işlevlerinden oluşan fermantasyon sonucunda elde olunmaktadır. 1 kg kuru organik maddeden elde olunabilecek biogaz miktarı 0.15-0.20 m3 kadardır.

 

Biogazı oluşturan bileşenler metan, karbondioksit, su buharı, hidrojen sülfür, amonyak, azot ve hidrojendir. Bileşiminde kabaca %55-70 CH4 ve %35-45 CO2 ve az miktarda diğerleri bulunur. Biogazın ısıl değeri karışımdaki CH4 yüzdesine bağlı olarak  19000-27500 kJ/m3 arasındadır. Biogaz üretimi sonucu kalan katı ve sıvı organik artık ise bitki besin değeri yüksek gübredir.

 

 Çöp de biomas materyal olup, çöp yakıtlar özellikle kent  atıklarından sağlanmaktadır. Çöp termik santralları enerji üretiminin yanısıra, çöp yok etme işlevi de görerek önem kazanmaktadır. Bu santrallardan yalnızca elektrik üretilebileceği gibi, kombine çevrimli olanları vardır. Kombine çevrimli çöp termik santrallarından ısı ve elektrik birlikte üretilmektedir.

 

 Çöp yakıtların ısıl değerleri değişik olmaktadır. Isıl değer konutsal atıklarda 6200-8400 kJ/kg, büyük yığın atıklarda 8000-16700 kJ/kg, ticarethane, sanayi ve belediye atıklarında 7500-12500 kJ/kg, kağıtsal atıklarda 14200-15000 kJ/kg, mutfak atıklarında 5800-6700 kJ/kg, plastik atıklarda 18000-27200 kJ/kg, tekstil atıklarında 17100-20500 kJ/kg, kanalizasyon atıklarında (kuru organik fraksiyon olarak) 14600-20900 kJ/kg’dır. Bu değerlerin ortalaması bazı linyit santrallarında kullanılan kömürün ısıl değerinden yüksektir.

 

 Bir çöp termik santralına gelen katı atıklar özel ızgaralı (bazen akışkan yataklı) ocakta yakılırken, sıvı atıklar ayni ocağa püskürtülmektedir. Baca gazları filtrasyondan geçirildiği için çevrede herhangi bir hava kirliliğine neden olmamaktadır. Çöp yanmadan önce çeşitli selektörlerden geçirilerek içerisindeki metalik malzeme ve cam gibi parçalar ayrılmaktadır. Dolayısıyla santraldan enerjinin yanısıra, hurda metal ve inşaat materyalleri alınmakta olup, kül de inşaat materyali olarak değerlendirilmektedir.

 

 Çöp yığınlarında açılan özel sondaj kuyuları ile metan elde olunabilmektedir. Çünkü yığın çöpler fermantasyona uğramakta, doğal biçimde üreyen metan gazı sera etkisi oluşturan bir gaz olarak atmosfere atıldığı gibi, çöp yığınından sızamaması durumunda patlamalara neden olmaktadır. Metan sondaj kuyuları ile alınan metan çevre sorunu oluşturmadan, gaz türbinli bir santralda yakıt olarak değerlendirilebilir. Ülkemizde modern çöplükler yerine kent kenarlarına yığılan ve gecekondu alanları içerisinde bile kalabilen çöp yığınlarının patlamalarla önemli sorunlar oluşturduğu bilinmektedir. Bu nedenle, Türkiye çöp yakıt tipi santralların yanısıra çöp gazı santralları önem kazanmaktadır.

 

5.3. Türkiye’de Kullanım Düzeyi ve Kullanım Hedefleri

 

Birincil enerji kaynakları açısından Türkiye'nin enerji bütçesine bakıldığında, son on yıldır hemen hemen sabitleşmiş verilerle yılda 18 milyon ton odunun üretilip tüketildiği görülmektedir. Türkiye baltalıkları, hem verim düzeyleri ve hem de yetiştirilen ağaçların ısıl değerleri düşüktür. Ülkemizdeki baltalıkların verimi 0.85 t/ha ve birim gücü de 0.33 kW/ha gibi çok yetersiz düzeydedir. Bu nedenle ülkemizdeki yakacak odun üretiminin verimli plantasyonlara dayalı biçimde enerji ormancılığı anlayışı ile yeniden  düzenlenmesi zorunlu bulunmaktadır.

 

 Kesin istatistik veriler olmamakla birlikte hayvan ve bitki artığının (açık deyişle tezeğin) üretim ve tüketimi son on yıldır 11 milyon tondan 6.6 milyon tona düşürülmüştür. Söz konusu tüketim için ormanlar üretim kapasitesinin iki katı zorlanarak, önemli bir tarımsal girdi olan hayvan gübresi yakılarak yok edilmektedir. Geçmişten bu yana süren bu klasik ve ilkel biomas kullanımı, dünya ortalaması altında enerji tüketen Türkiye'nin, enerji sektörünün yeterince gelişmediğinin ve yetersizliğinin bir başka  kanıtıdır. 1997 yılı verilerine göre yerli enerji üretiminin %25.5'i odun ve tezekten sağlanmakta, toplam birincil enerji tüketiminin ise %9.8'i odun ve tezek ile karşılanmaktadır.

 

Türkiye’de enerji ormancılığı ve enerji tarımı hızla geliştirilmesi gereken konulardır. Enerji ormancılığı için uygun alanın yaklaşık %15 kadarı bu amaçla değerlendirilmiş durumdadır, ama %85'i beklemektedir. Ülkemizde odun ve ağaç artıklarından odun briketi üretimine gidilmelidir. Enerji tarımı ise hiç el atılmamış bir konudur. Ülkemizde enerji bitkileri tarımına C4 tipi bitkilerle ve özellikle miscanthus ve tatlı sorghum ile başlanmalıdır.

 

Miscanthus’ün çeşitli türleri olup, özellikle miscanthus sinensis (Giganteus) Türkiye için uygun bir tip olarak görülmektedir. Miscanthus Sinensis ile sağlanacak enerji verimi 1. yetiştirme yılında 18-19 GJ/da.yıl, 2. yetiştirme yılında 32-35 GJ/da.yıl kadar olmaktadır. Tarlada 15-20 yıl kadar kalabilmekte ve her yıl hasat olunmaktadır. Enerji hububatında bu değer 18-25 GJ/da.yıl, hızlı büyüyen ağaç türleri (kavak, söğüt vb.) ile 19 GJ/da.yıl olduğundan, Miscanthus’un avantajı açıkça görülmektedir.

 

 Tatlı sorghum hem yakıt alkolu ve hem de katı bioyakıt üretmeye uygun bir bitkidir. Bugün yetiştirilmeyen, ancak Türkiye koşullarına uyabilecek enerji bitkileri araştırılarak deneme kültürlerine başlanmalıdır. Enerji bitkileri ile ilgili hibrid tohum üretimi, enerji tarımının mekanizasyonu çözümlenmesi gereken konulardır. Enerji bitkileri yetiştiriciliği kırsal kesimde yeni iş alanları açacaktır. Katı yakıt olarak kullanılacak biomasın sanayi tesislerinde ve termik santrallarda yüksek verimle yakılabilmesi için, akışkan yataklı kazanlar geliştirilmesi üzerinde durulmalıdır. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı’nın Türkiye için 2020 yılına kadar uzanan planlama ve projeksiyonlarında modern biomasa hiç yer verilmemektedir.

 

Türkiye’de biogazla ilgili çalışmalar 1957 yılında başlatılmıştır. 1975 yılından sonra Topraksu ve 1980’li yıllarda Köy Hizmetleri Genel Müdürlüğü kapsamında yürütülen çalışmalar, uluslararası bazı anlaşmalarla desteklenmiş olmasına karşın, 1987 yılında anlaşılamayan bir nedenle kesilmiştir. Türkiye’de biogaz potansiyelinin 1.4-2 Mtep/yıl düzeyinde olduğu belirtilmektedir. Ancak, bugün Türkiye’de biogaz konusu üzerinde çalışan hiçbir kamu kuruluşu bulunmamaktadır. Ülkemizde biogaz çalışmaları yeniden başlatılmalı, bölgelerde kurulacak pilot tesisler yaygınlaştırılmalıdır.

 

Türkiye’de çöp termik santrallarının kurulmasına girişilmiştir. Söz konusu girişimler Yap-İşlet-Devret Modeli kapsamında sürdürülmektedir. Bunların 45 MW güçte ve net enerji üretimi 302 milyon kWh/yıl olacak Adana Çöp Santralı’nın sözleşmesi imzalanmıştır. 10 MW güçlü ve 76.8 milyon kWh/yıl kapasiteli Mamak Çöp Gazı Santralı’nın sözleşmesi Danıştay’dan geçmiş ve imza aşamasına gelmiştir. 1.4 MW güçte olan Bursa Çöp Gazı Santralı otoprodüktör statüde gerçekleştirilmiştir. Toplam 7.2 MW’lık İzmit Çöp Santrali de otoprodüktör statüde işletmede bulunmaktadır. Ayrıca, başvuru aşamasında olan 18.8 MW güçlü Mersin Çöp Santralı ve 12.5 MW güçlü Tarsus çöp santralı vardır. Ancak bunlar için çöp kaynağı araştırılması yapılmalıdır. Sıralanan santralların toplam gücü 94.9 MW ‘dır. Bu santralların dışında olmak üzere, 7. Beş Yıllık Kalkınma Planı Özel İhtisas Komisyonu çalışmasında İstanbul’da 125 MW, Ankara’da 40 MW, İzmir’de 30 MW’lık çöp santrallarının kurulması istenmişti. Çöp santralı kurulabilecek illere Antalya, Diyarbakır, Eskişehir, Konya, Sakarya eklenmeli ve santral kurulan illerdeki kurulu güçler artırılmalıdır.

 

Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı odun ile hayvan ve bitki artıklarına dayalı olarak klasik biomasdan enerji üretiminin 2000 yılında 6963 Btep ve 2020 yılında 7530 Btep olmasını planlamıştır. Modern biomas enerji üretimi ise hiç öngörülmemiştir. Oysa, ticari olmayan klasik biomas enerji üretiminin giderek azaltılması ve modern biomas enerji üretimine de başlanarak, bu üretimin artırılması gerekir. Bakanlığın öngördüğü ile TÜSİAD Enerji Raporu’nda ve burada önerilen biomas üretimler karşılaştırmalı bçimde Tablo 5’de yer almaktadır.

 

Tablo 5. Biomas enerji üretim hedefleri (Btep).

​

 

5.4. Biomas Enerjiyle İlgili Toplu Öneriler

 

• Biomas enerji üretimi, ticari olmayan odun ve tezeğe dayalı klasik biomasdan modern biomasa dönüştürülmelidir. Bu açıdan, enerji ormancılığı ve enerji bitkileri tarımı önem kazanmaktadır. Dolayısıyla, biomas enerji üretim planlaması, orman ürünleri planlaması ve tarımsal üretim planlaması ile entegre biçimde ele alınmalıdır. Enerji üretiminin yanısıra, kırsal kesimdeki gizli işsizliğe yeni iş alanları bulmak ve genelde işsizliğe yeni istihdam olanakları yaratmak için de değerlendirilmelidir. Bu nedenle, belli düzeyde gelişme sağlanıncaya kadar konunun teşviklerle ele alınması gerekir.

 

• Biomas üretimin sürekliliği için üreticilerle uzun dönemli anlaşmalar yapılmalı, üretim için termik santrallar da tüketici olarak düşünülüp, %100 alım garantisi getirilmelidir.

 

• Biomas yakıtların kullanımını teşvik için vergi indirimleri getirilmeli ve fosil kökenli yakıtlara karbon vergisi uygulanmalıdır.

 

• Türkiye’de enerji ormancılığı ve enerji tarımı hızla geliştirilmesi gereken konulardır. Enerji ormancılığı için uygun alanın yaklaşık %15 kadarı bu amaçla değerlendirilmiş durumdadır. Geri kalan %85 alan uygulama beklemektedir. Türkiye’ye iklim ve toprak koşullarına uygun, rotasyon süresi kısa, hibrid ağaç türleri yetiştirilmesi üzerinde durulmalıdır. Ormanlık alanların dışında, kentlerin mücavir alanlarında gecekondulaşmayı da önlemeye yardımcı olacak biçimde kısa süreli biomas ağaç yetiştiriciliği yapılmalıdır. Odun ve ağaç artıklarından odun briketi üretimi sağlanmalıdır.

 

• Enerji tarımı ise hiç el atılmamış konudur. Ülkemizde enerji bitkileri tarımına C4 tipi bitkilerle ve özellikle miscanthus sinensis ve tatlı-sorghum ile başlanmalıdır. Her iki materyalde çeşitli bioyakıtları üretmeye uygundur.

 

• Katı yakıt olarak kullanılacak biomas materyalin endüstriyel tesislerde ve termik santrallarda yüksek verimle yakılabilmesi için özel akışkan yataklı kazanlar gelitirilmesi üzerinde durulmalıdır. Özellikle Avrupa Birliği ülkelerinde ortak Ar-Ge çalışmaları ile bu alanda sağlanan gelişmeler yakından izlenmeli, söz konusu Ar-Ge programlarına katılım olanakları değerlendirilmelidir.

 

• Türkiye’de biomas enerji master planlaması yapılmalı, biomas enerji uygulamaları ile ilgili bir araştırma merkezi oluşturulmalı, modern biomas üretim yöntemleri ve çevrim teknolojileri üzerinde Ar-Ge çalışmaları desteklenmeli, pilot uygulamalara ve gerekli teknoloji transferlerine girişilmelidir.

 

6. DENİZ ENERJİLERİ

 

Deniz kökenli yenilenebilir enerjiler; deniz dalga enerjisi, deniz sıcaklık gradyent enerjisi, deniz akıntıları enerjisi (boğazlarda) ve gel-git (med-cezir) enerjisidir. Ancak, Türkiye’de gel-git enerjisi olanağı yoktur. Ülkemiz için söz konusu enerji grubu içerisinde deniz dalga enerjisi ve boğazlarda deniz akıntıları enerjisi vardır.

 

Üç tarafı denizlerle çevrili Türkiye’de deniz dalga konvertörleri ile bu enerjiden yararlanılması düşünülmelidir. Deniz dalga enerjisinin kökeninde rüzgar enerjisi yatmaktadır. Türkiye’nin Marmara Denizi dışında açık deniz kıyıları 8210 km’yi bulmaktadır. Türkiye’de dalga rasatları ve bunlara ilişkin ölçüm verileri bulunmamaktadır. Ancak, küçük dalga enerji sistemleri için birim dalga cephesi başına güç 10-20 kW/m olurken, geliştirilmiş sistemlerde 40 kW/m düzeyinin üzerine çıkmaktadır. Tüm kıyılarda bu tür tesislerin kurulması deniz trafiği, turizm, balıkçılık, kıyı tesisleri vb nedenlerle olanaklı değildir. Türkiye kıyılarının beşte birinden yararlanılarak sağlanabilecek dalga enerjisi teknik potansiyeli 9000 MW güc ve 18 TWh/yıl enerji düzeyindedir. Bu kaynağın değerlendirilmesi için dalga rasatlarından başlanarak, teknik ve ekonomik incelemeler yapılmalıdır.

 

Karadeniz, Marmara ve Ege Denizi, tuzluluk gradyeninin farklı oluşu nedeni ile İstanbul ve Çanakkale boğazlarında üst ve alt akıntılar oluşmuş bulunmaktadır. Ege Denizinden Marmara Denizine ve Marmara Denizi’nden da Karadenize dip akıntı varken,  Karadeniz’den Marmara Denizi’ne ve Marmara Denizi’nden Ege Denizi’ne üst akıntı vardır. İstanbul’da Deri Sanayicileri’nin Kazlı Çeşme’de denize verdikleri atıkların incelenmesi sırasında yapılan ölçümlere göre, İstanbul Boğazı’nda 30 m derinliğe kadar inen yüzey akıntısı saniyede 20 bin ton suyu Marmara’ya taşımaktadır. Daha tuzlu olan Marmara Denizi’nin suyu saniyede 10 bin ton debi ile Karadeniz’e taşınmaktadır. Akıntının hızı birçok yerde 8 knot (14.8 km/h = 4.1 m/s) olarak saptanmıştır. Bu değer önemli bir kinetik enerji potansiyeline işaret etmektedir. Konunun ayrıntılı biçimde etüt edilmesi gerekir.

 

Gerek deniz dalga ve gerekse boğaz akıntıları üzerinde potansiyel saptama, geliştirilen son teknolojileri izleme amaçları ile Ar-Ge çalışmaları yapılmalıdır.

 

7. HİDROJEN ENERJİSİ

 

7.1. Hidrojen Konusundaki Gelişmeler

 

Son tüketiciye enerji “yakıt” ve/veya “elektrik” biçiminde sunulmaktadır. İkincil enerji olan elektriğin pekçok kullanım avantajının bulunmasına karşın, teknoloji yalnız elektriğe bağlı olarak değil, yakıtı da gerektiren biçimde gelişme göstermiştir. Bunun nedeni genel enerji tüketiminin son biçimiyle %60 oranında ısıya dayalı olmasıdır. Özellikle ulaştırma sektöründe ve stasyoner kuvvet makinalarında yakıta gereksinim vardır.  Bugüne kadar yakıt istemi fosil yakıtlar ve onların türevleri ile karşılanmıştır.

 

20. yüzyılın son üç çeyreğinde genel enerji tüketiminde fosil yakıtların payı %80-90’lık ağırlığını korumuş, değişen yalnızca fosil yakıtların tüketim bileşimi  olmuştur. Bugün için fosil yakıt tüketiminin %45’i petrol, %25’i doğal gaz ve %30’u kömürden sağlanmaktadır. Fosil yakıtlar giderek insanlığın gereksimini karşılamada yetersiz kalması kaçınılmazdır. Kuşkusuz, yeni bulunacak rezervler ve üretim teknolojilerindeki gelişmelerle çıkarılabilir toplam rezervde artışlar olacaktır, ama kanıtlanmış dünya petrol yataklarına 40, doğal gaz yataklarına 60 ve kömür yataklarına ise 250 yıldan fazla ömür biçilememektedir. Kullanımı arzulanan akışkan (gaz ve sıvı) yakıtlar olmasına karşın, doğal akışkan yakıtların (petrol ve doğal gaz rezervlerinin) ömürleri ortalama insan ömrünün altına düşmüş durumdadır. Bu yakıtlardaki üretimin, 2010-2020 yılları arasına rast gelecek tepe noktasından sonra, sürekli düşmesi kaçınılmaz görünmektedir. Bu nedenle, yeni bir akışkan sentetik yakıta gereksinim vardır, bu yakıt hidrojendir.

 

Fosil yakıt rezerv sorunu olmadığı varsayılsa bile, fosil yakıt tüketiminin 20. yüzyıl artış eğimi ile sürmesi olanaklı değildir. Isıtmadan içten yanmalı motorlara  ve termik santrallara dek çeşitli yerlerde kullanılan fosil yakıtlarda depolanmış kimyasal enerji, yanma teknolojisi ile açığa çıkmaktadır. Yanma sırasında çevreye kirletici emisyonlar yayılmaktadır. 1995 yılında dünyada 9.33x109 ton fosil yakıt yakılmıştır. Yanma sonucu ortaya çıkan sera gazları, asit yağmuru bileşenleri ve toksik kimyasallardan oluşan kirleticilerin toplam miktarı 29.3 x109 ton/yıl kadardır. Miami Temiz Enerji Araştırma Enstitüsü (Clean Energy Research Institute) tarafından yapılan çalışma, bu emisyonların verdiği çevresel zararın dünya genelinde 2700 milyar $ ile dünya brüt gelirinin %14’ü düzeyinde olduğunu göstermiştir.

Yanma emisyonları içerisinde yer alan sera gazlarının başlıcası CO2’ dir. Dünya global sıcaklığının yükselmesine neden olan bu sera gazının atmosferdeki konsantrasyonunun azaltılması amacıyla, karbon vergisi uygulanması uluslararası gündemdedir. Fosil yakıt kullanımında GJ başına ortalama CO2 emisyonu; kömürde 85.5 kg, petrolde 69.4 kg ve doğal gazda 52.0 kg düzeylerindedir. 1957-1977 döneminde kullanılan fosil yakıtlarla 60 gigaton CO2  üretilmiştir. Bu üretim son dönemde yılda 6.1 gigaton dolaylarında sürmektedir. Tüm teknik önlemlere ve uluslararası olası yasal engellere karşın, 2020 yılında bu emisyonun yıllık olarak 8.4 gigatona ulaşması beklenmektedir. Bilimsel irdelemeler atmosferdeki bu kadar büyük orandaki CO2 in okyanuslar tarafından soğurulamayacağını, bitkilerce tutulamayacağını göstermiştir.

 

İnsanlığın önündeki en büyük çevre sorunu, atmosferdeki  sera gazı CO2 ‘in ısı tuzağı oluşturmasından ve artan konsantrasyonu ile etkisinin artmasından kaynaklanmaktadır. Atmosferdeki CO2 konsantrasyonu;1850 yılında yaklaşık 275 ppmv, 1958 yılında 315 ppmv, 1989 yılında 347 ppmv, 1995 yılında 360 ppmv düzeylerine ulaşmıştır. Dünya ortalama sıcaklığındaki artış ile atmosferdeki CO2 konsantrasyonu arasında matematiksel olarak formüle edilen ilişki vardır. Kısa dalgalı güneş radyasyonunun yeryüzüne ulaşmasına bir engel oluşturmayan CO2, yeryüzünden yayılan uzun dalgalı radyasyonu soğurarak atmosfer dışına geçişini engellemektedir. Sera etkisi denilen bu etki ile dünya ortalama sıcaklığı sürekli artmaktadır.

 

Çok duyarlı ve kararlı bir dengede bulunması gereken dünya ortalama sıcaklığının, 1860 yılından bu yana toplam 0.7 derecelik artış gösterdiği belirlenmiştir. Fosil yakıt tüketimi böyle sürecek olursa, CO2’in ek etkisi ile dünya ortalama sıcaklığındaki artışın 2025 yılında 1.25, 2050 yılında 2.2, 2075 yılında 3.5 ve 2100 yılında 5.4 derece olabileceği hesaplanmaktadır. Hatta hızlı bir tüketim temposu ile 2050 yılında dünya ortalama sıcaklığındaki artışın, 3-5 derece arasında olacağı da savlanmaktadır. İlk bakışta küçük gibi görünebilen bu sıcaklık artışlarının olası etkileri, ne yazık ki küçük olmayıp, dünyadaki yaşamı alt üst edebilecek kadar büyüktür. Çünkü her bir derecelik artış, kuzey ve güney yarım kürede iklim kuşaklarına 160 km’lik yer değiştirtebilecek, 5 derecelik artış ise kutuplardaki buz erimeleri sonucu denizlerin 1 m den daha çok yükselmesine, pekçok yerin sular altında kalmasına, göllerin kurumasına, tarımsal kuraklığa ve toprak erozyonlarına neden olabilecektir. Bu doğal afetlerin önüne geçmek için sürdürülebilir,  yani ekolojik denge ile uyumlu temiz yakıta gereksinim vardır. O yakıt, bir başka alternatifi olmayan hidrojendir.

 

Doğadaki ana enerji kaynakları birincil enerji kaynaklarıdır. Birincil kaynakların fiziksel durumu farklı olacak biçimde dönüştürülmesi (transformation) ile elde olunan ikincil enerjilere, enerji taşıyıcısı denilir. Elektrik yüzyılı aşkın süredir kullanılan bir enerji taşıyıcısıdır. Bugüne kadar kullanılan yakıtlar ise ya doğal yapılı ya da bunların fiziksel durumları sabit kalarak değiştirilmesi (conversion) ile elde edilmiş ürünlerdir. Doğada bileşik biçimde bol miktarda bulunan hidrojen serbest biçimde bulunmadığından, bir doğal enerji kaynağı değildir. Hidrojen birincil enerji kaynakları ile değişik hammaddelerden üretilebilmekte ve üretiminde dönüştürme işlemi yer almaktadır. Bu nedenle, elektrikten bir yüzyıl sonra teknolojinin geliştirdiği yeni enerji taşıyıcısıdır.

 

Hidrojen karbon içermeyen bir yakıt olduğundan, fosil yakıtların neden olduğu türden bir kirliliğe yol açmayacaktır. Yanmadan elektrik üretimine kadar çeşitli alanlara yanıt verebilen kullanımı esnek bir yakıttır. Gaz ve sıvı biçiminde saklanarak uzun mesafelere taşınabilmektedir. Üretiminde yenilenebilir kaynakların kullanılması durumunda, bu kaynakların doğasında bulunan kesintili olma sorununa da çözüm getirmektedir.

 

2010 yılına kadar yakıt hidrojenin ticari kullanımının başlaması beklenmektedir. Amerika piyasasının koşullarına göre üretim ve dağıtım giderleri ile vergiler de eklenmiş biçimde, otomotiv yakıtı olarak benzin ve hidrojen enerjisinin maliyetleri karşılaştırldığında, hidrojenin benzinden 1.4-5.5 kat daha pahalı olduğu görülmektedir. Ancak, bu maliyet göreceli olup, hidrojen çağına adım atılmakla hızlı düşüşü beklenmektedir. Çevre etkisini de içeren effektif maliyeti ise düşüktür. Türkiye’de hidrojen teknolojisi ile ilgili araştırma ve geliştirme çalışmalarına girilmekte geç kalınmıştır.

 

7.2. Hidrojenin Kullanım Yerleri ve Yakıt Olarak Özellikleri

 

Hidrojenin alevli yanması; içten yanmalı motorlar (Otto - Diesel),  gaz türbinleri, jet motorları, roket motorları, ısıtma, pişirme alanlarında  kullanılmaktadır. Hidrojenin direkt buhara dönüşme işlemi ise buhar türbinleri, buharlı tahrik, endüstriyel buhar, buharla ısıtma uygulamalarda kullanılır. Hidrojenin katalitik yanması; pişirme, su ısıtma, hacim (ortam) ısıtma, absorpsiyonlu soğutma işlemlerine uygulanmaktadır. Hidrojenin hidridleşme çevrimi önemli bir özelliği olup, pekçok uygulamada bu özelliğinden yararlanılmaktadır. Bu uygulamalar; H2 depolama, H2 zenginleştirme-ayırma, D2 ayırma, kompresyon, pompaj, ısı pompası, soğutma, iklimlendirme, elektrik üretimi biçiminde sıralanabilir. Hidrojen Carnot çevriminin etkisi altında kalmadan yakıt pilleri ile elektrik üretiminde kullanılabilmektedir. Bugün için Japonya’da 11 MW’lık hidrojen yakıt pilli bir elektrik santralı vardır.

 

7.3. Dünya Teknolojisinde Ulaşılan Düzey

 

Hidrojen yakıtı veya hidrojen enerjisi teknolojisi; hidrojenin üretim teknolojisi, hidrojenin taşınması ve depolanması teknolojisi, hidrojen kullanım teknolojisi alt bölümlerine ayrılır. Bu alt bölümlerin tümünde önemli gelişmeler sağlanmış olup, uygulanabilir teknoloji birikimi bulunmaktadır. Uygulamaların yaygınlaştırılmasının önündeki engeller, ekonomik faktörler ve mevcut enerji sistemleri ile konvansiyonel motorların demodeleşmesinin getirebileceği stratejik sakıncalardır. Ancak, çevresel koşullar bir an önce kullanımının başlamasını gerektirmektedir.

 

Kullanımı ilk sıralarda yer alan petrol ve doğal gazın sınırlı sunumuna karşın, hidrojen su içinde bol bulunan bir maddedir ve yerli enerji kaynakları ile üretimi olanaklıdır. Çeşitli yakıtların yerini kolaylıkla alabilecek karakterdedir. Temel yanma ürünü kirletici değildir. Projelenen üretim maliyetleri 10 -15 yıllık süreçte fosil yakıtlarla kolayca rekabet edeceğini göstermektedir. Birincil kaynakların en verimli biçimde değerlendirilmesine olanak tanıyan bir enerji taşıyıcısıdır. Hidrojen aynı zamanda birincil enerji kaynaklarından elde olunacak enerjinin depolanması için bir araçtır. Hidrojen üretiminde tüm enerji kaynakları kullanılabilir. Kullanılan hammaddeler ise su, fosil yakıtlar ve biomas materyaldir. Bugün dünyada teknolojik gereksinimlerle yılda 500-600x109 m3 hidrojen fosil yakıtlardan üretilerek kullanılmaktadır. Ancak, yakıt hidrojeninin temelde, sudan yenilenebilir enerjilerle üretilmesi istenmektedir. Hidrojen üretim teknikleri aşağıda sıralanarak kısaca tanıtılmıştır:

 

Hidrojen suyun direkt elektrolizi ile üretilebilir. Elektroliz için elektrik gereksinimi fosil yakıtlardan, hidroelektrik güçten, nükleer enerjiden, jeotermal güçten, güneş, rüzgar ve deniz dalga enerjilerinden elde olunabilir. Gelecek için üzerinde ençok durulan yöntem fotovoltaik güneş üreteçlerinin kullanılmasıdır. Hidrojen suyun  ısıl parçalanması (termal krakingi) ile de üretilebilmektedir. Hidrojen doğal gazın ve gaz hidrokarbonların buhar reformasyonu ile üretilmektedir. Kömür gazifikasyon teknolojisi ile hidrojen üretilebilmektedir. Gazifikasyon işlemi kolaylıkla kükürtün elimine edilmesine olanak tanıdığından çekici bulunmaktadır. Katı atıklar ve kanalizasyon materyalleri de hidrojen için hammadde olup, gazifikasyon işlemine bağlı olarak,  sentez gazının hava veya oksijenle reformasyonu hidrojen vermektedir. Termokimyasal çevrimlerle sudan hidrojen üretilebilir. Fotokimyasal işlemle hidrojen üretilebilir.

 

Sıralanan tekniklerin dışında; fotoelektrokimyasal hidrojen üretimi, biyolojik ve biyokimyasal hidrojen üretimi gibi başka teknikler vardır. Biyolojik üretim yöntemleri kapsamında, mikroalgaeler ve cyanobacterialar ile biofotoreaktörlerden fotobiyolojik yöntemlerle hidrojen elde olunmaktadır. Ayrıca, denizlerde direkt güneş enerjisi çevrimi ile hidrojen üretimi, uzay güneş güç istasyonlarının enerjisiyle hidrojen üretimi gibi yöntemler üzerinde çalışılmaktadır.

 

Hidrojen üretim tekniklerinin yanısıra, endüstriyel uygulamalar için kullanılabilen hidrojen üretim teknolojileri, alışılmış ve yeni geliştirilmiş diye iki grupta toplanmaktadır. Alışılmış teknolojiler, ana amacı hidrojen üretimi olan ve yan ürün olarak hidrojen veren teknolojiler diye ikiye ayrılır. Alışılmış teknolojiler, bugün endüstriyel gereksinimlerle talep olunan hidrojenin karşılanmasında kullanılmaktadır.

 

Hidrojen üretimi için geliştirilmiş teknolojiler; buharın yüksek sıcaklıkta elektrolizi, gazlaştırılmış kömürün elektrokondüktif membran işlemi, kömür gazifikasyonu ile bütünleştirilmiş yüksek sıcaklık elektrolizi (CG-HTE), doğal gazın ısıl krakingi, kömürün HYDROCARB ısıl dönüşümü olarak tanıtılabilir. Ayrıca suyun termokimyasal parçalanması, plazma-güneş ve radyasyon işlemleri (plazma-ark işlemi - fotolitik lazer işlemi - yüksek enerjili radyasyon işlemi), güneş fotovoltaik su elektrolizi diğer ileri yöntemlerdir.

 

Hidrojen esas olarak, hidrokarbon içeren hammaddelerin buhar reformasyonuna tabi tutulmasıyla üretilir. Amonyum ve metanol eldesi için doğal gazın buhar reformasyonu yapılmakta, az sermaye gerektirmesi ve üretim maliyetlerinin düşük olması nedeniyle buhar reformasyonu yöntemine devam edileceği sanılmaktadır. Enerji verimi buharlı metan reformasyonu için %86 ve kömür gazlaştırma yöntemi için %59'dur. Doğal gazın buhar reformasyonunun maliyeti, kömür ya da su elektrolizi ile elde edilenden %33 daha ucuzdur. Hammadde, doğal gazdan petrol, kömür ve katı atıklar gibi  diğer kaynaklara kaydıkça üretim maliyeti artmaktadır. Katı atıkların ve atık suyun reformasyon yoluyla sentetik gaza dönüştürülmesi ile hidrojen açığa çıkar.

Yakıt olarak kullanılacak kütlesel üretim için suyun direkt elektrolizi, fotoelektrokimyasal üretim, termokimyasal üretim, fotobiyolojik üretim yöntemleri ağırlık kazanmıştır. Amorf nikel-kobalt alaşımı anod ve katod materyallerle, alkali suyun elektrolizi için geliştirilmiş çeşitli işlemler bulunmaktadır. Hidrojen üretiminde özellikle güneş enerjisinden yararlanma istemiyle, güneş fotovoltaik-hidrojen enerji sistemleri üzerinde önemle durulmaktadır.

 

Üretilen hidrojen depolanabilmekte, boru hatları ve/veya tankerlerle taşınabilmektedir. Hidrojenin depolama yöntemleri; tüplenmiş alçak basınçlı gaz (12 bar) ve yüksek basınçlı gaz (150 bar) dışında sıvılaştırılmış biçimde, kriyojenik (dondurulmuş) tanklarda (220 kPa) ve metalik hidrid biçiminde olabilmektedir. Gaz hidrojenin zeolit ortamlarda depolanması çalışmaları da vardır. Ancak, enerji içeriğinin yüksekliği açısından gaz yerine sıvı hidrojen depolama teknikleri üzerinde durulmaktadır.

 

Hidrojenin eşsiz bir özelliği, ekzotermik kimyasal reaksiyon kapsamında, bazı metal ve alaşımlarla kolayca büyük miktarlarda hidrid biçimine dönüşebilmesidir. Hidridler, bir tank içinde gaz hidrojenin metal alaşım parçacıkları ile bileşik oluşturmuş biçimde depolanmasıdır.  Depolamada hafif kütleli metal hidridler yeğlenmektedir. Hidridlere ısı verildiğinde hidrojen serbest kalmaktadır. Hidridlerin düşük sıcaklık hidridleri ve yüksek sıcaklık hidridleri diye iki çeşidi vardır. Demir titanyum alaşımı düşük sıcaklık hidridi iken, mağnezyum-nikel alaşımı yüksek sıcaklık hidrididir. Uygulamada bazen düşük ve yüksek sıcaklık hidridlerinin kombinasyonu kullanılmaktadır. Metal hidridler paket olarak taşımaya uygundurlar.

 

1970’li yıllara girilirken hidrojen enerji taşıyıcısı olarak göz önüne alınmıyor, hidrojen enerjisi kavramına enerji literatürlerinde pek rastlanmıyordu. 18-20 Mart 1974 tarihlerinde Amerika Florida Miami Üniversitesi Temiz Enerji Araştırma Enstitüsü’de, Enstitü Direktörü Türk bilim adamı Prof.Dr. T. Nejat Veziroğlu’nun başkanlığında düzenlenen “Hidrojen Ekonomisi Miami Enerji Konferansı (THEME), çağdaş boyutta hidrojen enerjisi kullanımı için bir başlangıç noktası oluşturmuştur. Hidrojen enerji sisteminin yanısıra, birbirleri ile bağlantılı biçimde enerji ve çevre sorunlarının tartışıldığı bu uluslararası forumda, Uluslararası Hidrojen Enerjisi Birliği (IHEA) kurulması kararlaştırılmıştır.

 

1974’de az bilinen hidrojen enerjisi, hidrojen ekonomisi ve hidrojen enerji sistemi, 1998’de iyi bilinen ve kabul olunan kavramlardır. Artık A.B.D., Almanya, Kanada, Rusya gibi ülkelerin yanısıra, Uluslararası Enerji Ajansı gibi kuruluşlar hidrojen araştırma ve geliştirme çalışmalarına bütçe ayırmaktadırlar. Birincisi 1974 yılında yine Miami’de yapılan Dünya Hidrojen Enerjisi Konferansları’nın (WHEC’s) onbirincisi, 1996 yılında Almanya Stuttgart’da, 12. Dünya Hidrojen Enerjisi Konferansı 1998 yılında Arjantin Buenos Aires’de yapılmıştır. Bugün dünyada hidrojenle ilgili onu aşkın sivil toplum kuruluşu vardır ve ona yakın periyodik yayınlanmaktadır.

 

Hidrojen enerjisi alanında, çeşitli ülkelerin işbirliği sonucu uluslararası programlar başlatılmıştır. Sürdürülen bu çalışmalardan en büyüğü olan, Euro-Québec Hidro-Hidrojen Pilot Projesi (EQHHPP) 100 MW’lık kapasitededir. Kanada Québec’de hidrolik kaynaktan üretilecek elektrikle, suyun elektrolizinden elde olunacak  gaz hidrojen, yine Kanada’da sıvı hidrojen (LH2), amonyak (NH3) ve metilsiklohekzan (MCH) biçiminde bağlanacak, sonra Atlantik’den gemilerle Avrupa’ya taşınacaktır. Avrupa’da enerji uygulamasıyla, gaz ve/veya sıvı hidrojene dönüştürülerek konutlarda, termik santrallarda, kent otobüslerinde ve araçlarda, uçaklarda yakıt olarak kullanılacak, ayrıca kimya endüstrisi için toluen üretilecektir.  Enerji ekonomisi analizlerine göre Kanada’daki 100 MW’lık hidrolik güç, Almanya Hamburg’da  74 MW’lık hidrojen gücüne dönüşmüş olacaktır. Bu güçle yılda 614 GWh enerji sağlanacaktır. Proje tesis maliyeti 415 milyon ECU (~514.4 milyon ABD $) kadardır. Özgül hidrojen enerjisi maliyeti ise 14.8 sentECU/kWh (~18.3 ABD sent/kWh) düzeyinde bulunmaktadır.

 

Tokyo Elektrik Şirketi, birkaç yıl öncesinde 4.5 MW’lık hidrojen yakıt hücreli elektrik üretimi deneme çalışmalarını başlatmış olup, şimdi bir diğer 11 MW’lık yakıt hücresini ele almış bulunmaktadır. Hidrojen yakıt hücreli elektrik üretimi üzerinde adı geçen şirketten başka; International Fuel Cells, Kansai Electric Power, Pratt & Whitney, Siemens, Toshiba, Westinghouse, EPRI gibi şirketler çalışmaktadır. Almanya’da ısı ve elektriğin birlikte üretildiği santrallarda hidrojenin kojenerasyon yakıtı olarak kullanımı için çalışmalar yapılmaktadır.

 

Hidrojenden güç üretimi için içten yanmalı  motorların yanısıra, yakıt hücreleri ile elektrik motoru da kullanılmaktadır. 1994 sonrası çalışmalarında Macchi-Ansoldo’nun bir şehir otobüsü yine demonstrasyon için diesel-elektrik karma sistemli olarak, yakıt hücreli hidrojen otobüsü biçimine getirilmiştir. Hidrojen yakıt hücreli denizaltılar; Almanya, Avustralya ve Kanada donanmasında test edilmektedir. Kanada Demiryolları, hidrojen yakıt hücreli lokomotiflerin geliştirilmesi üzerinde durmaktadır. Gelecek 15-30 yıl içinde tüm lokomotiflerin, hidrojen-yakıt hücreli güç sistemine dönüştürülmesi hedeflenmiştir.

 

Uzay mekiğinde ve uzay araştırma roketlerinde hidrojen kullanıldığı bilinmektedir. Ancak, hidrojenle çalışan ilk uçak, Amerika’nın 1956 yılında birinci uçuşunu yapan B-57 Canberra adlı deneme uçağıdır. Sovyetler Birliği’nin hidrojenle çalışan ilk uçağı Tupolev-155’in deneme uçuşu, 1988 yılında yapılmıştır. Türbin yakıtı olarak hidrojeni kullanacak uçaklar konusunda Almanya-Rusya işbirliği, Avrupa Airbus Konsorsiyumu çalışmaları ve Japon hipersonik uçaklar programı sayılabilir.

 

Hidrojenli kara taşıma araçları konusunda 1990 öncesi yapılmış çok çalışma vardır. Bu araçlarda hidrojenli içten yanmalı motorların yanısıra yakıt hücreleri ile elektrik motorları kullanılsalar da, içten yanmalı motorlar ağırlıklı yer kapsamıştır. 1980-1990 döneminde on kadar firmanın ürettiği demonstrasyon otoları vardır. Hidrojenli araçlarda hidrojen depoları sıvı hidrojen ya da aşırı soğutulmuş sıvı (kriyojenik - ya da hidrojen buzu) ve metal hidrid biçiminde olmuştur. BMW, Dodge, Buick, Suziki gibi pekçok demonstrasyon otosunda sıvı hidrojen tankları kullanılmıştır. Mercedes marka otobüs, station-wagon ve minibüs tipi demonstrasyon araçlarında ise, metal hidrid depolara yer verilmiştir. Hidridlerden hidrojenin ayrılması için soğutma suyu veya ekzost ısısından yararlanılmaktadır. Ayrıca, hidrojenli içten yanmalı motorlarla çalışan traktör, motosiklet, çim biçme makinası yapılmıştır.

 

Hidrojenli araçlar konusunda son yılların demontrasyon çalışmaları şöyle sıralanabilir. %15-20 hidrojen ve %80-85 doğal gaz karışımı yakıt hythane olarak adlandırılmakta olup, bu yakıtla çalışan bir demostrasyon otobüsü 1993 yılında Kanada Montréal’da denenmiştir. MAN firması, içten yanmalı doğal gaz motorundan  geliştirdiği tek sıra üzerinde altı silindirli hidrojen motorunu, MAN SL 202 demonstrasyon otobüsüne uygulamıştır. Motor maksimum olarak benzinle 170 kW, hidrojenle 140 kW güç geliştirmektedir. Hidrojen sıvı hidrojen tankından sağlanmakta olup, 1994 yılından bu yana Almanya’da test edilmektedir. MAN D 2566 Diesel motoru da, hidrojene uyarlanmış olarak bir diğer test otobüsüne uygulanmıştır. 85 kW güçlü motoru olan bu otobüs önce metal hidrid depo ile denenmiş, sonra sıvı hidrojen tankı yerleştirilmiştir. Bu otobüsün demonstrasyonu  Belçika’da 1994-1995 yıllarında yapılmıştır. Bir karma demonstrasyon otobüsü ise, ESAMCO’nun  dıştan yanmalı Stirling ve hidrojen motorlu sistemidir.

 

Bir teknoloji standardsız kökleşemeyeceğinden, hidrojen enerjisi konusunda uluslararası standard çalışmaları yapılmıştır.  Uluslararası Standardlar Organizasyonu (ISO) tarafından ISO/TC-197 Komitesi oluşturularak, hidrojen enerjisi için uluslararası standardlar çalışmalarına girişilmiştir. Standard çalışmaları; tanımlar, ölçümler, taşıma, emniyet, araçlar, uçaklar, elektro-kimyasal donanımlar, hidridler, çevre ve uygulama alanlarını kapsamaktadır. Çeşitli ülkeler standard hazırlama çalışmasına katılmışken, Türkiye’nin çağırılmasına karşın katılmadığı görülmüştür.

 

7.4. Türkiye’de Hidrojen Enerjisi

 

Türkiye’nin 7. Beş Yıllık Kalkınma Planı Genel Enerji Özel İhtisas Komisyonu Yeni ve Yenilenebilir Enerji Kaynakları Raporu (1993) kapsamında, hidrojen teknolojisine kısaca değinilmekle birlikte, resmileşen kalkınma planında hidrojen enerjisinin adı geçmemektedir. Bilim ve Teknoloji Yüksek Kurulu tarafından saptanan, 1993-2003 yılı ulusal bilim ve teknoloji politikasında hidrojen yakıtına yer verilmemiştir. Hidrojen konusu üniversitelerimiz ve araştırma kuruluşlarımızda çok sınırlı biçimde ele alınmaktadır.  TÜBİTAK  Marmara Araştırma Merkezi’nde hidrojen alanında Uluslararası Enerji Ajansı programları kapsamında çalışma başlatılmak istenmişse de, söz konusu işbirliği 1996 yılında kesilmiştir. Şimdi, Birleşmiş Milletler (UNIDO) desteği ile ICHET projesi kapsamında, İstanbul’da Hidrojen Enstitüsü kurulması konusu gündemdir. 1998 yılında TÜBİTAK ve TTGV tarafından hazırlatılan Enerji Teknolojileri Politikası Çalışma Grubu Raporu’nda da hidrojen enerjisi ile ilgili önlemlere geniş yer verilmiştir.

 

20-22 Kasım 1996 tarihlerinde Viyana’da yapılan 16. UNIDO Endüstriyel Kalkınma Kurulu Toplantısı’nda, UNIDO işbirliği ile ülkemizde Uluslararası Hidrojen Enerjisi Teknolojileri Merkezi (ICHET) kurulması kararı alınmıştır. Buna göre, UNIDO hukuksal çerçevesinde özerk bir kurum olarak çalışacak ICHET, İstanbul’da kurulacaktır. ICHET’in tasarlanan amacı, gelişmiş ve gelişmekte olan ülkeler arasında hidrojen teknolojileri köprüsünü oluşturmak, hidrojen teknolojilerinin geliştirilmesini ve uygulamalı AR-GE çalışmalarını yapmaktır.

 

ICHET’in işlevi; kısa ve uzun dönemli eğitim vermek, bilimsel toplantılar düzenlemek, danışmanlık hizmetleri sunmak ve benzeri kuruluşlarla işbirliği oluşturmak biçiminde belirlenmiştir. Merkezin çalışma konuları; hidrojen enerjisi politikaları, hidrojen ekonomisi, enerji ve çevre, hidrojen üretim teknolojileri, hidrojen depolama teknikleri, hidrojen uygulamaları ve demonstrasyonlar olacaktır.  Türkiye, ilk beş yıllık dönem için arazi, tesis, ilk yatırım ekipmanı ve işletme faaliyetlerini finanse etmek üzere, 40 milyon ABD $’ı verecektir. ICHET projesi Türkiye’nin hidrojen çağına tutarlı biçimde adım atmasını sağlayacak, Türkiye’ye avantaj kazandıracak önemli bir girişimdir.

 

Türkiye’de hidrojen yakıtı üretiminde kullanılabilecek olası kaynaklar; hidrolik enerji, güneş enerjisi, rüzgar enerjisi, deniz-dalga enerjisi, jeotermal enerji ve adım atılması gereken nükleer enerjidir. Türkiye gibi gelişme sürecinde ve teknolojik geçiş aşamasındaki ülkeler açısından, uzun dönemde fotovoltaik güneş-hidrojen sistemi uygun görülmektedir. Fotovoltaik panellerden elde olunacak elektrik enerjisi ile suyun elektrolizinden hidrojen üreten bu yöntemde, 1 m3 sudan 108.7 kg hidrojen elde olunabilir ki, bu 422 litre benzine eşdeğerdir.

 

Türkiye’nin hidrojen üretimi açısından bir şansı, uzun bir kıyı şeridi olan Karadeniz’in tabanında kimyasal biçimde depolanmış hidrojen bulunmasıdır. Karadeniz’in suyunun % 90’ı anaerobiktir ve hidrojensülfid (H2S) içermektedir. 1000 m derinlikte 8 ml/l olan H2S konsantrasyonu, tabanda 13.5 ml/l düzeyine ulaşmaktadır. Elektroliz reaktörü ve oksidasyon reaktörü gibi iki reaktör kullanılarak, H2S den hidrojen üretimi konusunda yapılmış teknolojik çalışmalar vardır. Bu konuda yapılmış bir diğer teknoloji geliştirme çalışması, semikondüktör partikülleri kullanarak fotokatalitik yöntemle hidrojen üretimidir. Güneş ve rüzgar enerjisinden yararlanarak, Karadeniz’in H2S içeren suyundan hidrojen üretimi için literatüre geçmiş bilimsel araştırma olup, Bulgaristan proje geliştirmeye çalışmaktadır.

 

Teknolojik verilere ve Türkiye’nin enerji - ekonomi verilerine göre, 1995-2095 arasında güneş-hidrojen sistemi ile yapılabilecek yakıt üretimi ve bunun fosil yakıtlarla rekabet olanağı Ankara Üniversitesi Enerji Çalışma Grubu elemanlarınca bir simülasyon modeli kapsamında bilgisayar çözümleri ile değerlendirilmiştir.  Bu ulusal modelde, hidrojen üretiminin artışı için yavaş ve hızlı olmak üzere iki ayrı seçenek alınmıştır. Her iki seçenekte de 2010-2015 döneminde hidrojen enerjisi maliyetinin fosil enerji maliyetinin altına düşebileceği, hidrojen üretiminde sıçramanın 2015 yılından sonra sağlanabileceği, 2015-2030 döneminde fosil yakıt dışalımının düşmeye başlayabileceği bulgulanmıştır. Giderek sağlanacak artışla, 2065 yılında 12.7 EJ enerji eşdeğeri hidrojen üretilebileceği görülmüştür. Hidrojen üretimine bağlı biçimde ulusal kazancın artacağı saptanmıştır. Model bulguları, diğer ülkelerde yapılmış benzer çalışmalara koşut durumdadır.

 

A.B.D. nin  Enerji Departmanı tarafından, 2025 yılında Amerika’nın toplam enerji tüketiminin %10’nunun hidrojenle karşılanması ve böylece petrol dışalımının yarı yarıya azaltılmasının hedeflediği göz öüne alınırsa, Türkiye için yapılmış simülasyon modeli çalşmasının bir abartma olmadığı anlaşılır. Kuşkusuz, bu bilimsel senaryo olup, gerçekleşmesi koşullara ve alınacak önlemlere bağlıdır. Modelin verdiği en önemli sonuç, hidrojenin ülkemiz için de umut olabileceğidir. Hidrojen uzun vadede, payı giderek artacak olan yenilenebilir kaynaklar için çok uygun bir depolama olanağı ve temiz otomotiv yakıtı olması açısından önemli miktarlarda kullanılacaktır. Bu süre 2020’li yıllar olarak tahmin edilmektedir.

 

Ar-Ge açısından bir enerji araştırma alanı; çeşitli bilimsel dalların kullanılmasını gerektirir. Çok yönlü bu yaklaşım olmazsa orta vadede bir sonuca ulaşabilmek çok zor olacaktır. Uzun dönemli bir enerji ekonomisi değişikliğinin gerçekleşmesi için hükümetlerin mali desteğinin istikrarlı bir şekilde devam etmesi, stratejik planlama, sanayi-devlet işbirliği yapılması ve Ar-Ge çalışmaları gereklidir. Hidrojen programları esas olarak uzun döneme yönelik olmakla birlikte kısa dönemde mevcut enerji alt yapısıyla birlikte çalışabilecek kısa dönemli uygulamalar dikkate alınmalıdır. Hidrojen teknolojilerinin tüm yönlerinin (üretim, depolama, taşıma, kullanma) dikkate alınması ve bu konularda yürütülen Ar-Ge faaliyetlerinin istikrarlı bir şekilde desteklenmesi gereklidir. Bu açıdan üniversiteler ve araştırma kurumlarının katılımı son derece önemlidir.

 

Summary:

 

NEW AND RENEWABLE  (ALTERNATIVE) ENERGY SOURCES

 

Increasing demand of electricity and the need to preserve its hydrocarbon resources together with the consideration of protection of the environment by limiting emissions related to fossil fuels leads to the use of renewable energies for electricity production.

 

Potentials of renewable energy sources in Turkey are at important levels and they must be utilized in order to increase domestic energy production, to decrease energy import and to prevent ecological damage by use of fossil fuels. Renewable energy sources have a high share in energy supply, due in particular to the extensive use of hydro-power, wind power, geothermal energy, solar energy and modern biomass.

 

Turkey can be regarded as having considerable geothermal energy potential due to its appropriate geological situation for formation of rich geothermal reservoirs. Turkey has 140 geothermal fields, but only 3 of them are suitable for electricity production. Geothermal fields are mostly found in the western, north-western and central Anatolia. Gross geothermal potential of Turkey is 31.100 MW for heating purposes, but usable geothermal heating capacity is 2843 MW. Geothermal technical potential of Turkey is 7500 MW (5400 Mtoe/year) and 500 MW (2300 GWh/year). According to the planning studies of Minister of Energy and Natural Resources (MENR), the production of geothermal energy of Turkey is envisaged to be 432 Mtoe in 2000, 1380 Mtoe in 2005, 3760 Mtoe in 2010, 4860 Mtoe in 2015 and 4860 Mtoe in 2020.

 

Turkey is geographically well located with respect to solar energy potential. Sunshine period is 2993 h/year in Southeast Anatolia and 1971 h/year in Black Sea Region which are maximum and minimum values in Turkey. Solar technical potential of Turkey is 500.000 Mtoe/year. In general, applications of solar energy are quite diverse including direct thermal (both active and passive systems); electric power generation using thermodynamic cycles and direct conversion to electricity with photovoltaic systems. The production of solar heat is projected by MENR to increase 121 Mtoe in 2000 and 706 Mtoe 2020. Considering technical and economical parameters, the production of solar heat may be 287 Mtoe in 2000, 716 Mtoe in 2005, 1485 Mtoe in 2010, 2514 Mtoe in 2015 and 3882 Mtoe in 2020.

 

Regions in Turkey that are most suitable to the utilization of wind energy include the Aegean, Marmara and Eastern Mediterranean coast. Detailed sudies are being done to identify suitable sites for wind plants. According to the evaluation study carried out by universities to identify wind energy potential, Turkey has gross wind energy potential approximately 400 TWh/year. But technical and reliable potential is 110.000 GWh (55.000 MW). There are  two wind energy power plants in Turkey with installed capacity of 8.94 MW at present. Now there are 31 applications for feasibility studies to establish wind power plants, the total installed capacity of which are approximately 750 MW within the framework of Built-Operate-Transfer model (BOT). The installed capacity of wind energy in Turkey is estimated to reach 300 MW in 2000, 1400 MW in 2005, 2900 MW in 2010, 5100 MW in 2015 and 7800 Mw in 2020.

 

Biomass resources such as wood, animal and plant wastes have been used as fuel for cooking and heating traditionally in rural areas of Turkey. According to the planning studies of MENR, the usage of biomass energy in Turkey is foreseen to be 6963 Mtoe in 2000 and 7381 Mtoe in 2020. In the domestic energy production in Turkey, the aim is to develop modern biomass production technology containing forestry biomass for energy, agricultural by products and energy cropping materials. Modern biomass energy production can be raised to 17 Mtoe in 2000 and 3515 Mtoe in 2020. Modern biomass techniques also include biomass power plants.

 

Total coast range of Turkey is 8210 kms except Marmara Sea which is inner sea. Gross sea-wave energy potential of Turkey is 160 TWh/year. There is no usage of sea-wave energy in Turkey at present and target is not included in the Development Plan.

 

Raporun Hazırlanmasında Yararlanılan Kaynaklar:

 

1.  Anonymous, 1998. Enerji Raporu 1997, Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi, Ankara.

2.  Acaroğlu, M., 1998. Türkiye’de Biyokütle Enerjinin Mevcut Durumu, Araştırma ve Geliştirme Çalışmaları ve Alınması Gereken Önlemler, Enerji Şurası Bireysel Rapor.

3.  Atamer, M, 1998. Hidrojen Enerjisi, Boğazlardaki Akıntılar, Yenilenebilir Enerji Darboğazları Raporu, Enerji Şurası Bireysel Rapor.

4.  Çizenel, z., 1998. Güneş Enerjisi, Enerji Şurası Bireysel Rapor.

5.  Çoban, F., 1998. Yeni ve Yenilenebilir Alternatif Enerji Kaynakları Raporu, Enerji Şurası Bireysel Rapor.

6.  Demirer,Ö., 1998.Türkiye’de Rüzgar Enerjisi Politikası, Enerji Şurası Bireysel Rapor.

7.  Durdu, R., 1998. Güneş Enerjisi Uygulamaları, Enerji Şurası Bireysel Rapor.

8.  Eğrican., N., 1998. Güneş Enerjisi, Rüzgar Enerjisi, Hidrojen Enerjisi, Enerji Şurası Bireysel Rapor.

9.  Karadeli S., 1998. Rüzgar Enerjisi Raporu, Enerji Şurası Bireysel Rapor.

10. Koçak, A., 1998. Jeotermal Enerji Raporu, Enerji Şurası Bireysel Rapor.

11.  Koçak, S., 1998. Rüzgar ve Jeotermal Enerji, Enerji Şurası Bireysel Rapor.

12.  Koman, K. ve Z.T. Altuntaşoğlu, 1998. Rüzgar Enerjisi Raporu, Enerji Şurası Bireysel Rapor.

13.  Koman, K. ve Y. Korucu, A. Özdemir, 1998. Güneş Enerjisi Raporu, Enerji Şurası Bireysel Rapor.

14.  Köksal S., 1998. Yeni ve Yenilenebilir Alternatif Enerji Kaynakları Raporu, Enerji Şurası Bireysel Rapor.

15.  Mertoğlu, O., 1998. Jeotermal Enerji, Enerji Şurası Bireysel Rapor.

16.  Oktik Ş., 1998. Güneş Pilleri, Enerji Şurası Bireysel Rapor.

17.  Özbalta, N. ve A. Özdamar, 1998. Güneş Enerjisi ve Rüzgar Enerjisi Raporları, Enerji Şurası Bireysel Rapor.

18.  Öztürk, N., 1998. Rüzgar Enerjisi Raporu, Enerji Şurası Bireysel Rapor.

19.  Ültanır, M.Ö., 1998. Çevre Dostu Yenilenebilir Enerji Kaynakları ile İlgili Teknolojiler, TÜBİTAK-TTGV, İkinci Ara Rapor.

20.  Ültanır, M.Ö., 1998. 21. Yüzyıla Girerken Türkiye’nin Enerji Stratejisinin Değerlendirilmesi, (TÜSİAD Enerji Raporu), Yayın No. TÜSİAD-T/98-12/239, ISBN: 975-7249-59-9, İstanbul.

21.  Ültanır, M.Ö., 1998. Türkiye Açısından Yeni ve Yenilenebilir Enerji Kaynakları, Enerji Şurası Bireysel Rapor.