Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanı Alparslan Bayraktar tarafından açıklanan yeni yenilenebilir hedefleri Türkiye için önemli bir dönüşümü ifade etmektedir. Türkiye, 2035 yılına kadar güneş ve rüzgâr enerjisinde kurulu kapasitesini mevcut seviyenin dört katına çıkararak toplamda 120 GW’ye ulaşmasını hedeflenmektedir. Daha önceki çalışmalarımızda da ortaya koyduğumuz gibi, söz konusu hedefler Türkiye’nin kömürden çıkışını destekleyecek ve 2053 yılına kadar net sıfır emisyon hedefine ulaşmasını mümkün kılacaktır. Ayrıca, bu hedefler ithal fosil yakıtlara olan bağımlılığın azaltılması yoluyla enerji güvenliğinin sağlanması, daha düşük enerji faturaları, daha düşük enflasyon ve Türkiye’nin ana ticaret ortağı olan AB’ye yapılan ihracatta Sınırda Karbon Düzenleme Mekanizması (SKDM) çerçevesinde karşılaşılacak karbon maliyetlerinin azaltılması gibi birçok fırsatı da beraberinde getirecektir.
Ancak, hâlihazırda gerçekleşmekte olan bu değişiklikler, kömür santrali yatırımları başta olmak üzere fosil yakıt yatırımcıları, bu yatırımlara finansman sağlayan kurumlar ve hatta santral sahiplerine verilen garantiler nedeniyle hükümet için riskler taşımaktadır. ODI Global ve SEFiA olarak yayımladığımız yeni rapor, bu riskleri incelemektedir.
Bu rapor, Türkiye’deki enerji geçişine dair benzer raporları[*1], kamuya açık verileri ve uluslararası modelleri temel alarak iki senaryo oluşturmuştur: Ulusal Katkı Beyanları (NDCs) ve Türkiye’nin 2050 yılına kadar CO2 emisyonlarını neredeyse tamamen sıfırladığı bir küresel net sıfır senaryosu (NZ). Her iki senaryoda da mesken ve ticarethanelerdeki ısınmanın elektrifikasyonu nedeniyle, pik elektrik talebinin yazdan kışa kaydığı görülmektedir.
Mevcut elektrik talebi ve mesken ile ticarethanelerdeki ısınmanın elektrifikasyonu
Kaynak: Vaze v.d. (2024)
Türkiye’nin Kış Dönemi Pik Elektrik Talebinde Seçenekler
Türkiye’nin yeni kış dönemi pik elektrik talebini karşılamak için çeşitli seçenekler bulunmaktadır, ancak bunların hepsi kesintili yenilenebilir enerji ile mevsimsel depolama ya da esnek ve güvenilir elektrik üretiminin bir kombinasyonunu içermektedir. Dolayısıyla, bu seçeneklerin tamamı, şu anki elektrik üretimindeki kaynak dağılımından bir sapmayı işaret etmektedir. Mevcutta elektrik üretimi büyük ölçüde fosil yakıtla çalışan termik santrallere dayanmaktadır ve bu durum âtıl varlık riskini artırmaktadır. Bu risk, Türkiye’de termik santrallere verilen kredilerin, bankaların toplam varlıklarının %2’sini oluşturması ve fosil yakıt yatırımlarında geri ödenemeyen kredilerin, genel kredi portföylerine kıyasla dört kat daha fazla olması nedeniyle, bu santrallere kredi verenler için önemli sonuçlar doğurmaktadır.
Enerji geçişini yönetmede Türkiye, yeşil hidrojen üretimi planlarına daha fazla odaklanmalıdır. Güneş enerjisindeki kapasite artışıyla birlikte ele alındığında, yaz aylarında daha fazla güneş enerjisi kullanılarak bol miktarda hidrojen üretilebilir ve kışın, güneş enerjisinin verimliliği ciddi şekilde düşeceğinden, bu hidrojen depolanıp hidrojen türbini üretimini desteklemek için kullanılabilir.
Türkiye bu geçiş sürecinde planlanan kapanış tarihlerinden çok daha önce devre dışı kalmak zorunda olacak termik santrallerinin sistemden aşamalı çıkışını, daha ucuz alternatiflerle, iyi yönetmek zorundadır. En iyi senaryo altında bile kısmi bir âtıl varlık riskinin kaçınılmaz olduğu, söz konusu santrallerin mevcut borçlarını ya da yatırım maliyetlerini geri ödeyemeyecek olması bir ihtimal olarak göz önünde bulundurulmalıdır.
Santrallerin piyasa şartlarının öngördüğünden daha uzun süre çalıştırılmaları ya da alternatif bir yaklaşım olarak, kış aylarında pik talep sırasında kullanılmak üzere bazı termik santrallerin işletilmesine devam edilmesi planlanabilir. Ancak Türkiye’deki çoğu termik santralin – özellikle kömür santrallerinin – zaten oldukça düşük kapasite faktörleri altında çalıştırıldığı görülmektedir. Diğer bir deyişle, bu santraller çoğu zaman devre dışı kalmaktadır. Çoğu santralin çalışması kapasite ödemeleri gibi sübvansiyonlara bağlı bulunmaktadır. 2023 yılında yerli kömür için 1,16 milyar TL, doğal gaz için ise 2,5 milyar TL kapasite mekanizması ödemesi yapılmıştır.
Net-sıfır geçiş süreci göz önünde bulundurulduğunda bu santrallerin işletmede kalmaları durumunda, dokuz ay süresince tamamen devre dışı kalmaları ve ardından kışın pik talebi karşılamak için devreye girecekleri esnek bir yapı ihtiyacı ortaya çıkmaktadır. Ancak mevcut santrallerin yatırım planlarında böylesi bir geçiş öngörülmediği için santrallerin daha düşük kapasite kullanım oranları karşısında hayatta kalmalarının tek yolu kapasite mekanizması gibi desteklerin artırılmasıdır. Yani, ya santral sahipleri ve onlara finansman sağlayanlar âtıl varlıklarla yüzleşecek ya da hükümet, yükümlülüğe dönüşen bu varlıkları kurtarmak zorunda kalacaktır.
Net sıfır senaryosu altında mevsimsel elektrik talebi (GWh)
Kaynak: Vaze v.d. (2024)
Türkiye, net-sıfır hedefi doğrultusunda yenilenebilir enerji kapasitesindeki artışı ve mevsimsel depolamayı hızla hayata geçirmelidir. Bununla birlikte, geçiş dönemindeki risklerin yönetilebilmesi ve geçişi en az maliyetle karşılayabilmek için hükümetin öncelikle yeni bir kömürlü termik santral yapmama taahhüdü vermesi, ardından da ilgili tüm paydaşlarla birlikte termik santrallerin bir an önce, aşamalı bir şekilde devreden çıkarılmasına yönelik bölgesel planlar hazırlaması gerekmektedir. Türkiye böylesi planı destekleyecek türde adil geçiş finansman imkânlarından da yararlanabilecektir.
[*1] Çalışmada kullanılan model Türkiye’deki diğer net-sıfır çalışmalarına kıyasla enerji verimliliği konusunda daha muhafazakâr varsayımlar kullanılmıştır.
