DÜNYA VE ÜLKEMİZ bakanlığı...3 1. DÜNYA ENERJİ GÖRÜNÜMÜ (16 Kasım 2016 tarihinde Uluslararası Enerji Ajansı (UEA) tarafından yayınlanacak olan World Energy Outlook

DÜNYA VE ÜLKEMİZ

ENERJİ VE TABİİ KAYNAKLAR GÖRÜNÜMÜ

01 Ekim 2016 İtibarıyla

STRATEJİ GELİŞTİRME BAŞKANLIĞI

i

İÇERİK

ÖNSÖZ ....................................................................................................................... 1

1. DÜNYA ENERJİ GÖRÜNÜMÜ ............................................................................ 3

1.1 Fosil Enerji Kaynakları ................................................................................... 5

1.2 Enerji Yatırımları ............................................................................................ 7

1.3 Birincil Enerji Tüketimi ................................................................................... 7

1.4 Elektrik Üretimi .............................................................................................. 9

1.5 Bazı Ülkelerin Elektrik Üretiminin Kaynaklara Göre Dağılımı ........................ 9

1.6 Petrol Rezerv ve Tüketim Değerleri ............................................................. 10

1.7 Doğal Gaz Rezerv ve Tüketim Değerleri ..................................................... 12

1.8 Kömür Rezerv ve Tüketim Değerleri ............................................................ 13

2. ÜLKEMİZ ENERJİ GÖRÜNÜMÜ ....................................................................... 15

2.1 Elektrik Enerjisi Görünümü .......................................................................... 15

2.2 Elektrik Enerjisi Üretimi ................................................................................ 16

2.3 Elektrik Enerjisi Kurulu Gücü ....................................................................... 22

2.4 Enerji Tüketim Maliyetleri ............................................................................ 30

2.5 Tarifeler ....................................................................................................... 34

2.6 Avrupa Birliği Ülkeleri Fiyat Sıralamaları ..................................................... 35

2.7 Petrol ve Doğal Gaz .................................................................................... 44

2.8 Kömür .......................................................................................................... 48

3. ÜLKEMİZ TABİİ KAYNAKLAR GÖRÜNÜMÜ ................................................... 51

4. NÜKLEER ENERJİ VE NÜKLEER SANTRAL PROJELERİMİZ ...................... 65

4.1 Dünyada Nükleer Enerjinin Durumu ............................................................ 65

4.2 Ülkemizin İçin Nükleer Enerjinin Önemi ....................................................... 65

4.3 Ülkemiz Nükleer Enerji Programı ................................................................. 68

4.3.1 Akkuyu Nükleer Santral Projesi ............................................................. 68

4.3.2 Sinop Nükleer Santral Projesi ............................................................... 72

ii

4.3.3 Üçüncü Nükleer Santral Projesi ............................................................ 73

5. ÜLKEMİZ ENERJİ DİPLOMASİSİ ..................................................................... 75

5.1 Enerji Sektöründeki Küresel Gelişmeler ...................................................... 75

5.2 Enerji Diplomasisi Kapsamındaki Faaliyetlerimiz......................................... 77

5.3 İkili İlişkilerimiz ............................................................................................. 79

5.4 Çok Taraflı İlişkilerimiz ................................................................................. 82

5.5 Avrupa Birliği ile İlişkilerimiz ........................................................................ 84

5.6 Yürütülmekte Olan Projeler ......................................................................... 86

6. PETROL VE DOĞAL GAZ BORU HATLARI VE PROJELERİ ......................... 93

6.1 Uluslararası Transit Boru Hattı Projeleri ...................................................... 93

6.1.1 Irak-Türkiye Ham Petrol Boru Hattı ....................................................... 93

6.1.2 Bakü-Tiflis-Ceyhan Ham Petrol Boru Hattı (BTC) ................................. 93

6.1.3 Trans Anadolu Doğal Gaz Boru Hattı Projesi (TANAP) ........................ 94

6.1.4 Türkiye-Bulgaristan Enterkonnektörü (ITB) Projesi ............................... 96

6.1.5 Türkiye-Yunanistan Doğal Gaz Boru Hattı (ITG) ................................... 97

6.1.6 Rusya-Türkiye-Avrupa Doğal Gaz Boru Hattı Projesi (Türk Akımı) ....... 97

6.1.7 Adriyatik Doğal Gaz Boru Hattı (TAP) Projesi ....................................... 98

6.2 Ülkemize Doğal Gaz Arzı Sağlayan Uluslararası Hatlar .............................. 99

6.2.1 Rusya – Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı (Batı Hattı) ............................... 99

6.2.2 İran – Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı ..................................................... 99

6.2.3 Rusya – Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı (Mavi Akım) ............................. 99

6.2.4 Bakü-Tiflis-Erzurum Doğal Gaz Boru Hattı (BTE) ............................... 100

1

ÖNSÖZ

Bakanlığımız Strateji Geliştirme Başkanlığı olarak enerji sektörü ve tabii kaynaklar

alanında ulusal ve uluslararası tüm gelişmeler ve faaliyetler sektör, kurum ve kuruluşlar

bazında değer zincirleri de dikkate alınarak titizlikle izlemekte ve raporlamaktayız. Bu

izleme faaliyetleri kapsamında, ulusal ve uluslararası literatürün taranması ile gerekli

değerlendirmelerin yapılmasının yanı sıra uluslararası ölçekte yayınlanan her türlü veri

ile Bakanlığımız merkez teşkilatı, bağlı, ilgili ve ilişkili kuruluşlarının faaliyetlerine

yönelik bilgi ve verileri tek bir veri tabanında toplanmakta olup gerekli analizler ve

yorumlamalar yapılmaktadır. Strateji Geliştirme Başkanlığı bünyesinde oluşturulan bu

kapsamlı veri tabanından faydalanılarak yıl içinde düzenli periyotlarla izleme raporları

hazırlanmaktadır.

Dünya ve Ülkemiz Enerji ve Tabii Kaynaklar Görünümü çalışmasında birçok kaynaktan

bilgi ve veri derlenmiş, gerekli değerlendirmeler yapılmıştır. Dünya ve Avrupa ile ilgili

analizlerin yapılmasında, Avrupa Komisyonu bünyesinde yer alan Avrupa İstatistik

Ofisi (Eurostat), Uluslararası Enerji Ajansı (UEA)‘nın yayınlamış olduğu Dünya Enerji

Görünümü yayını, BP’nin yayınlamış olduğu Enerji Görünümü 2035 ve Dünya Enerji

İstatistikleri çalışmaları ile Dünya Nükleer Birliği (WNA), Nükleer Enerji Enstitüsü (NEI)

ve Uluslararası Atom Enerjisi Ajansı (IAEA)’nın verilerinden faydalanılmıştır. Ulusal

bölümlerinin hazırlanmasında ise üçer aylık periyotlarla Bakanlığımız merkez teşkilatı,

bağlı, ilgili ve ilişkili kurum ve kuruluşlarından toplanan bilgi ve veriler ile Strateji

Geliştirme Başkanlığı bünyesinde oluşturulan veri tabanından faydalanılmıştır.

Belli periyotlarla hazırlanan bu çalışmanın Ülkemize, kurum ve kuruluşlarımız ile enerji

ve tabii kaynaklar alanında görev yapan yöneticilere faydalı olmasını temenni ederiz.

Strateji Geliştirme Başkanlığı

3

1. DÜNYA ENERJİ GÖRÜNÜMÜ

(16 Kasım 2016 tarihinde Uluslararası Enerji Ajansı (UEA) tarafından yayınlanacak

olan World Energy Outlook 2016 raporu değerlendirilecek ve 15. sayımızda Dünya

enerji görünümüne ilişkin detaylı çalışmalar yer alacaktır.)

Nüfus artışı, kentsel gelişim ve

sanayileşme ile birlikte dünya birincil

enerji tüketimi de giderek artmaktadır.

Enerji tüketiminin artmasına neden olan

temel etkenlerin başında nüfus ve gelir

artışı gelmektedir. Yapılan

projeksiyonlar 2040 yılında dünya

nüfusunun 9 milyara yükseleceğini

göstermektedir. Bu durum, 1,9 milyar

insana daha enerji arzı sağlanması

gerekliliğini ortaya koymaktadır.

Öngörülen bu nüfus artışının %90’ından

fazlasının OECD dışı ülkelerden

kaynaklanacağı ve söz konusu

ülkelerin, gelişmekte olan sanayi ve

kentleşmelerine bağlı olarak küresel

GSYİH artışına %70 ve küresel enerji

talep artışına %90’ın üzerinde katkı

sağlayacağı öngörülmektedir. OECD

dışı ülkelerin oluşturacağı bu etki Şekil

1.1’de verilen nüfus, gelir ve birincil

enerji talebi projeksiyonlarında net

olarak görülmektedir.

Şekil 1.1 Nüfus, Gelir ve Birincil Enerji Talebi Projeksiyonları

Uluslararası Enerji Ajansı (UEA)’nın

farklı senaryolar için yapmış olduğu

projeksiyonlara göre 13,5 milyar ton

eşdeğer petrol (TEP) olan dünya birincil

enerji talebinin 2040 yılında;

- Mevcut enerji politikaları ile devam

senaryosuna göre %45 oranında artışla

19,6 milyar TEP,

4

- Yeni politikalar senaryosuna göre

%32 oranında artış ile 17,9 milyar

TEP,

- 450 ppm senaryosuna göre %12

oranında bir artışla 15,2 milyar TEP’e

ulaşması beklenmektedir.

Söz konusu senaryoların tamamına

göre 2040 yılına kadar olan dönemde

kömür ve petrolün paylarının nispeten

azalmasına rağmen fosil yakıtlar hâkim

kaynaklar olmaya devam edecektir.

Dünya birincil enerji kaynaklarının

%81’ini oluşturan fosil yakıtların 2040

yılındaki payı, mevcut enerji politikaları

ile devam senaryosuna göre %79’a,

yeni politikalar senaryosuna göre %75’e

ve 450 ppm senaryosuna göre %60’a

düşecektir.

UEA projeksiyonlarına göre 2040 yılı

birincil enerji talebinde kömürün payı,

mevcut politikalar ile devam edilmesi

durumunda %28,6, yeni politikalar

senaryosuna göre %24,6 ve 450 ppm

senaryosuna göre %16,4’tür. Petrol ve

doğal gazın payı her iki senaryoda da

önemli derecede farklılıklar

göstermemekte ve petrolün payının

yüzde 27 ve doğal gazın payının yüzde

24, 450 ppm senaryosunda ise petrol ve

doğal gazın paylarının yüzde 22

seviyelerinde olacağı tahmin

edilmektedir.

Nükleer enerjinin birincil enerji

kaynakları içinde payı %4,8 iken, 2040

yılında mevcut enerji politikaları ile

devam senaryosuna göre %5,3’te

olması beklenirken, yeni politikalar

senaryosuna göre %6,7’ye ve 450 ppm

senaryosuna göre %10,7’e çıkacağı

düşünülmektedir. Projeksiyonlar,

nükleer enerjinin enerji kaynakları

içindeki payının artacağını

göstermektedir.

Yenilenebilir enerji kaynaklarının 2040

yılındaki payının ise mevcut politikalar

senaryosuna göre %12,8 oranında,

yeni politikalar senaryosuna göre

%15,7 ve 450 ppm senaryosuna göre

ise %25 olacağı beklenmektedir.

Projeksiyonlar, enerji tüketimindeki

artışın OECD üyesi olmayan ülkelerden

kaynaklanacağını göstermektedir.

Elektrik üretimi için kullanılan enerji

miktarının 2040 yılına kadar yıllık

ortalama %2 olmak üzere %70

oranında artacağı beklenmekte olup bu

artış, küresel birincil enerji büyüme

oranının %42’sine karşılık gelmektedir.

Sanayide kullanılan birincil enerji

tüketiminde %81 oranında artış

öngörülmekte olup bu oran, dünya

birincil enerji büyüme oranının %50’sini

oluşturmaktadır

5

2040 yılına kadar olan süreçte;

yenilenebilir kaynaklar yıllık ortalama

%3 büyüme payları ile en hızlı büyüme

oranına sahip enerji kaynaklarıdır.

Nükleer enerji yıllık ortalama %3 ve

hidroelektrik yıllık ortalama %2,3

büyüme oranına sahip olacaktır. Bu iki

kaynağın büyüme oranı, toplam birincil

enerjinin büyüme oranından daha

fazladır.

Fosil yakıtlar arasında en fazla büyüme

oranına sahip olan kaynak yıllık

ortalama %1,7 büyüme oranı ile doğal

gazdır. Doğal gazı sırasıyla yıllık

ortalama %0,5 büyüme oranları ile

kömür ve petrol izlemektedir.

Dünya birincil enerji talebinin bölgelere,

sektörlere ve kaynaklara göre olan

dağılımı Şekil 1.2’de verilmiştir.

Şekil 1.2 Dünya Birincil Enerji Talebinin Bölgelere, Sektörlere ve Kaynaklara

Göre Dağılımı

1.1 Fosil Enerji Kaynakları

Sürekli artış gösteren dünya enerji

talebinin bir sonucu olarak fosil yakıt

rezervleri hızla azalmakta olup özellikle

petrol ve doğal gaz rezervleri kritik

seviyelere yaklaşmaktadır. Şekil 1.3’de

dünya kömür, doğal gaz ve petrol

rezervlerin ne kadar ömrünün kaldığına

ilişkin bilgi verilmiştir.

6

Şekil 1.3 Türlerine Göre Fosil Yakıt Rezervlerinin Kalan Ömürleri

Dünyada toplam kanıtlanmış petrol

rezervleri 1,7 trilyon varil civarında olup

bu miktar, 52 yıllık tüketimi

karşılamaktadır. Kalan üretilebilir petrol

rezervlerinin yaklaşık %60’ı kara,

%37’si deniz ve geri kalan kısmı Kuzey

Kutbunda yer almaktadır. Geri

kazanılabilir petrol kaynakları, çok

kademeli hidrolik çatlatma gibi yeni

teknolojilerin gelişmesi ve kaynak

yerlerinin belirlenmesinde kullanılmaya

başlanmasıyla birlikte artış

göstermektedir.

OPEC ülkeleri küresel rezerv

toplamının %72,6’lık kısmını

oluşturmaktadır. Güney ve Orta

Amerika en yüksek rezerv üretim

oranına sahiptir. Son on yılda küresel

kesinleşmiş rezervler %26 oranında

yani 350 milyar varillik artış göstermiştir.

Dünya kesinleşmiş doğal gaz rezervi

2014 yılı sonunda 216 trilyon m3 olarak

belirlenmiştir ve bu miktar küresel

üretimi 61 yıl gibi bir süre boyunca

karşılamak için yeterlidir. Rezervlerin

dünyadaki dağılımları göz önüne

alındığında en yüksek paya sahip olan

bölge Orta Doğu’dur.

Dünya kesinleşmiş kömür rezervleri

küresel üretimi 122 yıl boyunca

karşılamaya yeterli miktarda olup, tüm

yakıtlar arasında en yüksek rezerv

üretim oranına sahiptir. Amerika en

büyük bölgesel rezervlere ve en yüksek

rezerv üretim oranına sahiptir. Amerika

en fazla yerel rezerve sahip ülke olup,

arkasından Rusya ve Çin gelmektedir.

Kömür tüketimini 2000-2009 yılları

arasında yıllık ortalama yüzde 9,5

arttıran Çin, 2013 yılı sonu itibarıyla

dünya kömür üretiminin yarısını

tüketirken, Amerika yüzde 11 ile ikinci

sırada gelmekte ve OECD bölgeleri

kömür kullanımının yüzde 42’sine

tekabül etmektedir.

7

1.2 Enerji Yatırımları

Dünya enerji talebi her ülkede farklı

oranlarda olmakla birlikte küresel

ölçekte sürekli artmaktadır. Bu talebi

karşılamak için küresel enerji yatırımları

her yıl artış göstermektedir. UEA

verilerine göre enerji sektörüne 2015 ile

2040 yılları arasında küresel ölçekte

üçte ikisi OECD dışı ülkelerde olmak

üzere toplam 68,2 trilyon dolar yatırım

yapılacağı tahmin edilmektedir.

Yatırımların;

21,8 trilyon Dolar’ının enerji verimliliği

sektörüne,

19,7 trilyon Dolar’ının elektrik

sektörüne,

15,4 trilyon Dolar’ının petrol

sektörüne,

9,9 trilyon Dolar’ının gaz sektörüne,

1,4 trilyon Dolar’ının kömür

sektörüne

yapılması planlanmaktadır.

Şekil 1.4 2015-2040 Yılları Arasında Yeni Politikalar Senaryosu Dikkate

Alındığında Kaynaklara Göre Enerji Arzı Altyapısı için Yatırımlar

1.3 Birincil Enerji Tüketimi

Dünya birincil enerji tüketimi dikkate

alındığında Çin ve Amerika ilk iki sırayı

almakta ve bu iki ülkenin toplam birincil

enerji tüketimi dünya tüketiminin

yaklaşık %40,2’sine tekabül etmektedir.

Birincil enerji tüketimi dikkate

alındığında ülkemiz 19. sırada yer

almaktadır. Bazı ülkelerin birincil enerji

tüketimleri Çizelge 1.1‘de verilmiştir.

8

Bazı ülkelerin 1000 $’lık GSYH için

tüketilen TEP miktarları Şekil 1.5’te de

görüldüğü üzere Dünya ortalaması

0,16, OECD ortalaması 0,13 ve AB28

ortalaması 0,11 iken Ülkemiz 0,11’lik

değer ile üst sıralarda yer almaktadır.

Çizelge 1.1 Dünya Birincil Enerji Tüketimi (Milyon TEP)

ÜLKE 2013 2014 2015 Dünya

Toplamındaki Payı (%)

Sıra

Çin 2.903,9 2.970,3 3014,0 22,9% 1

ABD 2.271,7 2.300,5 2.280,6 17,3% 2 Hindistan 626,0 666,2 700,5 5,3% 3 Rusya 688,0 689,8 666,8 5,1% 4 Japonya 465,8 453,9 448,5 3,4% 5 Kanada 335,0 335,5 329,9 2,5% 6 Almanya 325,8 311,9 320,6 2,4% 7 Brezilya 290,0 297,6 292,8 2,2% 8 Güney Kore 270,9 273,1 276,9 2,1% 9 İran 247,6 260,8 267,2 2,0% 10 Suudi Arabistan 237,4 252,4 264,0 2,0% 11 Fransa 247,4 237,5 239,0 1,8% 12 Endonezya 175,0 188,3 195,6 1,5% 13 Birleşik Krallık 201,4 188,9 191,2 1,5% 14 Meksika 188,9 190,0 185,0 1,4% 15 İtalya 155,7 146,8 151,7 1,2% 16 İspanya 134,2 132,1 134,4 1,0% 17 Avustralya 130,7 129,9 131,4 1,0% 18 Türkiye 120,3 123,9 129,3 1,0% 19 Tayland 120,3 123,4 124,9 0,9% 20 Güney Afrika 124,6 128,0 124,2 0,9% 21 Tayvan 109,9 111,4 110,7 0,8% 22 BAE 97,2 99,0 103,9 0,8% 23 Polonya 96,0 92,4 95,0 0,7% 24 Ukrayna 114,7 101,0 85,1 0,6% 25 TOPLAM 12.873,1 13.020,6 13.147,3 100,0%

* BP Dünya Enerji İstatistikleri 2016

Şekil 1.5 Ekonomilerin Enerji Yoğunluğu (OECD Factbook 2015-2016)

9

1.4 Elektrik Üretimi

Birincil enerji tüketiminde önemli bir

kalem olan elektrik üretim değerleri

dikkate alındığında 10.113,6 TWh

üretim ile dünya elektrik üretiminin

%42’sini Çin ve ABD’de

gerçekleşmiştir. Ülkemiz 261,7 milyar

kWh ile 17. sırada bulunmaktadır.

Elektrik üretimine ilişkin bazı ülkelerin

verileri Çizelge 1.2’de verilmiştir.

Çizelge 1.2 Bazı Ülkelerin 2015 Yılı Elektrik Üretim Değerleri

ÜLKE Miktar (TWh) Dünya Toplamındaki

Payı (%) SIRA

Çin 5.810,6 24,1% 1

ABD 4.303,0 17,9% 2

Hindistan 1.304,8 5,4% 3

Rusya 1.063,4 4,4% 4

Japonya 1.035,5 4,3% 5

Almanya 647,1 2,7% 6

Kanada 633,3 2,6% 7

Brezilya 579,8 2,4% 8

Fransa 568,8 2,4% 9

Güney Kore 522,3 2,2% 10

Birleşik Krallık 337,7 1,4% 11

Suudi Arabistan 328,1 1,4% 12

Meksika 306,7 1,3% 13

İran 281,9 1,2% 14

İtalya 281,8 1,2% 15

İspanya 278,5 1,2% 16

Türkiye 261,7 1,1% 17

Tayvan 258,0 1,1% 18

Avustralya 253,6 1,1% 19

Güney Afrika 249,7 1,0% 20

Endonezya 234,7 1,0% 21

Mısır 180,6 0,7% 22

TOPLAM DÜNYA 24.097,7 100%

*BP Dünya Enerji İstatistikleri 2016

1.5 Bazı Ülkelerin Elektrik Üretiminin

Kaynaklara Göre Dağılımı

Dünya elektrik üretiminde kullanılan

kaynakların dağılımları incelendiğinde

elektrik üretimi için en yaygın olarak

kullanılan kaynağın kömür olduğu ve

hemen arkasından yenilenebilir enerji

kaynaklarının geldiği görülmektedir.

Amerika Birleşik Devletleri, Çin,

Hindistan ve Almanya’da kömür,

Rusya’da doğal gaz, Fransa’da nükleer

enerji ve Kanada’da yenilenebilir enerji

10

elektrik enerjisi üretiminde en fazla

paya sahip olan kaynaklardır. Fransa,

Almanya, ABD, Kanada ve Rusya,

elektrik üretiminde nükleer enerjiyi

önemli oranda kullanan ülkelerdir.

Fransa’da nükleer enerji elektrik

üretiminde %77,6 gibi yüksek bir oranla

kullanılmaktadır. Hidrolik, güneş

enerjisi, rüzgâr ve jeotermal gibi

yenilenebilir enerji kaynakları ise

%17,5’lik bir oranla ikinci sırada

gelmektedir. Almanya’da elektrik

üretimi için kullanılan en önemli kaynak

kömür olup, elektrik üretiminin

%45,4’ünü kömürden, %15,5’ini

nükleerden ve %28’ini yenilenebilir

enerjiden sağlanmaktadır.

Amerika Birleşik Devletleri’nde, başta

kömür olmak üzere (%39,5), doğal gaz

(%26,8) ve nükleer enerji (%19,1)

elektrik üretiminde kullanılan ana

kaynaklardır. ABD’de bunların yanı sıra,

yenilenebilir enerji kaynakları da elektrik

üretiminde %13,6’lık bir oranla

kullanılmaktadır. Kanada’da;

yenilenebilir enerji, elektrik üretiminde

%62,8 oranı ile önemli bir paya sahip

olup elektrik enerjisinin elde

edilmesinde %16,4 nükleer enerji, %9,9

kömür ve %9,3 doğal gaz

kullanılmaktadır.

Çin ve Hindistan, sırasıyla %72,5 ve

%75,1 olmak üzere yüksek oranlarda

kömür kaynakları ile elektrik enerjisi

üreten iki ülkedir. Yine her iki ülkede

elektrik üretiminde yenilenebilir

enerjinin kullanımı sırasıyla %23 ve

%15,5 oranlarında ikinci sırada yer

almaktadır. Hindistan’da doğal gazın

payı %4,9 iken Çin’de doğalgaz ile

elektrik üretimi %2 gibi düşük bir orana

sahiptir.

Rusya’nın elektrik üretiminde en fazla

kullandığı kaynak %50,1 oranı ile doğal

gaz olup diğer kaynaklar; nükleer enerji,

yenilenebilir enerji ve kömürdür.

1.6 Petrol Rezerv ve Tüketim

Değerleri

Dünya petrol rezervinin yaklaşık olarak

yarısı Orta Doğu bölgesinde

bulunmaktadır. Bu bölgeyi yaklaşık

%19’luk bir pay ile Güney ve Orta

Amerika bölgesi takip etmektedir. Bu

coğrafyadaki en önemli ülke Venezuela

olup dünya rezervinin yaklaşık olarak

%18’i bu ülkede bulunmaktadır.

Venezuela’yı yaklaşık olarak %16 petrol

rezerv payı ile Suudi Arabistan takip

etmektedir. Bölge ve ülkelerin sahip

oldukları rezerv miktarlarını gösteren

veriler Çizelge 1.3 ve Çizelge 1.4’de

verilmiştir.

11

Çizelge 1.3 Bölgelere Göre Görünür Petrol Rezervleri

BÖLGE Miktar

(Milyar varil) Dünya Toplamındaki payı

(%)

Orta Doğu 811 47,54%

Güney ve Orta Amerika 325 19,05%

Kuzey Amerika 233 13,66%

Avrupa ve Avrasya 158 9,26%

Afrika 130 7,62%

Asya Pasifik 49 2,87%

Dünya Toplamı 1.706 100%

Çizelge 1.4 Bazı Ülkelerin Görünür Petrol Rezervleri

ÜLKE Miktar

(Milyar varil) Dünya Toplamındaki

Payı (%)

Venezuela 298,35 17,5%

Suudi Arabistan 267,00 15,7%

Kanada 172,92 10,2%

İran 157,80 9,3%

Irak 150,00 8,8%

Rusya 103,16 6,1%

Kuveyt 101,50 6,0%

Birleşik Arap Emirlikleri 97,80 5,8%

ABD 48,46 2,9%

Libya 48,36 2,8%

Nijerya 37,07 2,2%

Kazakistan 30,00 1,8%


2014 yılı petrol üretim değerleri göz

önüne alındığında ise Venezuela’nın ilk

10 ülke içinde yer almadığı

görülmektedir. Üretim açısından

yapılacak bir değerlendirmede Suudi

Arabistan, Rusya ve ABD başı çeken

ülkeler olarak karşımıza çıkmaktadır.

Bu üç ülkenin dünya üretimindeki payı

ise %38’dir. Bölge bazında petrol

tüketim değerleri Çizelge 1.5’de

verilmiştir.

12

Çizelge 1.5 Bölgelere Göre 2013 Yılı Petrol Tüketimi

BÖLGE Miktar ( Milyon ton ) Dünya Toplamındaki

Payı (%)

Asya Pasifik 1.402 33,65%

Kuzey Amerika 1.032 24,77%


Ortadoğu 357 8,57%


Afrika 181 4,35%


1.7 Doğal Gaz Rezerv ve Tüketim

Değerleri

Dünya görünür doğal gaz rezervi 2014

yılı sonu itibarıyla 216 trilyon m3’dür. Bu

rezervin %37,5’i Orta Doğu bölgesinde

bulunmaktadır. İran ve Katar bu

bölgede önemli rezervlere sahip ülkeler

olarak öne çıkmaktadırlar. Avrupa ve

Avrasya bölgesi görünür rezerv

açısından %36,1 ile ikinci sırada yer

alırken bu bölgede rezerv açısından

Rusya önemli bir pozisyona sahiptir.

Orta Doğu bölgesi rezerv açısından

zengin olmasına rağmen üretim/rezerv

oranı düşük bir bölgedir. Avrupa

Avrasya bölgesi dünya üretiminin

%32,1’ini karşılarken bu oran Orta

Doğu bölgesi için %15,7’dir. Dünya

görünür doğal gaz rezervlerinin

bölgesel dağılımları, bölgesel üretimler

ve bazı ülkelerin doğal gaz tüketimleri

Çizelge 1.6 ve Çizelge 1.7’de verilmiştir.

Çizelge 1.6 Bölgelere Göre Dünya Görünür Doğal Gaz Rezervi

BÖLGE Miktar (trilyon m3) Dünya Toplamındaki Payı (%)

Orta Doğu 81 37,5%



Afrika 17 7,9%



Dünya Toplamı 216 100%

13

Çizelge 1.7 Bölgelere Göre 2014 Yılı Doğal Gaz Tüketimleri

BÖLGE Miktar

(Milyar m3) Dünya Toplamındaki Payı

(%)

Avrupa ve Avrasya 1.115 31,9%



Ortadoğu 438 12,5%


Afrika 120 3,5%

Dünya Toplamı 3.497 100,0%

1.8 Kömür Rezerv ve Tüketim

Değerleri

Dünyada en fazla rezerve sahip olan ve

belirli bir bölgede yoğunlaşmamış bir

enerji kaynağı olan kömür en fazla

kullanılan enerji kaynağı durumunda

olup önümüzdeki yıllarda da stratejik

önemini koruyacaktır. UEA’nın

yayınlamış olduğu dünya kömür rezerv

bilgisine göre yaklaşık 968 milyar ton

kesinleşmiş kömür rezervi

bulunmaktadır. Bu rezervin %55,7’sine

karşılık gelen 539 milyar ton kömür

ABD, Rusya ve Çin’de bulunmaktadır.

Dünya kömür üretimi incelendiğinde ise

2014 yılında toplam 8,02 milyar ton

üretim gerçekleşmiş olup bu üretimin

%46,7’sine denk gelen 3,8 milyar ton

üretimi Çin tek başına yapmış ve bu

ülkeyi ABD, Avusturalya ve Hindistan’ın

takip etmiştir. ABD 916,2 milyon ton,

Hindistan 668,4 milyon ton ve

Avusturalya 491,2 milyon ton üretim

yapmışlardır.

Çizelge 1.8. Bölgelere Göre Kesinleşmiş Kömür Rezervleri (Milyon Ton)

BÖLGE Kanıtlanmış Rezervler

(Milyar ton) Dünya Toplamındaki

Payı (%)


Avrupa Avrasya 314 32,4%


Ortadoğu ve Afrika 14 1,5%


Dünya Toplamı 968 100%

15

2. ÜLKEMİZ ENERJİ GÖRÜNÜMÜ

2.1 Elektrik Enerjisi Görünümü

Ülkemiz Elektrik Enerjisi Görünümüne

bakacak olursak 2016 Yılı Eylül Ayı

sonu itibarıyla elektrik üretiminin 203,5

milyar kWh, tüketiminin ise 207,3 milyar

kWh olduğu görülmektedir. Ülkemizin

son yıllarda yakalamış olduğu yüksek

ekonomik büyüme oranlarıyla birlikte

yıllık elektrik enerjisi tüketim artış

hızımız son 14 yılda ortalama %5,5

seviyelerinde gerçekleşmiş ve 2002

yılında 132,6 milyar kWh olan elektrik

tüketimimiz 2015 yılında yaklaşık 2

katına çıkarak 265,7 milyar kWh’e

ulaşmıştır. Elektrik enerjisi talebindeki

artış 2013 yılında %1,6, 2014 yılında ise

%4,4 iken 2015 yılında %3,3 olarak

gerçekleşmiştir (Çizelge 2.1).

Çizelge 2.1 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Görünümü (GWh)

YIL ÜRETİM İTHALAT İHRACAT TÜKETİM Üretim

Artış Oranı Tüketim

Artış Oranı

2002 129.400 3.588 435 132.553 5,4% 4,5%

2003 140.581 1.158 588 141.151 8,6% 6,5%

2004 150.698 464 1.144 150.018 7,2% 6,3%

2005 161.956 636 1.798 160.794 7,5% 7,2%

2006 176.300 573 2.236 174.637 8,9% 8,6%

2007 191.558 864 2.422 190.000 8,7% 8,8%

2008 198.418 789 1.122 198.085 3,6% 4,3%

2009 194.813 812 1.546 194.079 -1,8% -2,0%

2010 211.208 1.144 1.918 210.434 8,4% 8,4%

2011 229.395 4.556 3.645 230.306 8,6% 9,4%

2012 239.497 5.826 2.954 242.370 4,4% 5,2%

2013 240.154 7.429 1.227 246.357 0,3% 1,6%

2014 251.963 7.953 2.696 257.220 4,9% 4,4%

2015 261.783 7.135 3.194 265.724 3,9% 3,3%

2016 Eylül Sonu

203.491 4.835 983 207.343

16

2.2 Elektrik Enerjisi Üretimi

2016 Yılı Eylül Ayı sonu itibarıyla

203.491 GWh olan elektrik üretimimizin

134.773 GWh’i termik santrallerden,

53.305 GWh’i hidroelektrik

santrallerden, 15.412 GWh’i de diğer

yenilenebilir enerji kaynaklarından

sağlanmıştır. 2009 yılı ile birlikte

yenilenebilir enerji kaynak bazlı

üretimimizde ciddi artışlar

gözlenmektedir. Yenilenebilir enerji

kaynaklarından rüzgar ve jeotermal

bazlı üretimimiz 2002 yılındaki 153

GWh seviyelerinden 2015 yılı sonu

itibarıyla güneşin de dahil olmasıyla

15.271 GWh düzeyine ulaşmıştır. Son

14 yıllık süreç içerisinde 2009 yılı hariç

tüm yıllarda elektrik üretimimizde

%8,9’lara varan artışlar yaşanmıştır.

2002 yılında; termik santrallerden

ürettiğimiz elektrik miktarı 95.563 GWh

iken bu rakam 2015 yılı sonu itibarıyla

179.366 GWh’e yükselmiştir (Çizelge

2.2, Çizelge 2.3 ve Şekil 2.1).

Çizelge 2.2 Kaynak Bazında Türkiye Elektrik Enerjisi Üretimi (GWh)

YIL TERMİK HİDROLİK RÜZGÂR + GÜNEŞ +

JEOTERMAL TOPLAM

ARTIŞ (%)

2002 95.563 33.684 153 129.400 5,4%

2003 105.101 35.330 150 140.581 8,6%

2004 104.464 46.084 151 150.698 7,2%

2005 122.242 39.561 153 161.956 7,5%

2006 131.835 44.244 221 176.300 8,9%

2007 155.196 35.851 511 191.558 8,7%

2008 164.139 33.270 1.009 198.418 3,6%

2009 156.923 35.958 1.931 194.813 -1,8%

2010 155.828 51.796 3.585 211.208 8,4%

2011 171.638 52.339 5.418 229.395 8,6%

2012 174.872 57.865 6.760 239.497 4,4%

2013 171.812 59.420 8.921 240.154 0,3%

2014 200.417 40.645 10.901 251.963 4,9%

2015 179.366 67.146 15.271 261.783 3,9%

ORAN (2015 ) 68,5% 25,7% 5,8% 100% -

2016 Eylül Sonu

134.773 53.305 15.412 203.491

17


elektrik üretimimizin %66,2’si termik

santrallerden, %26,2’si hidroelektrik

santrallerden, %7,6’sı da diğer

yenilenebilir enerji kaynaklarından

sağlanmıştır. 2002-2016 Eylül dönemi

içerisinde termik ve hidrolik kaynaklı

elektrik üretim oranları mevcut oranlara

kıyasla çok fazla değişkenlik

göstermezken rüzgar ve jeotermal

kaynaklı elektrik üretim oranları 2002

yılındaki değeri olan %0,1’lerden 2016

Yılı Eylül Ayı sonu itibarıyla rüzgâr,

güneş ve jeotermal kaynaklı elektrik

üretim oranları %7,6’ya kadar

yükselmiştir.

Çizelge 2.3 Kaynak Bazında Türkiye Elektrik Enerjisi Üretim Oranları

YIL TERMİK HİDROLİK RÜZGAR + GÜNEŞ +

JEOTERMAL 2002 73,9% 26,0% 0,1% 2003 74,8% 25,1% 0,1% 2004 69,3% 30,6% 0,1% 2005 75,5% 24,4% 0,1% 2006 74,8% 25,1% 0,1% 2007 81,0% 18,7% 0,3% 2008 82,7% 16,8% 0,5% 2009 80,6% 18,5% 1,0% 2010 73,8% 24,5% 1,7% 2011 74,8% 22,8% 2,4% 2012 73,0% 24,2% 2,8% 2013 71,5% 24,7% 3,7% 2014 79,5% 16,1% 4,3% 2015 68,5% 25,7% 5,8%

2016 Eylül Sonu 66,2% 26,2% 7,6%

Şekil 2.1 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Üretiminin Gelişimi

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

GWh Termik Hidrolik Rüzgar + Jeotermal + Güneş

18

Türkiye Elektrik Enerjisi Üretiminin

Birincil Enerji Kaynaklarına Göre

Dağılımı tablosunu incelediğimizde,


toplam elektrik enerjisi üretimi içinde

termik santrallerden ürettiğimiz elektrik

enerjisinin oranı %66,2’dir. Bu oran

içerisinde ilk sırayı %32,44’lik payı ile

kömür kaynaklı santraller alırken onu

%32,4’lük orana sahip doğal gaz + LNG

kaynaklı santraller takip etmektedir.

Termik santralleri %26,2’lik pay ile

hidrolik takip etmektedir. 2016 Yılı Eylül

Ayı sonu itibarıyla 2014 yılına göre

rüzgâr santrallerinde üretilen elektriğin

toplam üretimdeki payının %3,4’ten

%5,6’ya yükselmiş olması son derece

önem arz etmektedir.

Çizelge 2.4 Türkiye Elektrik Enerjisi Üretiminin Birincil Enerji Kaynaklarına

Göre Dağılımı (GWh)

2014 2015 2016 Eylül Sonu

BİRİNCİL ENERJİ KAYNAĞI

ELEKTRİK ÜRETİMİ (GWh)

TOPLAM ÜRETİM İÇİNDEKİ

PAYI



PAYI



PAYI

KÖ

MÜ

R

Taşkömürü+ İthal Kömür+ Asfaltit

39.647 15,7% 44.830 17,12% 38.419 18,88%

Linyit 36.615 14,5% 31.336 11,97% 27.594 13,56%

SIV

I YA

KIT

LAR

FUEL-OIL 1.663 0,66% 980 0,37% 1.305 0,64%

MOTORİN 482 0,19% 1.244 0,48% 0,0%

LPG 0,00% 0,0% 0,0%

Nafta 0,00% 0,0% 20 0,01%

DOĞALGAZ + LNG 120.576 47,9% 99.219 37,9% 65.929 32,4%

YENİLENEBİLİR + ATIK 1.433 0,57% 1.758 0,67% 1.505 0,74%

TERMİK 200.417 79,5% 179.366 68,52% 134.773 66,23%

HİDROLİK 40.645 16,1% 67.146 25,6% 53.305 26,2%

RÜZGÂR 8.520 3,4% 11.652 4,45% 11.318 5,56%

JEOTERMAL 2.364 0,9% 3.424 1,31% 3.506 1,72%

GÜNEŞ 17,4 0,01% 194 0,07% 589 0,29%

GENEL TOPLAM 251.963 100% 261.783 100% 203.491 100%

19

Şekil 2.2 2016 Yılı Eylül Ayı Sonu İtibarıyla Kaynak Bazında Ülkemiz Elektrik

Enerjisi Üretim Oranları

Piyasada rekabetin tesis edilebilmesi

için piyasaya ürün arz eden özel sektör

şirketlerinin sayısı ve piyasaya

sundukları ürün miktarı önem

taşımaktadır. Ülkemizde, enerji

sektöründe rekabete dayalı piyasaların

oluşturulması stratejisi çerçevesinde,

elektrik, doğal gaz ve petrol

sektörlerinde sürdürülebilir bir

büyümeyi temin edecek yatırım

ortamının oluşturulmasına yönelik

önemli aşamalar kaydedilmiş, enerji

sektöründe rekabete dayalı ve işleyen

piyasaların oluşturulmasına ilişkin

önemli adımlar atılmış, sektörde faaliyet

gösteren kamu kuruluşları yeniden

yapılandırılmış ve serbestleşmeye

yönelik kuralların uygulanmasına

başlanmıştır.

Gelişmeler ve uygun mevzuat

altyapısının hazırlanması ile birlikte özel

sektör tarafından gerçekleştirilen enerji

üretim tesisi yatırımları ivme

kazanmıştır. Ülkemizde istikrar ve

güven ortamının oluşması ve

Bakanlığımız enerji politikalarının

başarıyla uygulanması sonucu enerji

yatırımları kamuya yük oluşturmayacak

şekilde özel sektör tarafından

gerçekleştirilmektedir. Yapılan

çalışmalarla elektrik üretiminde özel

sektörün payı 2002’de %40,2 iken,


yaklaşık %83,1 düzeyine ulaşmıştır.

Hidrolik26,20%

Doğalgaz + LNG32,40%

Kömür32,44%

Diğer3,40%

Rüzgar5,56%

20

2002-2016 Eylül dönemi arasında

Kamunun elinde bulunan üretim

birimleri kaynak tipine göre tetkik

edildiğinde en fazla daralma termik

bazlı çalışan santrallerde

görülmektedir. Aynı dönem için özel

sektöre dikkat ettiğimizde termik ve

hidrolik bazlı kayda değer bir sayısal

artış gerçekleştirildiği görülmektedir

(Çizelge 2.5, Çizelge 2.6 ve Şekil 2.3).

Çizelge 2.5 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Üretiminin Üretici Kuruluşlara ve

Kaynaklara Göre Dağılımı (GWh)

KURULUŞLAR KAYNAK TİPİ 2002 2009 2012 2014

2015

2016 Eylül Sonu

EÜAŞ ve Bağlı Ortaklıkları

TERMİK 50.924 61.115 52.264 47.369 20.355 9.097

HİDROLİK 26.304 28.338 38.311 23.100 34.964 25.392

JEOTERMAL 105

TOPLAM 77.332 89.454 90.575 70.469 55.319 34.489

Üretim Şirketleri

TERMİK 44.640 95.808 122.608 153.048 159.012 125.676

HİDROLİK 7.380 7.620 19.554 17.545 32.181 27.913

RÜZGÂR 48 1.495 5.861 8.520 11.652 11.318

JEOTERMAL 436 899 2.364 3.424 3.506

GÜNEŞ 17,4 194 589

TOPLAM 52.068 105.359 148.922 181.494 206.464 169.002

TOPLAM

TERMİK 95.563 156.923 174.872 200.417 179.366 134.773

HİDROLİK 33.684 35.958 57.865 40.645 67.146 53.305

RÜZGÂR 48 1.495 5.861 8.520 11.652 11.318

JEOTERMAL 105 436 899 2.364 3.424 3.506

GÜNEŞ 17,4 194 589

TOPLAM 129.400 194.813 239.497 251.963 261.783 203.491

21

Çizelge 2.6 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Üretiminin Kamu ve Özel Sektöre Göre

Dağılımı (GWh)

YIL TOPLAM KAMU ÖZEL

SEKTÖR KAMU PAYI

(%)

ÖZEL SEKTÖR PAYI (%)

2002 129.400 77.332 52.068 59,8% 40,2%

2003 140.581 60.506 80.074 43,0% 57,0%

2004 150.698 62.639 88.060 41,6% 58,4%

2005 161.956 66.931 95.025 41,3% 58,7%

2006 176.300 84.716 91.584 48,1% 51,9%

2007 191.558 92.327 99.231 48,3% 51,7%

2008 198.418 97.717 100.701 49,3% 50,7%

2009 194.813 89.454 105.359 45,9% 54,1%

2010 211.208 95.532 115.675 45,2% 54,8%

2011 229.395 92.351 137.045 40,3% 59,7%

2012 239.497 90.575 148.922 37,8% 62,2%

2013 239.293 79.998 159.296 33,4% 66,6%

2014 251.963 70.469 181.494 28,0% 72,0%

2015 261.783 55.319 206.464 21,1% 78,9%

2016 Eylül Sonu 203.491 34.489 169.002 16,9% 83,1%

Şekil 2.3 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Üretiminin Kamu ve Özel Sektöre Göre

Dağılımı

59

,8

43

,0

41

,6

41

,3 48

,1

48

,3

49

,3

45

,9

45

,2

40

,3

37

,8

33

,4

28

,0

21

,1

16

,9

40

,2

57

,0

58

,4

58

,7 51

,9

51

,7

50

,7

54

,1

54

,8

59

,7

62

,2

66

,6

72

,0

78

,9

83

,1

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016EylülSonu

%

Kamu Sektörü (%) Özel Sektör (%)

22

2.3 Elektrik Enerjisi Kurulu Gücü

2002 yılında 31.846 MW olan elektrik

enerjisi kurulu gücümüz 2015 yılında

73.147 MW’ye, 2016 Yılı Eylül ayı sonu

itibarıyla ise yaklaşık 2,4 katına çıkarak

78.072 MW’ye yükselmiştir. Mevcut

kurulu gücümüzün %33,7’si hidrolik,

%29,0’u doğal gaz, %22,1’i kömür,

%6,7’si rüzgâr, %0,9’u jeotermal,

%0,8’i güneş ve %6,8’i ise diğer

kaynaklardan oluşmaktadır. 2013

yılında işletmeye alınan santraller ile

elektrik enerjisi kurulu gücümüzde

gerçekleşen 6.986 MW’lik kapasite

artışı ile rekor kırılırken 2014 yılında

6.303 MW’lik, 2015 yılında ise 4.288

MW’lik kapasite eklenmiştir. 2002-2015

arası son 14 yıllık dönemde ise

ortalama yıllık %7,0’lik bir kurulu güç

artışı gerçekleştirilmiştir. (Çizelge 2.7 ve

Şekil 2.4).

Çizelge 2.7 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Kurulu Gücü (MW)

YIL TERMİK

HİDROLİK RÜZGÂR JEOTERMAL GÜNEŞ TOPLAM ARTIŞ

(%) Kömür

Doğal Gaz

Diğer

2002 6.983 8.438 4.147 12.241 18,9 17,5 31.846 12,4

2003 8.239 10.053 4.683 12.579 18,9 15 35.587 11,7

2004 8.296 11.349 4.500 12.645 18,9 15 - 36.824 3,5

2005 9.117 12.275 4.487 12.906 20,1 15 - 38.820 5,4

2006 10.197 12.641 4.520 13.063 59 23 - 40.502 4,3

2007 10.097 12.853 4.322 13.395 146,3 23 - 40.836 0,8

2008 10.095 13.428 4.072 13.829 363,65 29,8 - 41.817 2,4

2009 10.501 14.555 4.284 14.553 791,6 77,2 - 44.761 7,0

2010 11.891 16.112 4.276 15.831 1.320 94,2 - 49.524 10,6

2011 12.491 16.005 5.436 17.137 1.729 114,2 - 52.911 6,8

2012 12.530 17.164 5.335 19.620 2.261 162,2 - 57.072 7,9

2013 12.563 20.255 5.830 22.289 2.760 310,8 - 64.007 12,2

2014 14.771 21.476 5.555 23.643 3.630 404,9 40,2 69.520 8,6

2015 15.483 21.261 5.159 25.868 4.503 623,9 248,8 73.147 5,2

2016 Eylül Sonu

17.322 22.654 5.160 26.323 5.228 725,2 660,2 78.072 6,7

ORAN 22,1% 29,0% 6,8% 33,7% 6,7% 0,9% 0,8% 100% -

23

Şekil 2.4 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Kurulu Gücü

Ülkemiz elektrik enerjisi kurulu gücü

oranları tablosunu incelediğimizde 2002

yılı için toplam elektrik enerjisi kurulu

gücü içerisinde %38,4’lük pay ile

hidrolik kaynaklar ilk sırayı alırken onu

%26,5’lik pay ile doğal gaz, %21,9’luk

pay ile kömür ve %0,1’lik pay ile rüzgar

+ jeotermal izlemektedir. Geriye kalan

%13’lük payı ise diğer kaynaklar

oluşturmaktadır.

Benzer bir değerlendirmeyi 2016 Yılı

Eylül Ayı sonu itibarıyla yapmak

istediğimizde kaynakların ülkemiz

kurulu gücü miktarındaki nicelik

sıralaması değişmezken toplam kurulu

güç içerisindeki paylarında farklılıklar

görünmektedir. 2016 Yılı Eylül Ayı sonu

itibarıyla ülkemiz elektrik enerjisi kurulu

gücü içerisinde hidrolik kaynakların

oranı %33,7, doğal gazın %29,0,

kömürün %22,1 ve rüzgar + güneş +

jeotermalin ise %8,4 olarak karşımıza

çıkmaktadır. Bu kaynaklar haricinde

kalan diğer kaynakların payı ise

%6,8’dir. 2002-2016 Eylül döneminde

en büyük artış oranı rüzgâr ve jeotermal

kaynaklı kurulu güç payında

gözlenmektedir. Ayrıca 2014 yılında

Güneş kaynaklı kurulu gücün devreye

girmesi ve özel sektörün bu alanda

büyük yatırımlara hazırlanması ülkemiz

arz güvenliği ve kaynak çeşitlendirmesi

adına önem arz etmektedir (Çizelge 2.8

ve Şekil 2.5).

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016EylülSonu

MW Kömür Doğal Gaz Diğer Hidrolik Rüzgar Jeotermal Güneş

24

Çizelge 2.8 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Kurulu Gücü Oranları

YIL TERMİK

HİDROLİK RÜZGÂR + GÜNEŞ +

JEOTERMAL Kömür Doğal Gaz

Diğer

2002 21,9% 26,5% 13,0% 38,4% 0,1%

2003 23,2% 28,2% 13,2% 35,3% 0,1%

2004 22,5% 30,8% 12,2% 34,3% 0,1%

2005 23,5% 31,6% 11,6% 33,2% 0,1%

2006 25,2% 31,2% 11,2% 32,3% 0,2%

2007 24,7% 31,5% 10,6% 32,8% 0,4%

2008 24,1% 32,1% 9,7% 33,1% 0,9%

2009 23,5% 32,5% 9,6% 32,5% 1,9%

2010 24,0% 32,5% 8,6% 32,0% 2,9%

2011 23,6% 30,2% 10,3% 32,4% 3,5%

2012 22,0% 30,1% 9,3% 34,4% 4,2%

2013 19,6% 31,6% 9,2% 34,8% 4,8%

2014 21,2% 30,9% 8,0% 34,0% 5,9%

2015 21,2% 29,1% 7,1% 35,4% 7,3%

2016 Eylül Sonu

22,1% 29,0% 6,8% 33,7% 8,4%

Şekil 2.5 2016 Yılı Eylül Sonu İtibarıyla Kaynak Bazında Kurulu Güç Oranları

Kömür

22,1%

Doğalgaz

29,0%

Jeotermal

0,9%

Hidrolik

33,7%

Rüzgar

6,7%

Diğer

6,8%

Güneş

0,8%

25

Ülkemiz Termik Santral Kurulu Gücü

Dağılımı çizelgesi tek yakıtlı ve çok

yakıtlı kaynaklar bakımından

incelendiğinde termik santrallerden

temin edilen kurulu gücün 2002 yılında

19.568 MW olduğu 2016 Yılı Eylül ayı

sonunda ise 45.136 MW’ye yükseldiği

görülmektedir. Yine çizelgeden

görüleceği üzere 2002 yılında tek yakıtlı

termik santrallerin toplam termik

santraller kurulu gücü içerisindeki

payının %91,2 olduğu, bu oranın 2016

Yılı Eylül Ayı sonu itibarıyla %90,3’e

gerilediği görülmektedir. Tek yakıtlı

santraller içinde doğal gaz ile çalışan

santraller ağırlıkta olmakla birlikte onu

linyit kaynaklı santraller takip

etmektedir. Tek yakıtlı termik

santrallerin sahip olduğu toplam kurulu

güç içerisinde doğal gaz ile çalışan

santrallerin sahip olduğu kurulu güç

payının 2016 Yılı Eylül ayı sonu

itibarıyla %55,5 olduğu görülmektedir.

Doğal gaz santrallerini %22,3’lük oranı

ile linyit kaynaklı santraller takip

etmektedir.

Çizelge 2.9 Ülkemiz Termik Santral Kurulu Gücü Dağılımı (MW)

2002 2009 2012 2014 2015 2016 Eylül

Sonu

Tek

Yak

ıtlı

Linyit 6.503 8.110 8.148 8.238 8.663 9.087

Taşkömürü 335 335 335 335 350 350

İthal Kömür + Asfaltit 145 2.056 4.048 6.198 6.469 7.885

Fuel-Oil 2.009 1.541 1.196 509 440 387

Motorin 236 27 27 11 1 1

LPG 24 0 0 0 0 0

Nafta 132 21 5 5 5 5

Doğalgaz +LNG 8.438 14.555 17.164 21.476 21.261 22.654

Yenilenebilir + Atık + Atık Isı + Prolitik Yağ

28 82 159 288 362 416

Toplam 17.849 26.726 31.080 37.060 37.552 40.785

Ço

k Y

akıt

lı Katı + Sıvı 456 552 676 668 667 667

Sıvı + D. Gaz 1.264 2.062 3.273 4.074 3.684 3.684

Toplam 1.719 2.614 3.949 4.742 4.351 4.351

TERMİK TOPLAM 19.568 29.339 35.029 41.802 41.903 45.136

26

2002-2016 Eylül sonu arasındaki

süreçte kamunun sahip olduğu kurulu

güç miktarında ciddi bir artış

yaşanmazken özel sektörün sahip

olduğu kurulu güç miktarında önemli

artışlar yaşanmıştır.

Türkiye Kurulu Gücünün Kamu ve Özel

Sektöre Göre Dağılımı tablosunu

(Çizelge 2.10 ve Çizelge 2.11)

incelediğinde 2002 yılında kamunun

sahip olduğu 21.058 MW’lık kurulu

güçle toplam kurulu güç içerisindeki

payının %66,1, özel sektörün sahip

olduğu 10.788 MW’lık kurulu güçle

toplam kurulu güç içerisindeki payının

%33,9 olduğunu görülmektedir.

2016 Yılı Eylül Ayı sonu itibarıyla ise

tam tersi bir durum söz konusu olup

kamunun sahip olduğu 19.742 MW

kurulu gücün toplam kurulu güç

içerisindeki payının %25,3’ünü

oluşturmaktadır. Özel sektör tarafından

işletilen 58.330 MW kurulu güce sahip

santrallerin toplam payı ise %74,7’ye

yükselmiştir.

Özel Üretim Şirketlerinin 2009-2016

Eylül sonu arasında özellikle Hidrolik ve

Rüzgâr alanındaki kapasite artışları

olumlu gelişme olarak öne çıkmaktadır.

Çizelge 2.10 Ülkemiz Kurulu Gücünün Kuruluş ve Kaynaklara Göre Dağılımı

(MW)

KURULUŞLAR KAYNAK

TİPİ 2002 2009 2012 2014 2015

2016 Eylül Sonu

EÜAŞ ve Bağlı Ortaklıkları

TERMİK 10.932 12.525 12.561 8.884 7.319 7.269

HİDROLİK 10.109 11.678 12.214 12.995 13.004 12.473

JEOTERMAL 18

TOPLAM 21.058 24.203 24.775 21.879 20.323 19.742

Üretim Şirketleri

TERMİK 8.636 16.814 22.468 32.918 34.584 37.867

HİDROLİK 2.132 2.876 7.406 10.648 12.864 13.850

RÜZGÂR 19 792 2.261 3.630 4.503 5.228

JEOTERMAL 77 162 405 624 725

GÜNEŞ 40 249 660

TOPLAM 10.788 20.559 32.297 47.641 52.824 58.330

TOPLAM

TERMİK 19.569 29.339 35.029 41.802 41.903 45.136

HİDROLİK 12.241 14.553 19.620 23.643 25.868 26.323

RÜZGÂR 19 792 2.261 3.630 4.503 5.228

JEOTERMAL 18 77 162 405 624 725

GÜNEŞ 40 249 660

TOPLAM 31.846 44.761 57.071 69.520 73.147 78.072

27

Çizelge 2.11 Ülkemiz Kurulu Gücünün Kamu ve Özel Sektöre Göre Dağılımı

(MW)

YIL TOPLAM KAMU ÖZEL SEKTÖR KAMU

PAYI (%) ÖZEL SEKTÖR

PAYI (%)

2002 31.846 21.058 10.788 66,1% 33,9%

2003 35.587 20.113 15.474 56,5% 43,5%

2004 36.824 20.110 16.714 54,6% 45,4%

2005 38.820 20.905 17.415 53,9% 46,1%

2006 40.502 23.716 16.786 58,6% 41,4%

2007 40.836 23.875 16.961 58,5% 41,5%

2008 41.817 23.981 17.836 57,3% 42,7%

2009 44.761 24.203 20.559 54,1% 45,9%

2010 49.524 24.203 25.321 48,9% 51,1%

2011 52.911 24.150 28.761 45,6% 54,4%

2012 57.071 24.775 32.296 43,4% 56,6%

2013 64.007 23.781 40.227 37,2% 62,8%

2014 69.520 21.879 47.641 31,5% 68,5%

2015 73.147 20.323 52.824 27,8% 72,2%

2016 Eylül Sonu 78.072 19.742 58.330 25,3% 74,7%

Şekil 2.6 Ülkemiz Kurulu Gücünün Kamu ve Özel Sektöre Göre Dağılımı

66

,1

56

,5

54

,6

53

,9

58

,6

58

,5

57

,3

54

,1

48

,9

45

,6

43

,4

37

,2

31

,5

27

,8

25

,3

33

,9

43

,5

45

,4

46

,1

41

,4

41

,5

42

,7

45

,9

51

,1

54

,4

56

,6

62

,8

68

,5

72

,2

74

,7

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016EylülSonu

(%)

Kamu Sektörü (%) Özel Sektör (%)

28

İşletmeye giren özel sektör yatırımlarını

incelediğimizde yapılan yatırımlar

içerisinde hidroelektrik santrallerin

önemli bir yer tuttuğu görülmektedir.

2013 yılında işletmeye açılan 2.613

MW’lik kurulu güce sahip 112 adet hidro

kaynaklı santralin akabinde yine bu

alanda 2014 yılında 87 adet 1.367

MW’lik kurulu güce sahip santral

devreye alınmıştır. 2013 yılında

devreye giren 222 adet santral ile rekor

kırılarak 6.986 MW kurulu güç devreye

girerken 2015 yılında açılan 215 santral

ile 4.288 MW’lik kapasite artışı

sağlanmıştır. Çizelge 2.12’de devreye

giren santral yatırımlarının detayları

verilmiştir.

Çizelge 2.12 Elektrik Enerjisi Alanında Yapılan Özel Sektör Yatırımları

2013 2014 2015

2016 Eylül Sonu

YAKIT CİNSİ ADET KURULU

GÜÇ (MW) ADET

KURULU GÜÇ (MW)

ADET KURULU

GÜÇ (MW) ADET

KURULU GÜÇ (MW)

Hidro 112 2.613,4 87 1.366,5 88 2.229,5 33 453,0

Rüzgâr 41 498,1 68 882,3 73 830,8 68 725,3

Jeotermal 5 148,6 5 94,1 12 219,0 6 101,3

Atık Isı 4 42,5 2 15,1 2 13,5 1 30,6

Biyogaz 3 6,0 1 2,1

Biyogaz (Çöp Gazı) 3 12,7

Biyokütle(Çöp Gazı) 4 13,3 6 14,8 8 22,9 4 13,9

Biyokütle(Hayvansal atık) 1 1,2

Biyokütle 2 3,6 10 21 8 13,6 2 4,3

Biyogaz/Doğal Gaz 2 1,0

Doğal Gaz 44 3.585,6 36 1.677,3 17 203,2 20 1.646,5

Doğal Gaz/Motorin 1 24,6 1 9,8

Linyit 3 58,1 2 435,0 3 430

Linyit/Doğal Gaz 1 37,0

DG/FO/Linyit 1 4,8

Kömür 1 7,6

Kömür + Diğer 1 15,0

DG+Orman Ürün. 1 27,6

İthal Kömür 4 2.150 1 9,7

Pirolitik Yağ 1 7,0

Yerli Asfaltit 2 270,0

Y./İTH. T.KÖM./LİN. 2 1.400

TOPLAM 222 6.986,4 225 6.302,9 215 4.287,6 141 4.815,8

29

Çizelge 2.13’de görüldüğü üzere,

ülkemiz yerli ve ithal kaynak bazında

elektrik enerjisi kurulu gücü

incelediğinde 2002 yılında yerli kaynak

bazlı kurulu güç miktarı 19.143 MW

(%60,1) ve ithal kaynak bazlı

santrallerin kurulu gücü ise 12.703 MW

(%39,9) olarak gerçekleşmiştir.

2016 Yılı Eylül Ayı sonu itibarıyla ele

alındığında ise yerli kaynak bazlı kurulu

güç miktarının 43.194 MW (%55,3) iken

ithal kaynaklardan yakıt sağlayan

santrallerin kurulu gücü ise 34.878 MW

(%44,7)’dir.

2002-2016 Eylül dönemi arasındaki

süreçte hem yerli kaynaklardan hem

yabancı kaynaklardan sağlanan kurulu

güç miktarı artarken bu miktarların

toplam kurulu güce olan oran

değerlerinde dikkate değer bir değişim

söz konusu olmamıştır.

Çizelge 2.13 Yerli ve İthal Kaynak Bazında Ülkemiz Kurulu Gücü

YIL

YERLİ KAYNAKLAR İTHAL KAYNAKLAR

MW % MW %

2002 19.143 60,1% 12.703 39,9%

2003 19.414 54,6% 16.173 45,4%

2004 19.493 52,9% 17.331 47,1%

2005 20.442 52,7% 18.378 47,3%

2006 21.732 53,7% 18.770 46,3%

2007 22.053 54,0% 18.783 46,0%

2008 22.726 54,3% 19.091 45,7%

2009 23.948 53,5% 20.813 46,5%

2010 25.817 52,1% 23.707 47,9%

2011 27.570 52,1% 25.341 47,9%

2012 30.684 53,8% 26.388 46,2%

2013 34.234 53,5% 29.773 46,5%

2014 36.715 52,8% 32.805 47,2%

2015 41.025 56,1% 32.122 43,9%

2016 Eylül Sonu

43.194 55,3% 34.878 44,7%

30

Şekil 2.7 Yerli ve İthal Kaynak Bazında Ülkemiz Kurulu Gücü Oranları

2.4 Enerji Tüketim Maliyetleri

Enerji tüketim maliyetinin asgari ücret

içindeki payı alım gücünü ortaya koyan

önemli göstergelerden biridir. Bu

kapsamda, elektrik ve doğal gaz

tüketim maliyetlerinin asgari ücret ile

birlikte analizleri yapılmıştır.

Çizelge 2.14 incelendiğinde, elektrik

tüketim maliyetinin asgari ücret içindeki

payı yıllar içinde azaldığı görülmektedir.

200 kWh’lik elektrik tüketim maliyeti

2002-2016 Eylül dönemi arasında 2,5

katına çıkarken asgari ücretin de bu

yıllar arasında 7,9 katına çıkmış olduğu

görülmektedir. Ancak, 2002 yılında

%20,1 olan asgari ücret içindeki pay


%6,3’e kadar düşmüştür.

60

,1

54

,6

52

,9

52

,7

53

,7

54

,0

54

,3

53

,5

52

,1

52

,1

53

,8

53

,5

52

,8

56

,1

55

,3

39

,9

45

,4

47

,1

47

,3

46

,3

46

,0

45

,7

46

,5

47

,9

47

,9

46

,2

46

,5

47

,2

43

,9

44

,7

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016EylülSonu

(%)

Yerli Kaynaklar (%) İthal Kaynaklar (%)

31

Çizelge 2.14 Elektrik Enerjisi Tüketim Maliyetinin Asgari Ücret İçindeki Payı

YIL ASGARİ ÜCRET

(Net, ₺) 200 kWh’lik Elektrik

Tüketimi (₺)* Asgari Ücret İçindeki

Pay (%)

01.01.2002 164,6 33,1 20,1

01.01.2003 226,0 36,2 16,0

01.01.2004 303,1 31,7 10,4

01.01.2005 350,2 31,7 9,0

01.01.2006 380,5 31,7 8,3

01.01.2007 403,0 31,3 7,8

01.01.2008 481,6 37,3 7,7

01.01.2009 527,1 50,5 9,6

01.01.2010 577,0 54,5 9,4

01.01.2011 630,0 54,4 8,6

01.01.2012 701,2 59,2 8,5

01.01.2013 773,0 73,0 9,4

01.01.2014 846,0 73,0 8,6

01.01.2015 949,1 79,7 8,4

01.01.2016 1.301,0 82,3 6,3

01.10.2016 1.301,0 82,5 6,3 *Bir ailenin aylık ortalama tüketimi

Şekil 2.8 Elektrik Enerjisi Tüketim Maliyetinin Asgari Ücret İçindeki Payı

0%

5%

10%

15%

20%

25%

32

Çizelge 2.15’den de görüleceği üzere

doğal gaz tüketim maliyetinin asgari

ücret içindeki payı da yıllar içinde

azalmıştır. 2002 yılında %32,2 olan bu

pay 2016 Yılı Eylül Ayı sonu itibarıyla

%10,5’e kadar düşmüştür.

Çizelge 2.15 Doğal Gaz Tüketim Maliyetinin Asgari Ücret İçindeki Payı

YIL ASGARİ ÜCRET

(Net, ₺) 125 m3’lük Doğal Gaz


Pay (%)

01.01.2002 164,6 52,6 32,2 01.01.2003 226,0 48,4 21,4 01.01.2004 303,1 39,2 12,9 01.01.2005 350,2 51,2 14,6 01.01.2006 380,5 61,3 16,1 01.01.2007 403,0 76,9 19,1 01.01.2008 481,6 83,1 17,3 01.01.2009 527,1 136,3 25,8 01.01.2010 577,0 90,2 15,6 01.01.2011 630,0 90,2 14,3 01.01.2012 701,2 104,3 14,9 01.01.2013 773,0 134,9 17,4 01.01.2014 846,0 134,9 15,7 01.01.2015 949,1 146,9 15,5 01.01.2016 1.301,0 149,1 11,5 01.10.2016 1.301,0 136,9 10,5

*Bir ailenin aylık ortalama tüketimi

Şekil 2.9 Doğal Gaz Tüketim Maliyetinin Asgari Ücret İçindeki Payı

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

33

Elektrik ve doğal gazın yanı sıra kömür

tüketim maliyetinin de asgari ücret

içindeki payının azaldığı görülmektedir.

2002 yılında %6,8 olan bu pay 2016 Yılı

Eylül Ayı sonu itibarıyla %5,3’e

düşmüştür.

Çizelge 2.16 Kömür Tüketim Maliyetinin Asgari Ücret İçindeki Payı

YIL ASGARİ ÜCRET

(Net, ₺) 200 kg’lık Kömür


Pay (%)

01.01.2002 164,6 11,1 6,8%

01.01.2003 226,0 19,5 8,6%

01.01.2004 303,1 23,7 7,8%

01.01.2005 350,2 23,7 6,8%

01.01.2006 380,5 25,9 6,8%

01.01.2007 403,0 30,7 7,6%

01.01.2008 481,6 36,6 7,6%

01.01.2009 527,1 47,8 9,1%

01.01.2010 577,0 47,8 8,3%

01.01.2011 630,0 52,6 8,4%

01.01.2012 701,2 56,6 8,1%

01.01.2013 773,0 55,0 7,1%

01.01.2014 846,0 55,0 6,5%

01.01.2015 949,1 60,8 6,4%

01.01.2016 1.301,0 68,8 5,3%

01.10.2016 1301,0 68,8 5,3% *Bir ailenin aylık ortalama tüketimi

Şekil 2.10 Kömür Tüketim Maliyetinin Asgari Ücret İçindeki Payı

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

10%

34

2.5 Tarifeler


elektrik tarifesi genel toplamda da

görüldüğü üzere (Çizelge 2.17)

meskenler için kWh elektrik ücreti 41,24

kuruş iken iletim sistemi kullanıcısı için

25,18, Tek terimli OG sanayi için 31,67

ve Tek terimli AG Ticarethaneler için

41,59 kuruş olarak hesaplanmıştır.

Çizelge 2.17 2016 Yılı Eylül Ayı Sonu İtibarıyla Elektrik Tarifeleri

Tek terimli AG

MESKEN

İletim

Sistemi Kullanıcısı

Tek terimli OG SANAYİ

Tek terimli AG TİCARETHANE

TEK ZAMANLI ENERJİ BEDELİ (krş/kWh)

22,10 20,52 20,52 22,12

DAĞITIM BEDELİ (krş/kWh) 11,08 - 5,50 11,36

ENERJİ FONU (%1) 0,22 0,21 0,21 0,22

TRT PAYI (%2) 0,44 0,41 0,41 0,44

ELEKTRİK TÜKETİM VERGİSİ (Sanayi %1; Mesken-Ticarethane %5)

1,11 0,21 0,21 1,11

ARA TOPLAM 34,95 21,34 26,84 35,25

KDV (%18) 6,29 3,84 4,83 6,34

GENEL TOPLAM (krş/kWh) 41,24 25,18 31,67 41,59

GENEL TOPLAM (Dolar-cent/kWh)

13,72 8,38 10,54 13,84

GENEL TOPLAM (Euro-cent/kWh)

12,27 7,49 9,42 12,37

1$= 3,0058 TL, 1 Avro= 3,3608 TL

35

2016 Yılı Ekim Ayı başı için Başkent

Doğal gaz nihai fiyatı konutlar için

1,12149 ₺/m³, sanayi için 0,884823

₺/m³ olarak belirlenmişken; İGDAŞ’ta

konut için 1,09557 ₺/m³, sanayi için

0,897735 ₺/m³ fiyat belirlemiştir.

Çizelge 2.18 2016 Yılı Ekim Ayı Başı İtibarıyla Doğal Gaz Tarifeleri (₺/m3)

BAŞKENTGAZ DOĞALGAZ

TARİFESİ İGDAŞ DOĞALGAZ

TARİFESİ

KONUT SANAYİ KONUT SANAYİ

Gaz Bedeli* 0,786615 0,727145 0,786615 0,727145

Dağıtım Bedeli 0,1638 0,022705 0,141834 0,033648

KDV 0,171075 0,134973 0,167121 0,136943

Nihai Fiyat 1,12149 0,884823 1,09557 0,897735

*Gaz bedeli, iletim ve depolama bedelleri toplamı olup ÖTV dahildir.

2.6 Avrupa Birliği Ülkeleri Fiyat

Sıralamaları

Avrupa Birliği Ülkeleri Elektrik Fiyatları

Sıralamasında Türkiye konutta 2016 yılı

ilk yarısı itibarıyla vergiler hariç 0,1020

€/kWh ile 9. sırada iken vergiler dahil

0,1267 €/kWh ile 7. sırada yer

almaktadır. Sanayi fiyatlaması

sıralamasında Avrupa Birliği üyesi

ülkeler arasında ülkemiz 2016 yılı ilk

yarısı itibarıyla vergiler hariç sıralamada

0,0722 €/kWh ile 10. sırada yer alırken

vergiler dahil sıralamada 0,0878 €/kWh

ile 3. sırada yer almaktadır. Avrupa

Birliği ülkeleri doğal gaz fiyatları

sıralamasında Türkiye konutta 2016 yılı

ilk yarısı itibarıyla vergiler hariç

sıralamada 0,0278 €/m³ ile 3. sırada yer

alırken vergiler dâhil sıralamada 0,0336

€/m³ ile 2. sırada yer almaktadır. Doğal

gaz sanayi fiyatlaması sıralamasında

Avrupa Birliği üyesi ülkeler arasında

ülkemiz vergiler hariç sıralamada

0,0238 €/m³ ile 5. sırada iken vergiler

dahil sıralamada 0,0289 €/m³ ile 2.

sırada yer almaktadır.

36

Çizelge 2.19 AB Ülkeleri Elektrik Fiyatları Sıralamasında Ülkemizin Yeri Konut (€/kWh, Vergiler Hariç)

2014 2.Dönem

2015 1.Dönem

2015 2.Dönem

2016 1.Dönem

SIRALAMA

Bulgaristan 0,0746 0,0785 0,0798 0,0797 1

Litvanya 0,0883 0,0874 0,0863 0,0859 2

Macaristan 0,0902 0,0887 0,0902 0,0877 3

Romanya 0,0906 0,0927 0,0938 0,0916 4

Estonya 0,0982 0,0951 0,0951 0,0935 5

Danimarka 0,101 0,0992 0,094 0,0942 6

Hırvatistan 0,1013 0,1008 0,1003 0,1002 7

Finlandiya 0,105 0,1026 0,1009 0,1017 8

Türkiye 0,1040 0,1081 0,0972 0,1020 9

Polonya 0,1097 0,1125 0,1105 0,1037 10

Letonya 0,0854 0,1083 0,1096 0,1077 11

Fransa 0,1094 0,1067 0,1107 0,1087 12

Slovenya 0,1151 0,1123 0,1126 0,1112 13

Slovakya 0,1237 0,1223 0,1232 0,1154 14

Çek Cumhuriyeti 0,1043 0,104 0,1057 0,1161 15

Kıbrıs 0,1915 0,1574 0,1463 0,1194 16

Yunanistan 0,1216 0,1211 0,1227 0,1196 17

Malta 0,1189 0,1197 0,1207 0,1197 18

Hollanda 0,1269 0,1261 0,1228 0,1206 19

İsveç 0,1194 0,1183 0,1202 0,1218 20

Portekiz 0,1301 0,1150 0,1153 0,1239 21

Avusturya 0,1294 0,1261 0,1239 0,1242 22

Lüksemburg 0,1431 0,1331 0,1331 0,1327 23

Almanya 0,1440 0,1431 0,1427 0,1388 24

İtalya 0,1468 0,1507 0,1479 0,1442 25

Belçika 0,1678 0,1817 0,1842 0,1567 26

İspanya 0,1861 0,1815 0,1864 0,1718 27

İngiltere 0,1917 0,2024 0,2079 0,1859 28

İrlanda 0,2085 0,1970 0,1991 0,1883 29

37

Çizelge 2.20 AB Ülkeleri Elektrik Fiyatları Sıralamasında Ülkemizin Yeri Konut (€/kWh, Vergiler Dahil)

2014 2.Dönem

2015 1.Dönem

2015 2.Dönem

2016 1.Dönem

SIRALAMA

Bulgaristan 0,0895 0,0942 0,0957 0,0956 1

Macaristan 0,1146 0,1127 0,1145 0,1114 2

Estonya 0,1325 0,1302 0,1291 0,1208 3

Litvanya 0,1319 0,1256 0,1243 0,1231 4

Malta 0,1248 0,1257 0,1269 0,1257 5

Romanya 0,1248 0,1303 0,1319 0,1263 6

Türkiye 0,1310 0,1360 0,1222 0,1267 7

Hırvatistan 0,1324 0,1317 0,1312 0,1311 8

Polonya 0,1408 0,1444 0,1418 0,1332 9

Çek Cumhuriyeti 0,1274 0,1273 0,1293 0,1420 10

Slovakya 0,1523 0,1506 0,1517 0,1423 11

Kıbrıs 0,2356 0,1957 0,1838 0,1527 12

Finlandiya 0,1538 0,1552 0,1530 0,1541 13

Slovenya 0,1632 0,1589 0,1631 0,1618 14

Hollanda 0,1801 0,1986 0,1846 0,1620 15

Letonya 0,1301 0,1635 0,1650 0,1628 16

Fransa 0,1620 0,1624 0,1675 0,1685 17

Lüksemburg 0,1738 0,1767 0,1767 0,1698 18

Yunanistan 0,1785 0,1767 0,1771 0,1760 19

İsveç 0,1867 0,1851 0,1874 0,1894 20

İngiltere 0,2013 0,2125 0,2183 0,1951 21

Avusturya 0,1987 0,2009 0,1983 0,2034 22

İspanya 0,2367 0,2309 0,2370 0,2185 23

İrlanda 0,2536 0,2426 0,2454 0,2306 24

Portekiz 0,2231 0,2279 0,2285 0,2350 25

İtalya 0,2338 0,2450 0,2428 0,2413 26

Belçika 0,2043 0,2126 0,2352 0,2544 27

Almanya 0,2974 0,2951 0,2946 0,2969 28

Danimarka 0,3035 0,3068 0,3042 0,3088 29

38

Çizelge 2.21 AB Ülkeleri Elektrik Fiyatları Sıralamasında Ülkemizin Yeri Sanayi (€/kWh, Vergiler Hariç)

2014 2.Dönem

2015 1.Dönem

2015 2.Dönem

2016 1.Dönem

SIRALAMA

Danimarka 0,0666 0,0609 0,0585 0,0602 1

İsveç 0,0661 0,0617 0,0585 0,0611 2

Finlandiya 0,0652 0,0637 0,0635 0,0614 3

Romanya 0,0710 0,0707 0,0681 0,0635 4

Hollanda 0,0769 0,0721 0,0712 0,0652 5

Slovenya 0,0736 0,0714 0,0711 0,0678 6

Avusturya 0,0786 0,0731 0,0729 0,0705 7

Fransa 0,0709 0,0757 0,0701 0,0714 8

Çek Cumhuriyeti 0,0809 0,0761 0,0773 0,0720 9

Türkiye 0,0779 0,079 0,0678 0,0722 10

Macaristan 0,0822 0,0778 0,0783 0,0729 11

Estonya 0,0809 0,0755 0,0824 0,0737 12

Polonya 0,0786 0,0833 0,0813 0,0762 13

Litvanya 0,0961 0,0818 0,0828 0,7777 14

Lüksemburg 0,0928 0,0842 0,0804 0,0784 15

Almanya 0,0808 0,0809 0,0813 0,0788 16

İtalya 0,1052 0,0943 0,0919 0,0842 17

Belçika 0,0879 0,0898 0,0920 0,0850 18

Hırvatistan 0,0867 0,0869 0,0875 0,0851 19

Letonya 0,0915 0,0910 0,0915 0,0897 20

Yunanistan 0,1034 0,1037 0,1022 0,0923 21

Portekiz 0,1052 0,0989 0,1001 0,0943 22

Kıbrıs 0,1831 0,1316 0,1319 0,0954 23

Bulgaristan 0,0747 0,0682 0,0772 0,0992 24

Slovakya 0,1129 0,1081 0,1077 0,1047 25

İspanya 0,1110 0,1116 0,1078 0,1051 26

İrlanda 0,1277 0,1294 0,1231 0,1198 27

İngiltere 0,1290 0,1435 0,1462 0,1315 28

Malta 0,1780 0,1559 0,1373 0,1422 29

39

Çizelge 2.22 AB Ülkeleri Elektrik Fiyatları Sıralamasında Ülkemizin Yeri Sanayi (€/kWh, Vergiler Dahil)

2014 2.Dönem

2015 1.Dönem

2015 2.Dönem

2016 1.Dönem

SIRALAMA

İsveç 0,0833 0,0778 0,0738 0,0770 1

Finlandiya 0,0895 0,0877 0,0875 0,0849 2

Türkiye 0,0952 0,0964 0,0829 0,0878 3

Çek Cumhuriyeti 0,0991 0,0934 0,0947 0,0884 4

Romanya 0,1001 0,1029 0,0989 0,0913 5

Lüksemburg 0,1046 0,1003 0,0965 0,0943 6

Polonya 0,1025 0,1085 0,1059 0,0993 7

Macaristan 0,1123 0,1080 0,1084 0,1004 8

Slovenya 0,1033 0,1009 0,1061 0,1033 9

Hollanda 0,1075 0,1091 0,1024 0,1037 10

Estonya 0,1117 0,1066 0,1117 0,1054 11

Hırvatistan 0,1148 0,1150 0,1159 0,1129 12

Litvanya 0,1417 0,1198 0,1205 0,1136 13

Fransa 0,1117 0,1210 0,1139 0,1191 14

Bulgaristan 0,0909 0,0831 0,0939 0,1202 15

Kıbrıs 0,2256 0,1648 0,1668 0,1238 16

Avusturya 0,1266 0,1247 0,1260 0,1272 17

Slovakya 0,1409 0,1351 0,1346 0,1310 18

İspanya 0,1412 0,1420 0,1371 0,1337 19

Belçika 0,1309 0,1301 0,1297 0,1349 20

Yunanistan 0,1467 0,1460 0,1299 0,1363 21

Portekiz 0,1460 0,1402 0,1420 0,1384 22

Letonya 0,1374 0,1425 0,1432 0,1410 23

Malta 0,1870 0,1679 0,1475 0,1493 24

İrlanda 0,1532 0,1601 0,1531 0,1498 25

İngiltere 0,1606 0,1788 0,1823 0,1643 26

İtalya 0,2033 0,1873 0,1855 0,1771 27

Almanya 0,1992 0,1979 0,1960 0,1974 28

Danimarka 0,2606 0,2589 0,2599 0,2664 29

40

Çizelge 2.23 AB Ülkeleri Doğal Gaz Fiyatları Sıralamasında Ülkemizin Yeri Konut (€/kWh, Vergiler Hariç)

2014 2.Dönem

2015 1.Dönem

2015 2.Dönem

2016 1.Dönem

SIRALAMA

Romanya 0,0153 0,0150 0,0179 0,0177 1

Macaristan 0,0276 0,0278 0,0277 0,0271 2

Türkiye 0,0308 0,0313 0,0287 0,0278 3

Danimarka 0,0340 0,0357 0,0326 0,0286 4

Bulgaristan 0,0403 0,0398 0,0326 0,0307 5

Polonya 0,0407 0,0407 0,0405 0,0318 6

Letonya 0,0387 0,0392 0,0383 0,0333 7

Estonya 0,0392 0,0358 0,0287 0,0333 8

Litvanya 0,0413 0,0350 0,0360 0,0341 9

Hırvatistan 0,0380 0,0378 0,0368 0,0343 10

Hollanda 0,0479 0,0429 0,0434 0,0375 11

Slovakya 0,0432 0,0413 0,0412 0,0383 12

Lüksemburg 0,0458 0,0435 0,0414 0,0393 13

Belçika 0,0501 0,0478 0,0478 0,0415 14

Slovenya 0,0467 0,0452 0,0435 0,0426 15

Yunanistan 0,0647 0,0545 0,0605 0,0442 16

İtalya 0,0626 0,0504 0,0584 0,0474 17

Çek Cumhuriyeti 0,0465 0,0474 0,0482 0,0482 18

Almanya 0,0513 0,0509 0,0513 0,0496 19

Fransa 0,0626 0,0560 0,0582 0,0503 20

Avusturya 0,054 0,0539 0,0523 0,0506 21

İngiltere 0,0615 0,0605 0,0637 0,0527 22

İspanya 0,0769 0,0581 0,0746 0,0536 23

İrlanda 0,062 0,0555 0,0601 0,0538 24

İsveç 0,0626 0,0611 0,0645 0,0609 25

Portekiz 0,0802 0,0753 0,0758 0,0698 26

41

Çizelge 2.24 AB Ülkeleri Doğal Gaz Fiyatları Sıralamasında Ülkemizin Yeri Konut (€/kWh, Vergiler Dahil)

2014 2.Dönem

2015 1.Dönem

2015 2.Dönem

2016 1.Dönem

SIRALAMA

Romanya 0,0319 0,0311 0,0340 0,0333 1

Türkiye 0,0373 0,0378 0,0347 0,0336 2

Macaristan 0,0351 0,0353 0,0352 0,0344 3

Bulgaristan 0,0484 0,0477 0,0391 0,0368 4

Polonya 0,0500 0,0501 0,0498 0,0392 5

Litvanya 0,0499 0,0423 0,0436 0,0413 6

Letonya 0,0488 0,0496 0,0485 0,0424 7

Hırvatistan 0,0475 0,0473 0,0459 0,0428 8

Estonya 0,0494 0,0456 0,0384 0,0442 9

Lüksemburg 0,0514 0,0496 0,0482 0,0454 10

Slovakya 0,0519 0,0496 0,0495 0,0460 11

Belçika 0,0650 0,0584 0,0621 0,0547 12

İngiltere 0,0646 0,0635 0,0668 0,0553 13

Yunanistan 0,0798 0,0681 0,0750 0,0564 14

Çek Cumhuriyeti 0,0563 0,0574 0,0583 0,0583 15

Slovenya 0,0634 0,0629 0,0609 0,0599 16

Fransa 0,0762 0,0701 0,0733 0,0650 17

İrlanda 0,0745 0,0673 0,0724 0,0652 18

Almanya 0,0681 0,0676 0,0681 0,0661 19

İspanya 0,0959 0,0731 0,0956 0,0677 20

Avusturya 0,0730 0,0730 0,0711 0,0690 21

Danimarka 0,0878 0,0802 0,0764 0,0717 22

İtalya 0,0951 0,0766 0,0905 0,0731 23

Hollanda 0,0820 0,0756 0,0803 0,0779 24

Portekiz 0,1039 0,0976 0,0982 0,0913 25

İsveç 0,1138 0,1131 0,1173 0,1129 26

42

Çizelge 2.25 AB Ülkeleri Doğal Gaz Fiyatları Sıralamasında Ülkemizin Yeri Sanayi (€/kWh, Vergiler Hariç)

2014 2.Dönem

2015 1. Dönem

2015 2.Dönem

2016 1.Dönem

SIRALAMA

Romanya 0,0211 0,0207 0,0203 0,0194 1

Danimarka 0,0263 0,0276 0,0252 0,0195 2

Bulgaristan 0,0331 0,0311 0,0259 0,0219 3

Hollanda 0,0290 0,0271 0,0254 0,0226 4

Türkiye 0,0257 0,0271 0,0246 0,0238 5

Belçika 0,0276 0,0276 0,0264 0,0239 6

Yunanistan 0,0410 0,0357 0,0303 0,0239 7

Çek Cumhuriyeti 0,0293 0,0285 0,0283 0,0251 8

Letonya 0,0342 0,0330 0,0277 0,0251 9

Finlandiya 0,0364 0,0307 0,0283 0,0257 10

Polonya 0,0359 0,0369 0,0332 0,0265 11

Litvanya 0,0374 0,028 0,0218 0,0268 12

Estonya 0,0354 0,0341 0,0251 0,0273 13

İngiltere 0,0332 0,0339 0,0334 0,0275 14

İspanya 0,0369 0,0365 0,0312 0,0276 15

Avusturya 0,0334 0,0306 0,0295 0,0280 16

İsveç 0,0356 0,0361 0,0330 0,0285 17

Fransa 0,0360 0,0345 0,0334 0,0285 18

İtalya 0,0324 0,0328 0,0301 0,0288 19

İrlanda 0,0380 0,0363 0,0335 0,0289 20

Slovakya 0,0363 0,0334 0,0333 0,0292 21

Slovenya 0,0385 0,0321 0,0326 0,0294 22

Macaristan 0,0373 0,0350 0,0320 0,0299 23

Almanya 0,0361 0,0355 0,0337 0,0299 24

Hırvatistan 0,0396 0,0385 0,0346 0,0323 25

Portekiz 0,0437 0,0411 0,0374 0,0333 26

Lüksemburg 0,0388 0,0386 0,0359 0,0342 27

43

Çizelge 2.26 AB Ülkeleri Doğal Gaz Fiyatları Sıralamasında Ülkemizin Yeri Sanayi (€/kWh, Vergiler Dahil)

2014 2.Dönem

2015 1.Dönem

2015 2.Dönem

2016 1.Dönem

SIRALAMA

Bulgaristan 0,0410 0,0385 0,0322 0,0276 1

Türkiye 0,0313 0,0329 0,0298 0,0289 2

Belçika 0,0354 0,0354 0,0343 0,0310 3

Çek Cumhuriyeti 0,0368 0,0359 0,0356 0,0317 4

Letonya 0,0431 0,0420 0,0356 0,0323 5

Litvanya 0,0453 0,0339 0,0263 0,0324 6

Polonya 0,0448 0,0461 0,0416 0,0333 7

Yunanistan 0,0522 0,0466 0,0406 0,0333 8

İspanya 0,0452 0,0423 0,0384 0,0340 9

İngiltere 0,0417 0,0428 0,0421 0,0346 10

Romanya 0,0381 0,0372 0,0359 0,0346 11

İtalya 0,0386 0,0397 0,0355 0,0348 12

İrlanda 0,0459 0,0438 0,0408 0,0361 13

Slovakya 0,0451 0,0417 0,0416 0,0366 14

Estonya 0,0442 0,0429 0,0326 0,0371 15

Lüksemburg 0,0418 0,0410 0,0404 0,0382 16

Fransa 0,0445 0,0443 0,0425 0,0389 17

Macaristan 0,0494 0,0466 0,0429 0,0403 18

Almanya 0,0478 0,0470 0,0449 0,0404 19

Hırvatistan 0,0502 0,0486 0,0438 0,0409 20

Portekiz 0,0546 0,0512 0,0465 0,0418 21

Slovenya 0,0534 0,0448 0,0464 0,0421 22

Avusturya 0,0481 0,0475 0,0480 0,0445 23

Hollanda 0,0407 0,0470 0,0388 0,0464 24

Finlandiya 0,0579 0,0554 0,0524 0,0514 25

Danimarka 0,0782 0,0702 0,0670 0,0603 26

İsveç 0,0801 0,0819 0,0779 0,0724 27

44

2.7 Petrol ve Doğal Gaz

Ülkemizin petrol ve doğal gaz üretimi

incelenecek olursa ham petrol

üretiminde yıllara göre fazla değişiklik

olmadığı buna karşılık doğal gaz üretim

miktarımızın ise değişken bir seyir

izlediği görülmektedir. 2016 Yılı

Ağustos Ayı sonu itibarıyla 12,0 milyon

varil ham petrol üretimine karşılık 260,5

milyon m³ doğal gaz üretimi

gerçekleştirilmiştir.

Çizelge 2.27 Ham Petrol ve Doğal Gaz Üretimi

YIL HAM PETROL

ÜRETİMİ (milyon varil)

TPAO HAM PETROL ÜRETİMİ

(milyon varil)

DOĞAL GAZ ÜRETİMİ

(milyon m3)

TPAO DOĞAL GAZ ÜRETİMİ (milyon m3)

2002 17,0 11,7 378,4 268,0

2003 16,6 11,1 560,6 352,1

2004 15,9 10,5 707,0 432,8

2005 15,9 10,7 896,4 566,9

2006 15,1 10,4 906,6 412,6

2007 14,8 10,3 893,1 421,5

2008 15,0 10,3 1.014,5 495,6

2009 16,7 12,4 729,4 277,3

2010 17,3 11,6 726,0 260,7

2011 16,4 11,2 793,4 317,7

2012 16,2 11,6 664,4 339,7

2013 16,6 12,3 561,5 307,6

2014 17,1 12,1 502,1 251,8

2015 17,5 11,5 398,7 165,7

2016 Ağustos Sonu 12,0 8,2 260,5 163,6

45

Petrol ve doğal gaz tüketim miktarları

incelendiği takdirde ülke genelinde

2015 yılı sonu itibarıyla 27,2 milyon ton

ham petrol tüketimi ve yaklaşık 48

milyar m³ doğalgaz tüketimi

gerçekleştirildiği görülmektedir. 2002-

2015 yılları arasında ham petrol

tüketimine baktığımızda 14 yıllık

sürecin sonunda 2002 yılına göre 2015

yılında ham petrol tüketimimiz yaklaşık

%4,2 artmıştır. Doğal gaz tüketimi ise

2002 yılına kıyasla 2015 yılında 2,8

katına çıkmıştır.

Çizelge 2.28 Ham Petrol ve Doğal Gaz Tüketimi

YIL HAM PETROL TÜKETİMİ

(milyon ton) DOĞAL GAZ TÜKETİMİ

(milyon m3)

2002 26,1 17.065

2003 29,5 21.384

2004 30,6 22.505

2005 29,3 27.467

2006 29,9 31.128

2007 27,7 34.600

2008 27,0 36.100

2009 22,3 34.400

2010 23,8 36.900

2011 25,0 43.800

2012 22,1 45.242

2013 20,8 45.270

2014 19,8 48.717

2015 27,2 47.999

2016 Ağustos Sonu 17,8 30.211

46

Petrol arama ve üretimi için yapılan

yurtiçi yatırım miktarları 2002 yılında

toplamda 90 milyon Dolar iken 2014

yılında 1 milyar 20 milyon Dolara, 2015

yılında ise 600 milyon dolara çıkmıştır.

Özellikle petrol arama ve üretimi

noktasında 2010 yılı itibarıyla ciddi

artışlar gözlenmiştir. Türkiye Petrolleri

Anonim Ortaklığı (TPAO)’nun 2002

yılında petrol arama ve üretimi için

yaptığı yurtiçi yatırım miktarı 42 milyon

Dolar iken bu rakam 2014 yılında 489

milyon Dolar’a, 2015 yılında ise 291

milyon Dolar’a yükselmiştir. TPAO

haricinde ise petrol arama ve üretimi

için yapılan yurtiçi yatırım miktarı 2002

yılında 48 milyon Dolar olarak

gerçekleşmiş iken 2014 yılında 531

milyon Dolar, 2015 yılında ise 309

milyon Dolar olarak gerçekleşmiştir.

Çizelge 2.29 Ham Petrol Arama ve Üretim için Yapılan Yurtiçi Yatırım Miktarı

YIL TPAO

(milyon Dolar) DİĞER

(milyon Dolar) TOPLAM

(milyon Dolar)

2002 42 48 90

2003 71 76 147

2004 147 107 254

2005 210 190 400

2006 288 274 562

2007 341 238 579

2008 412 263 675

2009 366 350 716

2010 389 997 1.386

2011 579 541 1.120

2012 502 275 777

2013 396 500 896

2014 489 531 1020

2015 291 309 600

2016 Ağustos Sonu* 100 30 130

*2016 Ağustos ayı sonu verisi daha kesinleşmemiştir.

47

2015 yılında 48,4 milyar m3 doğal gaz

ithal edilirken 2014 yılı sonuna göre

%1,5 bir azalma gerçekleşmiştir. Bu

rakam 2002 yılı için ise 17,1 milyar m3

olarak gerçekleşmişti. 2015 yılı sonu

itibarıyla gerçekleşmiş ithalat rakamları

üzerinden hareket edildiğinde doğal gaz

ithalatının önemli bir kısmı olan

%55,3’ünün Rusya’dan, %16,1’inin de

İran’dan yapıldığı görülmektedir

(Çizelge 2.30).

Çizelge 2.30 Ülke Bazında Doğal Gaz İthalatı (milyon m3)

YIL RUSYA İRAN AZERBAYCAN CEZAYİR NİJERYA SPOT LNG

TOPLAM

2002 11.574 660 3.722 1.139 17.095

2003 12.460 3.461 3.795 1.107 20.823

2004 14.102 3.498 3.182 1.016 21.798

2005 17.524 4.248 3.786 1.013 26.571

2006 19.316 5.594 4.132 1.100 79 30.221

2007 22.762 6.054 1.258 4.205 1.396 167 35.842

2008 23.159 4.113 4.580 4.148 1.017 333 37.350

2009 19.473 5.252 4.960 4.487 903 781 35.856

2010 17.576 7.765 4.521 3.906 1.189 3.079 38.036

2011 25.406 8.190 3.806 4.156 1.248 1.069 43.874

2012 26.491 8.215 3.354 4.076 1.322 2.464 45.922

2013 26.212 8.730 4.245 3.917 1.274 892 45.270

2014 26.975 8.933 6.074 4.179 1.414 1.598 49.173

2015 26.783 7.826 6.169 3.916 1.240 2.493 48.427

2016 Eylül Sonu*

16.518 5.560 4.845 3.160 900 1.427 32.410

*Özel sektörün Eylül Ayı içerisinde yaptığı ithalat miktarı dahil edilmemiştir.

48

2.8 Kömür

2016 Yılı Eylül Ayı Sonu İtibarıyla Kamu

Uhdesinde Bulunan Kömür Rezervi ve

Üretim Bilgileri (Çizelge 2.31)’inde

verildiği üzere linyit rezervinin 12.716

milyon ton, taşkömürü rezervinin ise

1.299 milyon ton olduğu görülmektedir.

2016 Yılı Eylül Ayı sonu itibarıyla 19,8

milyon ton linyit üretimi

gerçekleştirilirken, 0,67 milyon ton

taşkömürü üretimi gerçekleştirilmiştir.

Çizelge 2.31 2016 Yılı Eylül Ayı Sonu İtibarıyla Kamuya Ait Kömür Rezervi ve

Üretim Bilgileri

KURUM REZERV

(milyon ton) ÜRETİM

(milyon ton)

LİNYİT

TKİ 3.646 9,9

EÜAŞ 8.506 9,9

MTA 564 -

TOPLAM 12.716 19,8

TAŞKÖMÜRÜ TTK 1.299 0,67

2003 yılında işletme ruhsatlı sahalardan

ruhsat sahiplerince MİGEM’e beyan

edilen enerji hammaddeleri üretim

miktarı 51.670.544 ton iken bu miktar

2013 yılı sonu itibarıyla 66.911.984

ton’a, 2014 yılı sonu itibarıyla

68.720.204 ton’a ve 2015 yılı sonu

itibarıyla da 61.915.016 ton’a

yükselmiştir (Çizelge 2.32).

49

Çizelge 2.32 2003-2015 Yılları İşletme Ruhsatlı Sahalardan Ruhsat Sahiplerince

MİGEM’e Beyan Edilen Enerji Hammaddeleri Üretim Değerleri

2003-2015 YILLARI ENERJİ HAMMADDELERİ ÜRETİMİ

Sıra No: Maden Adı Kurum

Üretim Miktarı (ton)

2003 2004 2013 2014 2015

1 Asfaltit 414.050 6.441 648.953 336.852 837.112

2 Bitümlü Madde

TKİ 0 721.899 149.828 259.508 288.185

3 Kömür

EÜAŞ 16.057.585 12.658.583 16.011.459 18.987.907 10.855.125

TKİ 28.718.676 24.115.256 23.257.009 22.854.114 12.432.171

Diğer Kamu

11.245.055 1.063.927 399.816

Özel Sektör

3.939.949 4.166.511 12.810.342 23.301.062 35.028.558

Toplam 48.716.210 40.940.350 63.323.865 66.207.011 58.715.670

4 Taşkömürü TTK 2.954.334 2.805.654 2.789.338 1.916.833 2.074.049

KÖMÜR GENEL TOPLAMI

51.670.544 43.746.004 66.911.984 68.720.204 61.915.016

50

51

3. ÜLKEMİZ TABİİ KAYNAKLAR GÖRÜNÜMÜ

Madencilik Sektörünün GSYH

İçerisindeki Payı Tablosu (Çizelge 3.1)

incelendiğinde madencilik sektörünün

GSYH içindeki değerinin 2002 yılında

2.914 milyon TL olduğu ve bu değerler

sektör payının %1,1 olduğu

görülmektedir. 2016 yılı Haziran Ayı

sonu itibarıyla ise madencilik

sektörünün GSYH içindeki değerinin

10.836 milyon TL olduğu, sektör

payının ise %1,1 seviyelerinde olduğu

görülmektedir.

Çizelge 3.1 Madencilik Sektörünün GSYH İçerisindeki Payı

Yıllar

TÜRKİYE GENELİ MADENCİLİK SEKTÖRÜ

Cari fiyatlarla Toplam GSYH

Cari fiyatlarla Toplam GSYH

GSYH İçindeki

Madencilik Sektörü

GSYH İçindeki

Madencilik Sektörü

TL Bazında

Artış Oranı

Sektör Payı

(Milyon TL) (Milyon $) (Milyon TL) (Milyon $) % %

2002 350.476 230.494 2.914 1.916 36,5 1,1

2003 454.781 304.901 3.858 2.587 32,4 1,1

2004 559.033 390.387 5.174 3.613 34,1 1,2

2005 648.932 481.497 6.963 5.166 34,6 1,4

2006 758.391 526.429 8.952 6.214 28,5 1,2

2007 856.387 658.786 10.536 8.105 17,7 1,2

2008 950.144 741.792 13.458 10.172 27,7 1,4

2009 953.973 616.703 14.235 9.216 5,8 1,5

2010 1.105.101 735.828 15.785 10.511 16 1,4

2011 1.294.893 772 298 19.249 11.480 21,9 1,5

2012 1.416.817 786 293 21.104 11.712 10 2

2013 1.561.510 820.012 21.889 11.495 3,3 1,4

2014 1.749.782 800.107 25.457 11.640 16,2 1,5

2015 1.953.561 719.967 24.626 9.076 -3,2 1,3

2016 Haziran Sonu

1.023.776 350.388 10.836 3.709 2,5 1,1

(1 $: 2,92184 TL)

52

Maden ithalat ve ihracatımıza yönelik bilgiler yıl bazında Çizelge 3.2’de verilmiştir.

Çizelge 3.2 Madencilik İthalatı ve İhracatı

YIL İTHALAT (milyar $)

İHRACAT (milyar $)

2002 1,07 0,61

2003 1,35 0,74

2004 1,77 1,10

2005 2,41 1,40

2006 3,08 1,89

2007 3,85 2,51

2008 4,90 2,97

2009 4,48 2,31

2010 4,78 3,32

2011 6,07 3,49

2012 6,82 4,03

2013 5,58 4,87

2014 4,85 4,10

2015 4,61 3,75

2016 Eylül Sonu 2,57 2,27

Şekil 3.1 Madencilik İthalatı ve İhracatı

1,1

1,4

1,8

2,4

3,1

3,9

4,9

4,5

4,8

6,1

6,8

5,6

4,9

4,6

2,6

0,6

0,7

1,1

1,4

1,9

2,5

3,0

2,3

3,3

3,5

4,0

4,9

4,1

3,8

2,3

0

1

2

3

4

5

6

7

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016EylülSonu

Mily

ar $

İthalat İhracat

53

Ülkemizin doğal taş üretimindeki

durumu incelenecek olursa ignimbrit,

mermer, oniks ve traverten

madenlerinin toplam üretimi 2003

yılında 1.507.248 m3 iken 2015 yılında

yaklaşık 4,6 katına çıkarak 6.896.288

m3 olmuştur. Andezit, bazalt, granit,

dekoratif taş, mozaik, kayrak vd.,

serpantin ve yapıtaşı madenlerinin

toplam üretimi ise 2003 yılında 229.797

ton iken bu rakam 2015 yılında önemli

bir artışla 28.969.245 ton’a ulaşmıştır.

Çizelge 3.3 2003-2015 Yılları Doğal Taş Üretimleri (1-2)

YIL İGNİMBRİT MERMER ONİKS TRAVERTEN TOPLAM

ÜR

ET

İM (

m3)

2003 7.705 1.300.637 176 198.730 1.507.248

2004 39.820 1.207.584 57 601.068 1.848.529

2005 5.282 1.578.730 451 696.545 2.281.008

2006 20.174 1.855.740 2.578 1.017.672 2.896.164

2007 18.486 2.801.757 5.663 995.065 3.820.971

2008 26.313 2.262.537 2.145 759.118 3.050.113

2009 66.794 2.715.601 2.322 1.002.866 3.787.583

2010 52.055 3.352.070 2.113 879.319 4.285.557

2011 55.873 4.086.222 7.678 1.685.049 5.834.822

2012 14.275 4.488.947 13.335 797.915 5.314.472

2013 29.380 4.255.545 15.665 713.697 5.014.287

2014 32.195 4.220.564 10.688 812.840 5.076.287

2015 36.579 5.613.435 6.905 1.239.369 6.896.288

YIL ANDEZİT BAZALT GRANİT DİĞER SERPANTİN YAPITAŞI DİYABAZ GABRO TOPLAM

ÜR

ET

İM (

To

n)

2003 80.605 42.401 106.169 0 0 0 622 229.797

2004 81.900 28.555 125.030 17.592 0 0 790 253.867

2005 517.831 749.589 160.930 31.506 1.027.345 0 458 2.487.659

2006 2.485.956 2.909.031 320.069 382.377 5.763 0 0 6.103.196

2007 4.115.184 4.914.124 252.354 239.531 305.262 0 2.071 9.828.526

2008 3.307.107 8.448.618 367.959 161.166 22.671 0 1.276 12.308.797

2009 1.908.544 12.963.003 324.718 112.318 14.000 0 5.538 15.328.121

2010 6.436.380 20.320.391 239.819 207.961 26.745 0 1.969 27.233.265

2011 2.878.093 18.656.135 245.911 651.932 2.514.601 270.270 293.777 25.510.719

2012 2.891.804 19.300.297 566.650 296.802 1.025.427 65.756 94.835 24.241.571

2013 3.358.863 23.422.845 896.348 641.662 14.701 37.945 335.958 252.563 28.960.785

2014 6.803.746 21.966.172 1.219.916 1.242.236 13.112 33.553 226.939 255.070 31.760.744

2015 5.015.846 22.798.736 206.364 211.569 138.454 68.302 331.027 198.947 28.969.245

54

2016 Yılı Eylül Ayı Sonu İtibarıyla Doğal

Taşların İhracat Değerleri Tablosu

incelendiğinde toplam doğal taşlar

ihracat tutarının yaklaşık 1,2 milyar

dolar olduğu görülmektedir.

Çizelge 3.4 2016 Yılı Eylül Ayı Sonu İtibarıyla Doğal Taşların İhracat Değerleri

DOĞAL TAŞLAR İHRACAT

DEĞER ($)

MERMER, TRAVERTEN, HAM BLOK VE PLAKALAR HALİNDE 545.159.924

MERMER, İŞLENMİŞ 545.618.038

TRAVERTEN, İŞLENMİŞ 79.168.788

GRANİT, HAM 4.452.162

GRANİT, İŞLENMİŞ 3.644.639

KAYAGAN TASI (ARDUVAZ), HAM 284.242

KAYAGAN TASI (ARDUVAZ), İŞLENMİŞ 391.922

YONTULMAYA VEYA İNŞAATA ELVERİŞLİ DİĞER TAŞLAR 13.631.807

TOPLAM 1.192.351.522

Ülkemizin metalik maden üretimindeki

durumu incelenecek olursa 2003

yılındaki üretimin yaklaşık 8,5 milyon

ton olduğu görülmekte iken bu miktar

2015 yılında 2,5 katına çıkarak yaklaşık

21,3 milyon ton seviyelerine erişmiştir.

55

Çizelge 3.5 2003-2015 Yılları Metalik Maden Üretimleri

Sıra No:

Maden Adı

Üretim Miktarı (Ton)

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

1 Altın (metal)

5,39 3,26 4,17 8,04 9,92 11,02 14,47 16,89 24,4 29,39 33,98 31,26 27,8

2 Antimuan 650 8.711 28.377 25.316 28.111 50.357 24.917 25.974 43.340 131.839 83.553 55.791 35.501

3 Bakır 2.919.579 1.616.432 2.618.813 4.293.530 4.806.198 5.208.831 5.173.773 5.469.844 5.687.058 7.684.052 7.983.438 6.422.445 3.642.130

4 Boksit 333.574 1.176.929 453.765 879.214 1.264.933 818.928 1.473.181 1.311.064 1.024.915 1.521.150 795.562 1.091.442 518.550

5 Çinko 371.504 495.191 485.236 554.425 464.690 627.870 362.327 238.125 793.048 1.183.184 1.520.571 225.588 21.365

6 Demir 4.208.156 4.119.484 4.598.230 3.785.121 4.849.397 4.696.950 3.854.972 5.814.045 6.450.480 4.969.901 8.589.362 11.887.154 7.760.957

7 Gümüş 96 97 137,56 167,34 198 294,4 351,6 363,52 246,5 193,89 181,6 183,88 35

8 Kadmiyum 0 0 0 141 12.650 2.291 15 0 0 0 12.000 0 0

9 Krom 504.803 1.168.336 1.620.386 1.849.864 3.639.752 5.100.482 6.240.290 8.624.042 9.971.368 12.431.661 11.131.311 10.241.477 8.301.218

10 Kurşun 173.910 253.590 366.305 279.727 684.931 565.374 599.705 526.277 1.044.222 1.076.088 1.491.669 2.206.054 32.694

11 Manganez 25.202 21.204 52.273 32.144 42.033 51.703 141.246 134.336 172.480 192.756 321.785 245.830 142.809

12 Molibden 0 0 0 0 185 25 0 0 2.848 0 1.240 0 2.670

13 Nikel 0 0 52.988 20.000 107.000 51.250 106.127 224.662 75.018 336.730 95.187 268.545 765.346

14 Pirit 640 63.674 109.100 116.091 124.130 131.315 135.190 124.000 107.972 95.220 49.491

Toplam 8.537.479 8.859.977 10.277.155 11.783.331 16.009.188 17.290.457 18.101.049 22.500.064 25.414.855 29.651.584 32.133.866 32.739.761 21.272.794

Çizelge 3.6’da görüldüğü üzere,

ülkemiz endüstriyel hammadde üretimi

2003 yılında yaklaşık 20,8 milyon ton

iken 2015 yılında dört katından daha

fazla bir artışla yaklaşık 87,4 milyon ton

olarak değer bulmuştur.

56

Çizelge 3.6 2003-2015 Yılları Endüstriyel Hammaddeler Üretimleri

Sıra No:

Maden Adı Üretim Miktarı (Ton)

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

1 Alçıtaşı 2.354.234 2.300.703 3.500.864 4.369.771 5.546.496 7.338.127 4.369.589 6.321.891 5.723.439 8.248.446 9.790.097 9.051.158 8.638.715

2 Alünit (Şap) 622 0 0 6.683 2.511 15.324 2.068 433.310 0 0 13.568 0 0

3 Barit 113.254 113.775 157.179 161.993 184.041 482.740 213.187 172.618 250.786 1.677.221 736.316 203.984 655.943

4 Bentonit 945.925 1.281.468 501.142 1.134.251 1.742.487 1.553.588 932.487 798.397 471.528 1.033.568 622.872 1.088.444 2.133.251

5 Bor 2.424.185 2.261.977 3.478.784 3.955.574 4.406.970 4.998.826 3.923.494 5.823.836 6.348.487 4.220.291 4.065.655 7.309.708 5.071.896

6 Civa 0 0 0 0 65 0 0 0 0 0 0 0 0

7 Çört 0 0 0 34.606 12.532 5.134 109.409 115.518 169.362 140.294 3.803.881 30 312.537

8 Dikit 0 0 3.100 0 0 80 50 0 0 0 0 0 0

9 Diyatomit 36.303 1.324 44.122 45.420 33.135 62.685 27.634 18.448 45.187 86.403 84.571 61.884 86.656

10 Feldispat 3.396.326 3.936.742 4.560.226 5.771.892 6.548.796 6.767.500 4.212.547 6.281.597 7.076.068 9.479.699 13.764.126 7.960.844 10.422.766

11 Fluorit 4.375 0 0 0 0 2.931 3.756 25.189 4.524 5.197 3.874 4.271 6.238

12 Fosfat 0 0 900 1.300 1.300 1.000 1.000 0 0 0 510.080 604.000 713.230

13 Grafit 0 28 0 0 0 3.236 2.400 0 5.250 31.500 28.740 3.850 0

14 İllit 0 0 0 27.898 57.774 61.577 36.509 35.622 17.265 0 800 16.200 44.000

15 Kalsedon 2.941 3.945 4.716 4.706 5.461 4.370 2.162 1.814 896 2.287 2.249 1.689 1.154

16 Kalsit 1.077.476 2.534.016 3.177.661 5.875.732 7.171.456 6.176.997 6.291.822 8.629.005 10.084.119 9.248.471 9.727.092 11.054.222 10.321.519

17 Kaolen 581.479 734.473 908.862 1.064.107 914.117 792.044 727.649 787.287 1.229.352 988.081 1.168.441 2.032.103 1.887.302

18 Killer (Kil+K.kili + Ser.Kili +Halloyisit vb)

2.387.371 3.626.625 1.962.072 3.034.560 2.871.145 3.261.379 2.412.609 4.030.961 3.747.503 4.119.513 3.411.915 4.445.962 13.085.504

19 Kuvars 377.805 395.248 503.715 408.725 343.299 555.841 550.246 747.223 471.201 931.310 870.166 973.240 929.594

20 Kuvars Kumu 3.098.668 2.073.725 1.729.525 2.608.260 4.997.694 2.422.587 4.499.154 4.022.433 7.020.622 7.085.380 7.969.392 10.258.912 12.013.933

21 Kuvarsit 1.456.376 1.279.929 962.818 1.463.162 1.803.670 1.207.131 1.393.631 1.795.149 3.896.477 2.499.094 3.087.670 2.521.107 2.839.449

22 Kükürt 0 0 0 0 0 300 5.230 427 3.820 5.889 8.069 0 823

23 Leonardit 5.737 2.996 80

24 Manyezit + Hidromanyezit

558.432 2.218.236 571.142 466.193 802.406 677.784 861.180 2.316.763 2.588.276 2.475.828 2.597.465 2.377.157 3.335.258

25 Mika 4.772 321 3.584 772 3.313 8.392 4.172 387 277 1.253 1.504 9.240 637

26 Montmorillonit 520.000 0 260.000 428.756 530.879 125.000 279.473 539.943 630.306 655.974 315.880 330.329 379.102

27 Nef. Siyenit 51 205 0 0 400 0 759 1.308 1.500 4.000 404 2.241 85.000

28 Obsidyen 0 32 0 0 226 0 19 106 300 1.230 3.240 400 0

29 Olivin +Dünit 20.464 71.396 94.439 191.298 145.839 170.631 168.567 192.394 221.079 244.753 126.990 244.138 184.623

30 Perlit 330.184 366.489 333.400 474.966 478.579 551.266 522.832 545.585 702.673 887.600 1.075.949 897.125 843.242

31 Pomza 2.167.277 2.426.037 1.860.037 3.515.644 3.995.423 3.449.733 4.322.543 4.198.751 5.822.501 4.556.632 5.159.047 6.710.170 11.091.159

32 Radyolarit 0 0 0 7.056 62.040 82.363 458 51.280 58.774 43.045 17.895 24.046 32.786

33 Rutil (Tüvenan) 2.000 4.900 12 0 20 20 4.000 1.000 0 5.000 5.000 5.000 5

34 Sepiyolit (+Lületaşı +Paligorskit)

31.885 19.554 10.478 19.242 36.402 3.824 3.448 16.342 30.716 31.180 59.426 52.658 28.804

35 Sileks (Çakmaktaşı)

19.029 9.938 9.823 7.228 12.325 7.818 7.038 6.222 2.248 5.403 5.051 596 6.131

36 Sodyum Sülfat (Soda)

920.074 890.354 766.636 826.206 1.120.968 961.295 807.314 1.600.603 2.491.441 1.366.179 1.000.150 779.894 157.807

37 Stronsiyum Tuzu

159.923 127.957 30.100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

38 Talk 17.099 8.233 8.775 4.969 12.722 3.364 6.887 1.826 9.959 14.537 1.132 5.048 9.681

39 Trona 204 6.000 12 2.184 1.716 23.673 1.581.149 1.623.192 1.749.068 1.852.817 1.665.077 1.828.167 1.854.290

40 Turba 20.352 62.108 71.749 185.944 145.403 113.112 65.315 214.620 148.012 108.610 156.357 150.828 134.647

41 Vermikülit 1.604 716 425

42 Zeolit 156.887 192.240 249.572 121.014 104.138 107.951 141.728 33.813 214.179 60.258 33.197 49.366 55.224

43 Zımpara +Diyasporit

5.458 11.953 9.378 13.899 19.108 57.722 28.198 67.989 113.602 54.848 43.776 38.816 75.538

44 Zirkon (Tüvenan)

0 0 0 0 0 75 10.000 0 500 200 0 1100 1.500

TOPLAM 20.804.060 26.959.931 25.774.823 36.234.011 44.114.856 42.057.420 38.531.713 51.452.849 61.351.297 62.171.991 71.944.455 71.101.639 87.440.449

57

2002 yılında üretilen konsantre bor

miktarı 1.368.000 ton iken bu miktar

2015 yılı sonu itibarıyla 1.852.126 ton’a

yükselmiştir. Aynı dönem içerisinde bor

kimyasalları ve eşdeğer ürün açısından

2002 Yılında 436.000 ton üretim

gerçekleşirken bu rakam 2015 yılı sonu

itibarıyla 4,2 katına çıkarak 1.840.039

ton üretime ulaşmıştır.

Çizelge 3.7 Bor Üretim Miktarı (Ton)

YIL KONSANTRE BOR BOR KİMYASALLARI VE EŞDEĞERİ ÜRÜN

2002 1.368.000 436.000

2003 1.399.000 519.000

2004 1.693.000 715.000

2005 1.953.000 923.000

2006 1.948.000 1.021.000

2007 2.128.000 1.102.000

2008 2.285.000 1.312.000

2009 1.924.000 1.002.000

2010 2.371.000 1.400.000

2011 2.335.000 1.779.000

2012 2.415.869 1.788.062

2013 1.995.861 1.775.996

2014 1.875.240 1.994.100

2015 1.852.126 1.840.039

2016 Eylül sonu 1.273.261 1.216.804

Şekil 3.2 Bor Üretim Miktarı

1,4

1,4

1,7

2,0

1,9

2,1

2,3

1,9

2,4

2,3

2,4

2,0

1,9

1,9

1,3

0,4

0,5

0,7

0,9

1,0

1,1

1,3

1,0

1,4

1,8

1,8

1,8

2,0

1,8

1,2

0

1

2

3

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016EylülSonu

Mily

on

to

n

Konsantre bor Bor Kimyasalı ve Eşdeğeri Ürün

58

2002 yılında bor satışları toplamda 201

milyon Dolar iken bu tutar 2015 yılı sonu

itibarıyla 810 milyon dolara ulaşmıştır.

Bunun 787 milyon Dolar ile %97,1‘ini

ihracat oluştururken 23 milyon Dolar ile

%2,9’luk kısmını iç pazar satış değerleri

oluşturmaktadır. 2002 yılına nazaran

bor ihracatımız 4,2 katına, toplam bor

satışımız da 4 katına çıkarak bu alanda

önemli bir büyüme kaydedilmiştir.

Çizelge 3.8 Bor Satış Değeri (Milyon Dolar)

YIL

İÇ SATIŞ DEĞERİ İHRACAT DEĞERİ

TOPLAM Konsantre Bor

Bor Kimyasalları

TOPLAM Konsantre

Bor Bor

Kimyasalları TOPLAM

2002 3 12 15 65 121 186 201

2003 4 17 21 68 139 207 228

2004 5 19 24 56 196 252 276

2005 3 20 23 58 241 299 322

2006 3 20 23 58 309 367 390

2007 3 12 15 54 330 384 399

2008 3 13 16 66 453 519 535

2009 2 14 16 33 402 435 451

2010 2 16 18 49 580 629 647

2011 2,7 18,7 21,4 65 766 831 853

2012 1,7 22,5 24,2 37,9 759,5 797,4 821,6

2013 0,2 25,3 25,5 37,1 765,6 802,7 828,2

2014 0,17 27,6 27,8 49,1 823,9 871,0 898,8

2015 0,2 22,6 22,8 30,3 756,5 786,8 809,6

2016 Eylül Sonu

0,2 22,3 22,5 19,7 415,6 435,3 457,8

Şekil 3.3 Bor Satış Değeri

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016EylülSonu

Mily

on

Do

lar

İç Satış İhracat

59

Yıllara göre devlet hakkına yönelik bilgiler yıl bazında Çizelge 3.9’da verilmiştir.

Çizelge 3.9 Yıllara Göre Devlet Hakkı Bilgileri

YIL DEVLET HAKKI

2002 45.089.712

2003 43.226.256

2004 33.693.890

2005 59.380.416

2006 74.384.350

2007 96.806.420

2008 120.553.112

2009 124.862.245

2010 188.810.953

2011 297.931.139

2012 335.063.364

2013 389.865.512

2014 434.567.344

2015 517.145.709

Şekil 3.4 Yıllara Göre Devlet Hakkı Bilgileri

45

43

34

59 74 97 12

1

12

5 18

9

29

8 33

5 39

0 43

5 51

7

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Mily

on

TL

60

Yıllara göre MİGEM’e yapılan müracaat

sayısı ve müracaattan düzenlenen

ruhsat sayısına yönelik bilgiler yıl

bazında Çizelge 3.10’da verilmiştir.

Çizelge 3.10 Yıllar İtibarıyla Müracaat Sayısı ve Müracaattan Düzenlenen Ruhsat

Sayısı

Yıl İlk Müracaat Sayısı İlk Müracaattan

Düzenlenen Ruhsat Sayısı (AR+İR)

İLK MÜRACAATTA RUHSAT DÜZENLEME

ORANI 2002 6.426 4.401 68,5% 2003 6.856 4.452 64,9% 2004 3.984 2.625 65,9% 2005 15.555 9.423 60,6% 2006 18.208 10.970 60,3% 2007 17.669 10.856 61,4% 2008 17.299 10.006 57,8% 2009 10.377 6.223 60,0% 2010 9.461 5.130 54,2% 2011 4.342 1.777 40,9% 2012 5.069 1.620 32,0% 2013 5.577 1.179 21,1% 2014 3.181 838 26,3%

2015 1.169 237 20,3%

2016 Eylül Sonu

663 0 0,0%


Maden Grubuna Göre Türkiye Geneli

Ruhsat Dağılımı Tablosu (Çizelge 3.11)

incelendiğinde arama ruhsatları

sayısının 5.730, işletme ruhsatlarının

sayısının 12.850 ve toplam ruhsat

sayısının 18.580 olduğu görülmektedir.

61

Çizelge 3.11 Maden Grubuna Göre Türkiye Geneli Ruhsat Dağılımı

I(a)

Grubu I(b)

Grubu II(a) Grup

II(b) Grup

II(c) Grup

III. Grup

IV. Grup

V. Grup TOPLAM

Arama Ruhsatları

0 0 161 1.357 0 11 4.178 23 5.730

İşletme Ruhsatları

57 851 4.401 3.484 12 62 3.973 10 12.850

Toplam Ruhsat Sayısı

57 851 4.562 4.841 12 73 8.151 33 18.580

MİGEM tarafından verilen toplam ruhsat sayısı ve alan bilgileri yıl bazında Çizelge

3.12’de verilmiştir.

Çizelge 3.12 MİGEM Tarafından Verilen Toplam Ruhsat Sayısı ve Alanı

YIL

KAMU ÖZEL TOPLAM

ADET ALAN (hektar)

ADET ALAN (hektar)

ADET

ALAN (hektar)

100 hektar= 1 km2

100 hektar= 1 km2

100 hektar= 1 km2

2003 42 77.862 5.099 3.521.377 5.141 3.599.240 2004 52 160.757 4.376 3.121.211 4.428 3.281.968 2005 137 113.895 8.482 3.858.403 8.619 3.972.298 2006 89 48.534 12.002 6.271.471 12.091 6.320.006 2007 129 388.599 11.843 5.997.529 11.972 6.386.127 2008 152 179.258 11.806 7.492.586 11.958 7.671.843 2009 150 182.926 7.634 4.297.793 7.784 4.480.720 2010 71 54.032 6.242 3.365.390 6.314 3.419.522 2011 80 102.312 2.777 1.246.085 2.857 1.348.397 2012 215 308.969 2.519 1.427.052 2.734 1.736.021 2013 132 164.542 1.901 1.013.628 2.033 1.178.171

2014 190 750.937 1.667 761.092 1.857 1.512.029 2015 195 1.871.026 2.431 1.237.457 2.626 3.108.483

2016 Eylül Sonu

97 465.044 1.391 660.315 1.488 1.125.359

62

MİGEM tarafından denetlenen saha sayılarına yönelik bilgiler yıl bazında Çizelge

3.13’de verilmiştir.

Çizelge 3.13 Denetlenen Saha Sayıları

YILLAR DENETLENEN SAHA SAYISI

2006 3.917

2007 4.804

2008 5.391

2009 6.061

2010 6.199

2011 6.315

2012 7.107

2013 6.898

2014 6.395

2015 6.494

2016 Eylül Sonu 4.151

63

64

65

4. NÜKLEER ENERJİ VE NÜKLEER SANTRAL PROJELERİMİZ

4.1 Dünyada Nükleer Enerjinin

Durumu

Uluslararası Atom Enerjisi Ajansı’nın

(IAEA) 12 Ekim 2016 verilerine göre 31

ülkede toplam 450 nükleer reaktör

faaliyette bulunmaktadır. Aralarında

daha önce işletmede nükleer santral

bulunmayan Birleşik Arap Emirlikleri’nin

de bulunduğu 16 ülkede ise hali hazırda

toplam 60 nükleer santralin inşaatı

devam etmektedir (Çizelge 4.1). 2030

yılına kadar 164 yeni nükleer santralin

inşa edilmesi planlanmakta olup 317

nükleer santral ise ülkelerin nükleer

programlarında yer almaktadır.

Ülkemiz henüz nükleer santrale sahip

değilken çoğunluğunu Avrupa

ülkelerinin oluşturduğu birçok ülke

elektrik üretiminin önemli bir bölümünü

nükleer enerjiden sağlamaktadır.

Dünya genelinde elektrik üretiminin

%11’i nükleer enerjiden

sağlanmaktadır. 99 santral ile dünyanın

en fazla nükleer santraline sahip ABD,

2015 yılında elektrik üretiminin

%19,5’ini nükleer enerjiden elde

etmiştir. 36 nükleer santralin üretime

devam ettiği, 7 santralin ise inşa

aşamasında olduğu Rusya elektrik

üretiminin %18,6’sını, 25 santrali

bulunan Güney Kore %31,7’sini, 58

nükleer santralin üretimde olduğu

Fransa ise %76,3’ünü nükleer enerjiden

sağlamaktadır. 34 nükleer santrale

sahip Çin ise önümüzdeki yıllarda

gerçekleşecek elektrik talebini

karşılamak için 20 yeni nükleer santral

inşasına başlamıştır.

4.2 Ülkemizin İçin Nükleer Enerjinin

Önemi

Rekabetçi bir elektrik piyasası ve enerji

arz güvenliğinin sağlanması amacıyla

hazırlanan Elektrik Enerjisi Piyasası ve

Arz Güvenliği Strateji Belgesinde yer

alan 2023 yılı için Türkiye’nin hedefleri

aşağıda sıralanmaktadır:

Elektrik üretiminde doğal gazın

payını % 30’a indirmek;

Hidrolik enerji kaynaklarının

tamamından faydalanmak;

Yenilenebilir enerji

kaynaklarından azami derecede

faydalanmak;

Yerli enerji kaynakları arasında

yer alan linyitten azami seviyede

faydalanmak;

Yakıt çeşitliliğini arttırmak

amacıyla nükleer enerjiyi arz

portföyüne dâhil etmek.

66

Çizelge 4.1 Dünyada İşletmedeki ve İnşaat Halindeki Nükleer Santral Sayıları ile

Ülkelerin Elektrik Üretiminde Nükleer Enerjinin Payı

Ülkeler İşletmedeki Nükleer

Santral Sayısı*

İnşaat Aşamasındaki

Santral Sayısı*

Elektrik Üretiminde

Nükleer Enerjinin Payı

(%)**

ABD 99 4 %19,5

Fransa 58 1 %76,3

Japonya 43 2 %0,5

Rusya 36 7 %18,6

Çin 36 20 %3,0

Güney Kore 25 3 %31,7

Hindistan 22 5 %3,5

Kanada 19 - %16,6

Birleşik Krallık 15 - %18,9

Ukrayna 15 2 %56,5

İsveç 10 - %34,3

Almanya 8 - %14,1

İspanya 7 - %20,3

Belçika 7 - %37,5

Çek Cumhuriyet 6 - %32,5

Tayvan 6 2 %16,3

İsviçre 5 - %33,5

Finlandiya 4 1 %33,7

Macaristan 4 - %52,7

Slovakya 4 2 %55,9

Pakistan 4 3 %4,4

Arjantin 3 1 %4,8

Brezilya 2 1 %2,8

Bulgaristan 2 - %31,3

Meksika 2 - %6,8

Romanya 2 - %17,3

Güney Afrika 2 - %4,7

Ermenistan 1 - %34,5

İran 1 - %1,3

Hollanda 1 - %3,7

Slovenya 1 - %38

BAE - 4 -

Beyaz Rusya - 2 -

TOPLAM 450 60 Dünya geneli %11

*UAEA 12 Ekim 2016 itibarıyla

**UAEA 2016 Yılı Verileri

67

Şekil 4.1. Nükleer santrallerin Türkiye için önemi

Yüksek Planlama Kurulunun, Türkiye

İhracat Stratejisi ve Eylem Planına göre

Türkiye’nin 2023 yılı için ekonomik

vizyonu; iki trilyon dolarlık bir ekonomi

büyüklüğe ulaşmak, dünyanın en büyük

10 ekonomisinden biri olmak ve yıllık

500 milyar dolarlık ihracat ile kişi başına

düşen milli gelirin 25.000 ABD doları

seviyesine ulaşmasını sağlamaktır.

2015 yılı sonu itibariyle elektrik enerjisi

üretiminde doğalgazın payı %37,9,

kömürün payı %28, petrolün payı ise

%2 seviyelerindedir. 2009 yılında

Yüksek Planlama Kurulu tarafından

yayınlanan Elektrik Enerjisi Piyasası ve

Arz Güvenliği Strateji Belgesi’nde yer

aldığı üzere, ülkemiz 2023 yılında

doğalgazın elektrik üretimindeki payını

%30’un altına indirmeyi planlamaktadır.

Bu çerçevede, ülkemiz, bir taraftan yerli

kaynakları arama faaliyetlerine

yoğunlaşırken, diğer taraftan da

yenilenebilir enerji kaynaklarının

devreye alınması, enerji verimliliğinin

arttırılması, ülke coğrafi konumundan

yararlanılması gibi diğer potansiyellerini

harekete geçirmenin çabası

içerisindedir. Ancak, ülkemizin giderek

artan enerji talebini karşılamada bilinen

hidrokarbon kaynakların yetersizliği,

yenilenebilir enerji kaynağı

potansiyellerimiz ve söz konusu

kaynakların kapasite faktörleri dikkate

68

alındığında nükleer enerji, enerji arz

güvenliğimizin sağlanması ve enerji

ithalatımın azaltılması noktasında bir

seçenek değil zorunluluk olarak

karşımıza çıkmaktadır.

4.3 Ülkemiz Nükleer Enerji Programı


1956 yılında kurulmasıyla birlikte

ülkemiz aynı yıl içinde söz konusu

oluşumun bir üyesi olmuştur. 1965

yılında ise ülkemiz, ilk nükleer santrali

kurmak için çalışmalara başlamıştır.

1974 yılında şu anki Akkuyu sahası ilk

nükleer santral için uygun bir saha

olarak belirlenmiş ve sonraki 2 yıllık

süreçte sahada birçok zemin etütleri

gerçekleştirilmiştir. 1976 yılında Akkuyu

sahası için saha lisansı alınmıştır. Saha

lisansının alınmasına müteakip 1977-

2009 yılları arasında dört kez nükleer

santral ihalesi açılmış, ancak, bu

çabalar sonuç vermemiştir.

Bir yıl süren yoğun müzakereler

sonrasında 12 Mayıs 2010 tarihinde ilk

nükleer santralin kurulumuna yönelik

Rusya Federasyonu ile bir

hükümetlerarası anlaşma

imzalanmıştır. İkinci nükleer santralin

kurulumuna yönelik anlaşma ise 3

Mayıs 2013 tarihinde Japonya ile

imzalanmıştır.

4.3.1 Akkuyu Nükleer Santral Projesi

12 Mayıs 2010 tarihinde Türkiye ile

Rusya hükümetleri arasında Akkuyu

Sahasında Nükleer Güç Santralinin

Tesisine ve İşletimine Dair İşbirliği

Anlaşması imzalanmıştır. Anlaşma

uyarınca kurulacak nükleer santral, 4

ünite VVER-1200 tipi (AES-2006) 4

reaktör ile toplam 4800 MWe kurulu

güce sahip olacaktır. Nükleer santralin

toplam işletme ömrü 60 yıl olacaktır.

Anlaşma çerçevesinde projenin

yürütülmesi için 13 Aralık 2010

tarihinde Akkuyu NGS Elektrik Üretim

A.Ş. proje şirketi kurulmuştur. Anlaşma

uyarınca, projenin başlangıç

aşamasında proje şirketinin %100

hisse payı Rosatom tarafından

yetkilendirilen Rus şirketlerine aittir.

Sonraki aşamalarda ise söz konusu

Rus şirketlerinin Proje Şirketi’ndeki

toplam payları hiçbir zaman %51’nin

altına düşmeyecektir.

Akkuyu nükleer santralinin inşaatının

finansmanından proje şirketi

sorumludur. Proje şirketi, Türk

tarafından herhangi bir hazine

garantisi almadan gerekli finansal

kaynaklara ulaşmadan sorumludur.

Atomstroyexport firması proje

şirketinin ana hissedarı olup aynı

zamanda projenin ana yüklenicisidir.

69

Tablo 4.2. Türkiye’de nükleer enerji programının gelişimi

1956 Türkiye ile ABD arasında “Barış için Atom” anlaşmasının imzalanması

1956 “Atom Enerjisi Komisyonu”nun (AEK) kurulması

1956 İTÜ ve İstanbul Üniversitesi’nin ortak “Reaktör Komitesi”nin oluşturulması

1957 Türkiye’nin UAEA’ya üye olması

1958 “Reaktör Komitesi”nin görevini AEK’ya devretmesi

1962 TR-1 araştırma reaktörünün işletmeye alınması

1965 Yabancı uzmanların oluşturduğu konsorsiyum tarafından nükleer enerjinin Türkiye için uygun bir seçenek olduğuna karar verilmesi

1967 – 1970 Nükleer santrallerle ilgili ilk etütlerin yapılması

1970 Nükleer enerji çalışmalarının TEK’e devredilmesi

1972 TEK Nükleer Santraller Dairesinin kurulması

1974 – 1975 İlk nükleer santral için Akkuyu sahasının seçilmesi

1976 Akkuyu sahası için AEK’nın yer lisansı vermesi

1977 Akkuyu nükleer santrali için ilk ihalenin yapılması (İlk İhale)

1980 Akkuyu nükleer santrali için yapılan ilk ihalenin iptal edilmesi

1980 İkinci nükleer santral için Sinop sahasının seçilmesi

1982 AEK’nın TAEK olarak yeniden yapılandırılması

1983 Akkuyu ve Sinop nükleer santralleri ihalesi için tekliflerin alınması (İkinci İhale)

1986 Akkuyu ve Sinop nükleer santralleri ihalesi için teklif veren firmalarla görüşmelerin durdurulması

1988 TEK Nükleer Santraller Dairesinin kapatılması

1993 BTYK kararı sonrasında TEAŞ’ın yatırım programına nükleer santrallerin dahil edilmesi

1995 TEAŞ ile KAERI arasında teknik şartnamelerin hazırlanmasında teknik destek alınması için anlaşma yapılması

1997 TEAŞ tarafından Akkuyu nükleer santrali için üçüncü ihalenin yapılması (Üçüncü İhale)

2000 Akkuyu nükleer santrali için yapılan üçüncü ihalenin iptal edilmesi

2002 TAEK’in Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığına bağlanması

2008 Akkuyu nükleer santrali için ihalenin yapılması (Dördüncü İhale)

2009 Akkuyu nükleer santrali için dördüncü ihalenin iptal edilmesi

2010 Türkiye ile Rusya Federasyonu arasında Akkuyu sahasında bir nükleer santralin kurulumu ve işletimine dair hükümetlerarası anlaşmanın imzalanması

2013 Türkiye ile Japonya arasında Sinop sahasında bir nükleer santralin kurulumu ve işletimine dair hükümetlerarası anlaşmanın imzalanması

2014 EÜAŞ ile Westinghouse ve SNPTC arasında üçüncü nükleer santral için münhasır görüşmelere başlamak üzere Mutabakat Zaptının imzalanması

70

Tablo 4.3. Akkuyu nükleer santral projesinde tarafların sorumlulukları

Türk Tarafının Sorumlulukları Rus Tarafının Sorumlulukları (özet)

Santralin elektrik iletim şebeke bağlantısının gerçekleştirilmesi; Akkuyu sahasının, santralin işletmeden çıkarılmasına kadar, bedelsiz olarak Proje Şirketi’ne tahsis edilmesi; Elektrik Satınalma Anlaşması (ESA) uyarınca santralde üretilecek elektriğin yarısının 15 yıl süre ile satın alınması;

Santralin inşaatı, işletmeye alınması, güvenli ve emniyetli işletilmesi, modernizasyonu ve bakımı, işletme ömrü sonunda işletmeden çıkarılması; Projenin yatırım ve işletme dönemlerini kapsayan risklerin sigortalanması; Santralin işletme personelinin eğitimi ve yeniden eğitimi; Santral işletme personelinin eğitimi için simülatörlerde dâhil olmak üzere teknik eğitim tesislerinin kurulması ve işletilmesi; Santral için gerekli nükleer yakıtların uzun dönemli sözleşmeler ile temini; Atıkların güvenli yönetimi; Kullanılmış nükleer yakıtların Rusya’ya taşınması; Projeye Türk firmalarının maksimum düzeyde katılımının sağlanması; Halkın bilgilendirilmesi.

2010 yılında Türkiye Cumhuriyeti ile ve

Rusya Federasyonu arasında

imzalanan Akkuyu Sahasında Bir

Nükleer Santralın Kurulması ve

İşletilmesine Dair Hükümetlerarası

Anlaşma, Yap - Sahip Ol - İşlet

modeline dayanmaktadır.

Yap-Sahip Ol-İşlet modeli, anahtar

teslim satınalma modeli ile

karşılaştırıldığında projenin

yürütülmesinde finansal altyapının

önemi açıktır. Akkuyu Nükleer A.Ş.

(Proje Şirketi) nükleer santrali sadece

inşa etmekle kalmayacak, işletecek ve

işletmeden çıkarılmasını da

gerçekleştirecektir. Ayrıca, anlaşmanın

geneline bakıldığında Rus tarafınca

üstlenilen başta finansman riski olmak

üzere tüm riskler göz önüne alındığında

12,35 ABD sent/kWh alış fiyatının

makul olduğu daha net ortaya

çıkmaktadır.

Nükleer santral projeleri; başından

sonuna kadar yüksek kalitede

71

uzmanlık, tecrübe, çalışanların sürekli

eğitimi ve sıkı denetimlerin yapılmasını

gerektirir, yaklaşık 100 yılı kapsar,

bundan dolayı da bu projelerde

işletmeci ve ev sahibi ülke kurum ve

kuruluşlarının arasında sağlam

işbirliğinin kurulması çok önemlidir.

Güçlü işbirlikleri endüstriyel riskleri

azaltır, kamuoyunun projeye olan

güvenini artırır ve finansmanı

güçlendirir.

Elektrik Satınalım Anlaşması(ESA),

Proje Şirketi ile TETAŞ arasında

imzalanacaktır. ESA uyarınca TETAŞ,

Akkuyu nükleer santralinin ilk iki

ünitesinde üretilecek elektriğin %70’ini,

üçüncü ve dördüncü ünitelerde

üretilecek elektriğin ise %30’unu her

bir ünitenin işletmeye alınmasından

itibaren 15 yıl süreyle ağırlıklı ortalama

12,35 ABD sent/kWh’den (fiyat limiti

üst tavanı 15,33 ABD sent/kWh’dir)

satın alacaktır. Söz konusu birim fiyat;

yatırım bedeli, sabit işletme bedeli,

değişken işletme bedeli ve yakıt

bedelinden oluşmaktadır. Birim fiyat

bileşenlerine eskalasyon

uygulanmayacak ve ESA dönemi

içinde birim fiyatta artış talep

edilemeyecektir. Ancak, Anlaşma’nın

imza tarihinden sonra Türk kanun ve

düzenlemelerinde meydana gelecek

değişiklikler sonucu ortaya çıkacak

maliyetteki değişiklikler TETAŞ’a satın

alacağı elektrik yüzdesi ile orantılı

olarak yansıtılacaktır.

Diğer taraftan, her bir ünite için

ESA’nın sona ermesini müteakip proje

şirketi, santral işletme ömrü boyunca

net kârının %20’sini Türk tarafına

verecektir.

Proje şirketi, ESA çerçevesinde

TETAŞ tarafından satın alınacak

elektrik için atık fonuna 0,15 ABD

sent/kWh ve işletmeden çıkarma

fonuna 0,15 ABD sent/kWh tutarında

ayrı bir ödeme yapacaktır. ESA

dışında satılan elektrik için proje şirketi

yürürlükteki Türk kanunları ve

düzenlemeleri uyarınca gerekli

ödemeleri ilgili fonlara yapacaktır.

Proje Şirketi, “Kurucu” sıfatıyla

tanınmak için Türkiye Atom Enerjisi

Kurumuna başvuruda bulunmuş ve 28

Şubat 2011 tarihinde Türkiye Atom

Enerjisi Kurumu (TAEK), Akkuyu NGS

Elektrik Üretim A.Ş.’yi kurucu olarak

tanıdığını şirkete bildirmiştir. Daha

sonrasında projeye ilişkin sahanın,

santralin işletmeden çıkarılmasına

kadar bedelsiz olarak, proje şirketine

tahsis işlemleri tamamlanmıştır.

Proje Şirketi; 24 Kasım 2011 tarihinde

EPDK’ya Elektrik Üretim Lisansı

72

başvurusunu ve 2 Aralık 2011 tarihinde

Çevre ve Şehircilik Bakanlığı’na ÇED

Başvuru Dosyasını sunmuştur. 1 Aralık

2014 tarihinde Çevre ve Şehircilik

Bakanlığı tarafından ÇED olumlu

kararı verilmiştir. Diğer taraftan,

TETAŞ ile proje şirketi arasında ESA

Sözleşmesinin neticelendirilmesine

ilişkin görüşmeler devam etmektedir.

Santralın gerek inşaatı gerekse

işletilmesi sırasında mümkün

olduğunca Türk personelin eğitilmesi,

çalıştırılması ve insan kaynaklarının

geliştirilmesi hedeflenmektedir. Bu

kapsamda; 2010 yılından beri

Rusya’ya, nükleer mühendislik eğitimi

almak üzere Türk öğrenciler

gönderilmektedir. Şu anda toplam 265

öğrencimiz Rusya’da MEPhI

Üniversitesi’nde öğrenim görmektedir.

Bu sayının Akkuyu nükleer santrali

işletmeye alındığında 600’e ulaşması

hedeflenmektedir.

Diğer taraftan, kabiliyetleri ve

yeterlilikleri kapsamında maksimum

düzeyde Türk şirketlerinin nükleer

santral projelerine dâhil edilmesi

hedeflenmektedir. Bu kapsamda, 546

yerli firmalarımız internet üzerinde

yapılan ankete katılmış, 278 firmamız

ile de yüz yüze görüşmeler yapılarak

mevcut kabiliyetlerimize yönelik

envanter çalışması yapılmıştır.

Akkuyu nükleer santralinin inşaatına

2018 yılı sonuna kadar başlanması

öngörülmektedir. İlk ünitesinin 2023

yılında diğer ünitelerin de birer yıl

arayla 2026 yılı sonuna kadar

işletmeye alınması planlanmaktadır.

4.3.2 Sinop Nükleer Santral Projesi

3 Mayıs 2013 tarihinde Japonya ile

imzalanan milletlerarası anlaşma

uyarınca, Sinop ili sınırları içerisinde 4

adet (ünite) ATMEA-1 tipi nükleer

santral kurulacaktır. Söz konusu

santrallerin toplam kurulu gücü 4480

MWe, her bir santralin işletme ömrü ise

60 yıl olacaktır. Santralin inşasına

2019 yılı sonuna kadar başlanması

hedeflenmektedir. Anlaşma uyarınca,

santralin ilk iki ünitesinin 2023 ve 2024

yıllarında, diğer ünitelerinin ise 2027 ve

2028 yıllarında işletmeye alınması

planlanmaktadır.

Türk-Japon Üniversitesinin

kurulmasına yönelik çalışmalar devam

etmektedir.

Sinop’ta kurulacak nükleer santrallerin

inşası, işletimi ve sökümü; EÜAŞ ve

Japon Konsorsiyumu’nun

Konsorsiyumu kuracakları proje şirketi

tarafından gerçekleştirilecektir. Japon

Konsorsiyumu, Japon Ithochu ve

Mitsubishi Heavy Industry şirketleri ile

Fransız ENGIE şirketini içermektedir.

73

Milletlerarası anlaşma, 1 Nisan 2015

tarihinde TBMM tarafından

onaylanmıştır. Sonrasında ise 10

Nisan 2015 tarihli ve 29322 sayılı

Resmi gazete yayınlanarak yürürlüğe

girmiştir.

Sinop’ta inşa edilmesi planlanan ikinci

nükleer santrale ilişkin sahanın

uygunluğunu teyit etmek amacıyla

fizibilite çalışmalarına devam

edilmektedir. Fizibilite çalışmaları

kapsamında kıyıda ve karada saha

karakteristiğinin anlaşılması ve nükleer

santral yapımına uygun olup

olmadığının anlaşılabilmesi için en ileri

teknoloji kullanılarak saha etütleri

yapılmaktadır. Ayrıca çevresel etki

değerlendirme (ÇED) çalışmalarına

altlık oluşturacak veriler

toplanmaktadır. Teknik faaliyetler

dışında ekonomik etki değerlendirmesi

ve yerlileştirme faaliyetleri sürmektedir.

4.3.3 Üçüncü Nükleer Santral Projesi

Ülkemizde 3. nükleer santral projesinin

geliştirilmesine yönelik olarak

24.11.2014 tarihinde EÜAŞ ile

Westinghouse EC ve SNPTC şirketleri

arasında bir mutabakat zaptı

imzalanmıştır.

Santral sahası yer seçimine ilişkin

olarak daha önce, Bakanlığımızla

birlikte ilgili diğer bakanlıklar ve

kurumlarla ortak çalışmalar yapılmış

olup benzer çalışmalar, söz konusu

Mutabakat Zaptının imzalanmasından

sonra yabancı uzmanlar tarafından da

sürdürülmektedir.

Bahsi geçen çalışmalar, başta

depremsellik olmak üzere, yeterli

soğutma suyunun mevcudiyeti, arazi

topoğrafyası, jeolojik formasyonlar,

ulaşım ve iletim altyapısı gibi birçok

teknik parametre ve Uluslararası Atom

Enerjisi Ajansının belirlediği ilkeler ve

yaklaşımlar dikkate alınarak

yürütülmektedir.

Bugüne kadar, yukarıda belirtilen

kriterler doğrultusunda ülkemiz

çapında farklı bölgelerde yapılan

araştırmalar neticesinde

sonuçlandırılmış bir çalışma veya

kesinleşmiş herhangi bir karar

bulunmamakta olup, araştırmalar

devam etmektedir.

75

5. ÜLKEMİZ ENERJİ DİPLOMASİSİ

Ülkemiz dünyanın mevcut petrol ve

doğal gaz kaynaklarının % 70’inin yer

aldığı ve söz konusu kaynaklara ihtiyaç

duyulan bölgelere yakın konumuyla

jeostratejik açıdan büyük öneme

haizdir. Ülkemiz yürütmekte olduğu

enerji diplomasisi ile diğer ülkelerle

enerji ilişkilerini, karşılıklı yarar

temelinde, pozitif bağımlılık esasında,

enerji arz ve talep güvenliğini dikkate

alarak istikrarın ve refahın bir aracı

olarak geliştirmekte ve uygulamaktadır.

Bu kapsamda üretici ve tüketici ülkeler

ile yakın ilişkiler kurulmasını ve

geliştirilen işbirliklerinin çok taraflı fayda

yaklaşımıyla sürdürülmesini

planlamaktadır.

Diğer Taraftan, dünya politikasındaki

dengelerin iki kutuplu düzenden tek

kutuplu düzene geçtiği Soğuk Savaş

sonrası dönem, 11 Eylül'den sonra

ABD, Rusya, Avrupa Birliği, Çin gibi

birden fazla büyük gücün dengelediği

değişen dünya düzeninde, bölgesel

güçler her zamankinden daha önemli

hale gelmiş ve bölgelerinden

başlayarak politika yapımı sürecinde

önemli yer almaya başlamışlardır. Bu

perspektiften bakıldığında, enerji

politikalarımızın oluşturulmasında da

küresel dengelerin yadsınamaz etkisi

olduğu malumunuzdur.

5.1 Enerji Sektöründeki Küresel

Gelişmeler

Hızlı nüfus artışı, ekonomik büyüme ve

sürdürülebilir kalkınma, enerji talebini

ve fiyatlarını artırmaktadır. Bu durumda,

sadece yatırım yapılması; iyi teknik

işbirliğinin sağlanması ve ticari

anlaşmaların düzgün işletilmesi yeterli

olmamakta, aynı zamanda güven ve

şeffaflık üzerine kurulmuş güçlü politik

ilişkilerin geliştirilmesi de önem

kazanmaktadır.

Enerji istikrarının sağlanmasına

uluslararası toplum tarafından önem

veriliyorsa, öncelikle bölgeler içerisinde

ve sonrasında bölgeler arasında enerji

politikalarının en iyi şekilde tesis

edilebilmesi için her türlü gayretin

sergilenmesi gerekmektedir.

Enerji arz güvenliği, dünya ekonomik ve

siyasi yaşamının önemli bir

belirleyicisidir. Enerjinin kullanımının

tüm alanlarda artış göstermesi

sebebiyle, günümüzde ülkelerin

ekonomik ve politik istikrar göstergeleri

doğrudan enerji arz güvenliğinin

sağlanmasına bağımlı hale gelmiştir.

Ancak, enerji kaynaklarının genel itibari

76

ile az sayıda ülkenin elinde olması

enerji arz güvenliği sorununu

doğurmaktadır.

Dünya enerji talebi, her ülkede farklı

oranlarda olmakla birlikte, küresel

ölçekte sürekli artmakta ve bu talebi

karşılamak için gereken küresel enerji

yatırımları da giderek büyümektedir.

Ülkelerin önceliği, enerji yatırımlarının

gerçekleştirilmesi yönündedir.

2013 ve 2040 yılları arasında dünya

birincil enerji talebinin % 32 oranında

artış göstermesi öngörülmektedir. Talep

artışındaki yavaşlama enerji verimliliği

ve küresel ekonominin daha az enerji

yoğun aktiviteler lehine ilerleme

göstermesinden dolayıdır. GSYİH

büyüme oranı enerji talebindeki en

önemli faktördür. Uluslararası Enerji

Ajansı (UEA) çalışmalarına göre 2013-

2040 yılları arasında küresel GSYİH

büyümesi ortalama % 3,5 oranında

gerçekleşecektir. Sahra-altı Afrika

ekonomileri ve OECD dışı Asya ülkeleri

en hızlı büyümeyi göstermektedirler.

Talepte artışın diğer bir nedeni de nüfus

artışı olarak nitelendirilmektedir. UEA

çalışmalarında 2013-2040 yılları

arasında dünya nüfusunun 7,1

milyardan 9 milyara ulaşması

öngörülmektedir. 2030 yılında Çin

nüfusu üst seviyeye ulaşacak ve

Hindistan da dünyanın en fazla

nüfusuna sahip ülke durumuna

gelecektir. Nüfus daha çok şehirlerde

yoğunlaşacaktır.

2040 yılında, petrol, doğal gaz ve

kömürün talebin dörtte birini

oluşturması, geri kalan bölümü ise

düşük karbonlu yakıtların (özellikle

yenilenebilir enerji ve nükleer enerji)

oluşturması öngörülmektedir. Petrol

başlıca kaynak olmaya devam

edecektir; ancak en hızlı artış

yenilenebilir enerjide olacaktır.

Petrolde %12, kömürde %12, doğal

gazda %46, nükleerde %86 ve

yenilenebilir enerjide %80 oranında

artış beklenmektedir. Enerjiden

kaynaklanan emisyonlar ise, %16

oranında artış gösterecektir.

Gelişmekte olan ekonomiler, küresel

enerji talebi artışının %90'ından

fazlasına neden olacaklardır. Gelecek

on yıl için en önemli artış Çin’den

kaynaklansa da, 2025 yılından sonra

Hindistan talep artışının en büyük

olduğu ülke konumuna gelecektir.

Nihai enerji biçimi olarak en fazla talep

artışı elektrikte görülecektir. Payı azalsa

da, kömür en önemli elektrik üretim

kaynağı olacaktır ve bölgesel eğilimler

açısından kömür fiyatları, önemini

korumaya devam edecektir.

77

Elektrik üretimindeki yenilenebilir

kaynakların oranı yaklaşık üç kat artış

gösterecektir ve yenilenebilir

kaynakların 2013 yılında % 22 olan

toplamdaki payı 2040’ta yılında %34'e

ulaşacaktır. Bölgeler arasındaki farklı

doğal gaz ve elektrik fiyatları, sanayi

rekabetçiliğini etkileyecektir.

2014 yılında günlük 90,6 milyon varil

olan petrol talebi; 2040 yılında günlük

103,5 milyon varile ulaşacaktır. Küresel

artışın üçte biri, Asya'da yol

taşımacılığından kaynaklanmaktadır.

Dünyadaki petrol ürünleri talebi, Asya

ve Orta Doğu'ya kaymaktadır.

2020 yılına kadar, OPEC üyeleri dışı

petrol üretiminin artış göstermesi, 2020

yılından sonra ise OPEC üretiminin

yeniden artış göstermesi ve uzun

süredir koruduğu % 40 oranından 2040

yılında % 49’a ulaşması

öngörülmektedir. 2020 yılına kadar

ABD, Kanada ve Brezilya öncü konuma

geleceklerdir. 2020 yılından sonra

Rusya, Çin ve Kazakistan ve daha

sonra ABD’de üretimin düşmesi ve

başta Orta Doğu ülkeleri olmak üzere

OPEC ülkeleri üretiminin artış

göstermesi öngörülmektedir. Kanada

ve Brezilya da önemli üreticiler olmaya

devam edeceklerdir.

2035 yılında Çin’in AB ve Orta

Doğu’dan sonra küresel doğal gaz

talebini en çok artıran ülke olması

öngörülmektedir. 2040 yılında doğal

gazın ABD’de en çok kullanılan kaynak

olması ve ABD’nin en önemli üretici

konumunda olması öngörülmektedir.

2035 yılı yaklaştıkça AB gaz talebinin,

2010 yılı düzeylerine inmesi

öngörülmektedir.

Yaklaşık 1,3 milyar insanın elektriğe

erişiminin olmadığı ve 2,6 milyar

insanın pişirmede geleneksel biokütle

kullandıkları da insani boyutta göz ardı

etmememiz gereken dünya

gerçekleridir.

Bu gelişmeler kapsamında, enerji

alanında dengelerin değişmekte

olduğunu, bu çerçevede dış politika ve

enerji politikasının çoğu zaman iç içe

geçebildiğini, bölgelerde yaşanan siyasi

ve ekonomik gelişmelerin enerji sektörü

açısından belirleyici nitelikte olduğunu

görmekteyiz.

5.2 Enerji Diplomasisi Kapsamındaki

Faaliyetlerimiz

Bakanlığımız ülkemizin sahip olduğu

jeostratejik konumunu etkin kullanarak

bölgesel petrol ve doğal gaz

projelerinde öncü rol oynamak suretiyle

ulusal arz güvenliğinin sağlanması ve

bölgesel arz istikrarına katkıda

78

bulunulmasını esas alan politika ve

stratejileri uygulayarak ülkemizi enerji

koridoru ve terminali haline getirmeyi

hedeflemektedir.

Bu kapsamda, gündemde olan boru

hattı projeleri ile petrol ve doğal gaza

dayalı tesislerin kurulumunun

gerçekleştirilmesi için çeşitli ülkelerle

gerekli işbirlikleri sağlanmaktadır.

Ayrıca, elektrik arz güvenliğine katkı

sağlamak ve yeterli enerjinin kesintisiz

ve kaliteli bir şekilde temini açısından

komşu ülkelerle ikili ve çok taraflı

(bölgesel) olmak üzere elektrik

enterkoneksiyonlarına da önem

verilmektedir. Bu çerçevede, Hazar

Bölgesi, Orta Doğu ve Orta Asya’nın

zengin enerji kaynakları ile Avrupa ve

Dünya’daki tüketici pazarlar arasında

güvenilir, istikrarlı, ekonomik ve

çevreyle uyumlu bir enerji terminali

olma doğrultusunda çalışmalar


Ülkemiz; Ortadoğu, Hazar Bölgesi ve

Orta Asya gibi dünyanın ispatlanmış

petrol ve doğal gaz rezervlerince zengin

kaynak ülkelere coğrafi olarak yakın bir

konumda bulunmaktadır. Kaynak

ülkeler ile tüketici ülkeler arasında doğal

bir köprü konumunda olan Türkiye,

enerji kaynaklarının ve taşıma

güzergâhlarının çeşitlendirilmesini

sağlamaya yönelik projelerde önemli bir

aktör olarak yer almaktadır.

Ülkemizin jeopolitik ve jeostratejik

konumu, doğal kaynakların yetersiz

olduğu bölgelerde yaşayan insanların

hayatlarına olumlu katkılar sağlayacak

proje ve çalışmalarda yer alma

konusunda büyük bir sorumluluk

yüklemektedir. Enerji koridoru ve

terminali konseptimizi sağlamlaştıran

yurtdışı temaslarımızda, önceki

yıllardaki Türkiye algısı ile şimdiki

Türkiye algısı arasında büyük ölçüde

farklılıklar bulunduğu görülmektedir.

2035 yılına kadar %35’i aşan oranda

artması beklenen dünya enerji

tüketiminin büyük bir bölümünün içinde

bulunduğumuz bölgeden karşılanması

öngörülmektedir. Dünya petrol

rezervlerinin %65’i ve doğal gaz

rezervlerinin %71’i Türkiye’yi

çevreleyen Hazar Havzası ve Ortadoğu

ile Rusya Federasyonu’nda

bulunmaktadır. Türkiye, gerek coğrafi,

gerekse jeopolitik konumu ile Ortadoğu

ve Orta Asya’nın üretiminin dünya

pazarlarına ulaşmasında hem bir köprü

hem de bir terminal olma özelliği

taşımaktadır.

79

Türkiye, üretici bölgelerden enerji arzı

sağlayan önemli bir enerji ticareti

merkezi olma yolunda emin adımlarla

ilerlemektedir. Bu doğrultuda, uzun

yıllardır bölgemizde önemli projelerin

gerçekleştirilmesi için çaba

gösterilmektedir.

5.3 İkili İlişkilerimiz

Bölgemizde işbirliğine ve siyasi irade

tarafından desteklenen geniş çaplı

projelere büyük önem veren Türkiye,

Azerbaycan ile birlikte Trans Anadolu

Doğal Gaz Boru Hattı (TANAP)

Projesini geliştirerek Hazar gazının

Avrupa’ya ulaştırılabilmesi için önemli

bir adım atmıştır. Güney Gaz

Koridorunun gerçekleştirilmesini

sağlayacak olan TANAP Projesi ile ilk

aşamada Azeri gazının Avrupa’ya arz

edilmesi ve devamında başta

Türkmenistan olmak üzere, diğer Hazar

menşeili gazların Avrupa’ya

ulaştırılmasının önü açılmıştır. Proje ile

Şahdeniz Sahasının 2’inci

aşamasından üretilecek 16 milyar m3

doğal gazı taşıyacak, nihai olarak 32

milyar m3 kapasiteye ulaşabilecek,

yaklaşık 1850 km uzunluğunda ve 56

inç çapında bir boru hattının inşa

edilmesi planlanmaktadır. . TANAP

Projesi Temel Atma Töreni, 17 Mart

2015 tarihinde Kars ilimizde

gerçekleştirilmiştir. İlk gazın BOTAŞ’a

Eskişehir’de tesliminin Haziran 2018’de

gerçekleştirilmesi hedeflenmektedir. İlk

gazın TAP’a Yunanistan sınırında

teslimi için Haziran 2019’da hazır hale

gelinecek olmakla birlikte, TAP’ın proje

takvimine göre ilk teslimatın 2020 yılı

başında gerçekleşebileceği

öngörülmektedir. Projeye yönelik tüm

çalışmalar koordineli şekilde devam

etmektedir.

TANAP Projesi’ne Türkmen

doğalgazının dâhil olması konusunda

başlatılan görüşmelerin devamı olarak,

1 Mayıs 2015 tarihinde Türkiye,

Türkmenistan ve Azerbaycan’ın

Enerjiden Sorumlu Bakanları ve Avrupa

Komisyonu Başkan Yardımcısı enerji

güvenliği ve enerji kaynaklarının,

tedarik güzergâhlarının ve satış

piyasalarının çeşitlendirilmesi

hususlarını görüşmek amacıyla

Aşgabat’ta bir araya gelmişlerdir.

Toplantı sonunda enerji alanında

işbirliğinin geliştirilmesine ilişkin bir

Deklarasyon imzalamışlardır. Ülkemiz,

Türkmenistan, Azerbaycan, Gürcistan

ve Avrupa Komisyonu’nun katılımı ile

Türkmen Gazı’nın Hazar Denizi

üzerinden ülkemize ve daha sonra

Avrupa’ya ulaştırılmasına (Hazar

Geçişli Doğalgaz Boru Hattı Projesi-

HGDP) yönelik beşli diyalog süreci

başlamıştır. Bu kapsamda

80

oluşturulmasına karar verilen Çalışma

Grubunun ilk toplantısı 14 Temmuz

2015 tarihinde Brüksel’de

gerçekleştirilmiştir. 22 Şubat 2016

tarihinde İstanbul’da gerçekleştirilen

ikinci toplantıda ise anılan projenin

hayata geçirilmesinin önündeki fiziksel

ve hukuki altyapılara dair eksiklikler

üzerinde tartışılmıştır. Söz konusu

toplantı sırasında Avrupa Komisyonu

tarafından bir sonraki toplantının

geçtiğimiz Haziran ayında Viyana’da

düzenlenmesi teklif edilmiş olup toplantı

sonrasında tarih önerisine dair

tarafımızla henüz iletişime

geçilmemiştir.

Ortadoğu bağlamında bölgesel bir

ayrım gözetmeksizin Irak hidrokarbon

kaynaklarının güvenilir bir güzergâh

olan Türkiye üzerinden uluslararası

piyasalara olan arzını artıracak

projelerde ülkemiz aktif bir şekilde

etkinliğini sürdürmektedir. Bu

çerçevede, bir yandan ülkenin zengin

hidrokarbon yataklarının geliştirilmesi

projelerinde Türk şirketleri yoğun

gayretler sergilerken, diğer yandan da

üretilen kaynakları uluslararası

pazarlara ulaştıracak mevcut Irak-

Türkiye Ham Petrol Boru Hattı’nın tam

kapasiteyle çalıştırılması ve altyapı

tesislerinin güçlendirilmesi yönünde

çalışmalar sürdürülmektedir.

Ayrıca, başta komşu ülkeler olmak

üzere enerji üreticisi ülkelerle (Lübnan,

Nijerya, Güney Afrika Cumhuriyeti,

Kenya, Gabon, Somali, Botswana,

Ekvator Ginesi gibi) kamunun ve aynı

zamanda özel sektörün de bu ülkelere

yatırım yapabilmesinin mümkün olması

yönünde çalışmalar

gerçekleştirilmektedir.

Enerji ve madencilik alanında işbirliğinin

arttırılması için 2015 yılında

Azerbaycan, Slovenya, Macaristan,

Gürcistan, Tanzanya ile ikili düzeyde

işbirliği belgeleri (Protokol, Mutabakat

Zaptı, Niyet Mektubu, Anlaşma), çok

taraflı olarak ise Güney Gaz Koridoru

Ortak Bildirgesi ve AB-Türkmenistan-

Azerbaycan Enerji Alanında İşbirliği

Deklarasyonu imzalanmıştır. 2016 yılı

ilk yarısında ise, Somali, Gana, Gine,

Uganda, Çin ile elektrik, nükleer enerji,

hidrokarbon, madencilik ve enerji

alanlarında işbirliğini öngören

Mutabakat Zabıtları imzalanmıştır.

Haziran 2016’da Sayın Bakanımızın

başkanlığında nükleer enerjisi alanında

teknik müzakerelerin yapılması

amacıyla Çin’e bir ziyaret

gerçekleştirilmiştir. Ziyaret marjında,

Çin Ulusal Enerji İdaresi ile Sivil Nükleer

Enerji Alanında İşbirliğine İlişkin

Mutabakat Zaptı imzalanmıştır.

81

Temmuz 2016’da Gazze’nin elektrik

kapasitesinin tespiti ve ihtiyaçların

belirlenmesi amacıyla Bakanlığımız

teknik heyeti Gazze/Filistin’e teknik bir

ziyaret gerçekleştirmiştir.

Ekim 2016’da Çin ile ülkemizde nükleer

güç santrali projesi ve ülkemizdeki

nükleer güç endüstrisini geliştirmeye

dair Mutabakat Zaptı, Venezuela ile

Bakanlığımız ve Venezuela Petrol ve

Madencilik Bakanlığı Arasında

Tamamlayıcı Anlaşma, KKTC ile de

Enerji Alanında İşbirliğine İlişkin

Anlaşma imzalanmıştır.

Madencilik alanında teknik heyetlerimiz

Rusya, Çin, Kanada ve ABD’deki

maden sahalarına ziyaretler

gerçekleştirmiştir. Ayrıca, Almanya’da

yerleşik uluslararası bir örgüt olan ISSA

Mining ile madencilik konusunda

kapsamlı işbirliğini öngören anlaşma

Nisan 2015’te imzalanmıştır. Ağustos

ve Kasım 2015’te birer çalışma grubu

toplantısı düzenlenmiştir.

Son olarak, Bakanlığımızın Afrika’ya

açılım stratejisi kapsamında geçtiğimiz

yıllarda olduğu gibi bu yılda, Afrika

ülkeleri ile ilgili çalışmalarımız devam

etmektedir. 2011’den günümüze kadar

Mısır, Cibuti, Kamerun, Nijer, Sudan,

Kenya, Gambiya, Gana, Gine, Uganda,

Somali ve Tanzanya ile enerji ve

madenler alanında işbirliğimizi

geliştirmek üzere Mutabakat Zabıtları

imzalanmıştır. Önümüzdeki dönemde

ise, Nijerya, Güney Afrika Cumhuriyeti,

Gabon, Moritanya, Botswana,

Mozambik, Zambiya, Burkina Faso,

Namibya, Etiyopya ve Kongo ile benzer

anlaşmalar imzalanmasına yönelik

çalışmalar sürdürülmektedir.

Kamu ve özel sektörün Afrika’yı

tanıması ve yatırım fırsatlarının

öğrenilmesi amacıyla Bakanlığımız

“Enerji Takımları” mekanizmasını

oluşturmuştur. Bugüne kadar, Sudan,

Yemen, Somali ve Nijer’e

bürokratlarımız ve işadamlarımızın yer

aldığı enerji takımları gönderilmiştir.

Önümüzdeki dönemde, Gabon,

Etiyopya, Kenya, , Mozambik, Güney

Afrika Cumhuriyeti, Gana, Moritanya,

Tanzanya, Fildişi Sahilleri ve

Nijerya’nın öncelikli ülkeler olarak

ziyaret edilebileceği düşünülmektedir.

Yüzer Santral Gemileri (Powership) ile

Afrika ülkelerinin elektriğe erişim

sorununa çözüm bulunmaya

çalışılmaktadır. Son dönemde özel

sektörümüzün yüzer santral gönderdiği

ülkelerden birisi Gana’dır.

İnsani yardım olarak ise, THY

sponsorluğunda ve Bakanlığımız

koordinesinde, kırsal alanda sağlık

82

ocaklarında aşı dolaplarının kesintisiz

çalışabilmesi için taşınabilir güneş

enerjisi sistemleri kurulumları

gerçekleştirilmektedir. Hedefimiz,

Sahra-Altı Afrika ülkelerinde yaklaşık

100 sistemin kurulmasıdır.

5.4 Çok Taraflı İlişkilerimiz

Çok Taraflı ilişkiler bağlamında ise; arz

güvenliği, yenilenebilir enerji, enerji

kaynaklarının çeşitlendirilmesi vs.

konularında farkındalık

yaratılması/gelişmelerin

öğrenilmesi/karşılıklı görüş

alışverişinde bulunulması amacıyla

uluslararası kuruluşlarla işbirliği içinde

kongre/konferans/seminer benzeri

etkinlikler düzenlenmesi faaliyetlerimiz

devam etmektedir.

Ekonomik İşbirliği Teşkilatı (EİT)

Enerji/Petrol Bakanları Toplantısı’nın

2016 yılı sonlarında ülkemizde

düzenlenmesi öngörülmektedir.

Birinci D-8 Enerji Bakanları

Toplantısı’nın da 2017 yılı içinde

ülkemizde düzenlenmesi

öngörülmektedir.

2015 yılında ülkemizin G-20 Dönem

Başkanı olması nedeniyle

düzenlemekte olduğumuz enerji

alanındaki çalıştaylar ve çalışma grubu

toplantıları ülkemizin enerji

politikalarının anlatılması açısından

önemli bir fırsat teşkil etmiştir.

2015 yılı Türkiye Dönem Başkanlığı'nda

Bakanlığımızca koordine edilen G20

Enerjinin Sürdürülebilirliği Çalışma

Grubu tarafından herkes için enerjiye

erişim, enerji verimliliği, yenilenebilir

enerji, piyasaların şeffaflığı, verimsiz

fosil yakıt sübvansiyonları konuları ele

alınmıştır. Çalışma Grubu

Toplantılarının ilki 24-25 Şubat 2015

tarihlerinde Antalya’da; İkinci Çalışma

Grubu Toplantısı ise 25-26 Mayıs 2015

tarihlerinde İstanbul’da

gerçekleştirilmiştir. Üçüncü Çalışma

Grubu Toplantısı da 1-3 Eylül 2015

tarihlerinde İzmir’de gerçekleştirilmiştir.

“Herkes için Enerjiye Erişim” gündem

maddesi kapsamında özellikle Sahra-

altı Afrika ülkeleri üzerinde

yoğunlaşılmıştır.

1 Ekim 2015 tarihinde G20 ülkeleri

Bakanları, Sahra-altı Afrika ülkeleri

Bakanları, uluslararası kuruluşlar üst

düzey yöneticileri, kurumsal yatırımcılar

ve özel sektör katılımları ile “G20 Sahra-

altı Afrika’da Enerjiye Erişim Üst Düzey

Konferansı” düzenlenmiştir. Sahra-altı

Afrika’daki enerji yatırım ihtiyaçları, özel

sektör yatırımlarının önündeki engeller

ve çözüm yolları ile somut projeler ele

alınmıştır. Toplantı öncesinde B20 ile

birlikte bir iş forumu düzenlenmiştir.

83

Konferans sonrasında, G20 tarihindeki

ilk G20 Enerji Bakanları Toplantısı 2

Ekim 2015 tarihinde İstanbul’da

düzenlenmiştir. Toplantı sonunda “G20

Enerji Bakanları Bildirisi” metni kabul

edilmiştir. Ayrıca “G20 Enerjiye Erişim

Aksiyon Planı” ve “G20 Yenilenebilir

Enerji Seçenekleri Belgesi” kabul

edilmiştir. Geçtiğimiz yıl kabul edilen

“G20 Enerji Verimliliği Aksiyon Planı”

kapsamında Dönem Başkanlığımızda

yürütülmüş olan çalışmaların yer aldığı

rapor da G20 Enerji Bakanlarına

sunulmuştur.

2016 yılı G20 Dönem Başkanlığı Çin

tarafından yürütülmüş olup, Çin Dönem

Başkanlığı’nda ilk Enerjinin

Sürdürülebilirliği Çalışma Grubu

Toplantısı (ESWG) 28 Ocak 2016

tarihinde Xiamen’de, ikinci ESWG

Toplantısı 12-14 Nisan 2016

tarihlerinde Shenzhen’de

gerçekleştirilmiştir. Çin Dönem

Başkanlığı’nda ele alınan başlıca

gündem maddeleri enerjiye erişim,

enerji verimliliği, temiz enerji

(yenilenebilir enerji odaklı), küresel

enerji enterkoneksiyonu olarak

belirlenmiştir. Önceki Dönem

Başkanlıklarında tartışılmış olan

verimsiz fosil yakıt sübvansiyonlarının

kaldırılması, piyasaların şeffaflığı

gündem maddelerine ilişkin ilerlemeler

de değerlendirilmeye devam edilmiştir.

Üçüncü ESWG Toplantısı 28 Haziran

2016 tarihinde Pekin’de

gerçekleştirilmiştir. Çin Dönem

Başkanlığı’nca Pekin’de 29 Haziran

2016 tarihinde G20 Enerjiye Erişim

Konferansı ve G20 Doğal Gaz Günü; 30

Haziran 2016 tarihinde G20 Enerji

Bakanları Toplantısı düzenlenmiştir.

Söz konusu toplantılara Bakanımız

Sayın Berat Albayrak Başkanlığında

katılım sağlanmıştır. G20 Enerji

Bakanları Toplantısı’nda; “Bakanlar

Toplantısı Pekin Bildirisi”, “Asya ve

Pasifik’te Enerjiye Erişimin

Güçlendirilmesi: Başlıca Engeller ve

G20 Gönüllü İşbirliği Aksiyon Planı”,

“G20 Yenilenebilir Enerji Gönüllü

Aksiyon Planı” ve “Enerji Verimliliği

Öncü Programı” metinleri

benimsenmiştir. Ülkemiz ve Almanya

Çin Dönem Başkanlığı döneminde

ESWG grubunun ve düzenlenen

toplantıların Eşbaşkanlık görevini

yürütmüştür. G20 çalışmalarına

katkılarımız 2017 Almanya Dönem

Başkanlığı’nda da devam edecektir.


2016 yılı Eylül ayında düzenlenen 26.

Genel Konferansı’na Sayın Bakanımız

tarafından katılım sağlanmıştır. Ülkemiz

ve UAEA arasındaki yakın işbirliği

nükleer enerji programımızdaki

84

gelişmelerle birlikte ülkemizin ihtiyaçları

doğrultusunda devam etmektedir.

Ülkemiz önümüzdeki dönemde, birçok

önemli etkinliğe ev sahipliği yapmaya

devam edecektir. 23. Dünya Enerji

Kongresi 9-13 Ekim 2016 tarihlerinde

İstanbul’da büyük bir başarıyla

düzenlenmiştir. Kongreye dört ülke

devlet başkanı, 50’den fazla Bakan ve

uluslararası kuruluş Başkanı ile

toplamda 26’dan fazla konuşmacı

katılmıştır. 22. Dünya Petrol Kongresi 9-

13 Temmuz 2017 tarihlerinde

İstanbul'da düzenlenecektir.

Söz konusu etkinlikler, uluslararası

kuruluşlar/şirketler/devlet temsilcileri ile

iletişim kurma imkanı oluşturarak

işbirliği olanaklarının ve ülkemizin dış

platformlarda görünürlüğünün artması

açısından da fırsat teşkil etmektedir.

5.5 Avrupa Birliği ile İlişkilerimiz

Enerji Faslı’nın müzakereler açılmasına

yönelik çalışmalar devam etmekte olup

bu çerçevede; 2006 yılında yazılmış

olan Enerji Faslı Tarama Raporu’nun,

2016 yılında güncellenmesine ilişkin

çalışmalar kapsamında 8 Ocak 2016

tarihinde enerji sektöründeki her bir alt

sektöre dair güncel bilgiler, Avrupa

Komisyonu’na (AK) gönderilmiş,

sonrasında 2- 3 Mart 2016 tarihinde AB

Bakanlığı’nda AK teknik heyeti ile

Bakanlığımız, EPDK ve TAEK arasında

Tarama Raporu’na dair karşılıklı görüş

alışverişinde bulunulmuştur. İlaveten,

Rapor’un tarafımıza iletilen ilk iki

kısmına görüş ve değişiklik önerilerimiz

14 Nisan 2016 tarihinde AK’ya iletilmek

üzere AB Bakanlığına gönderilmiştir.

Fasıl henüz müzakerelere açılmamıştır.

Akdeniz’deki hidrokarbon arama

çalışmaları takip edilmektedir. Bölgede

doğalgaz arama faaliyetlerimiz

KKTC’nin deniz yetki alanlarında 7,

karada ise 2 olmak toplam 9 ruhsat

üzerinde yapılan arama-üretim

paylaşım anlaşması kapsamında

yürütülmektedir. Deniz alanlarında

Barbaros Hayreddin Paşa sismik gemisi

ile KKTC Magosa körfezinde ve Güney

Kıbrıs Alsancak-2B sahasında iki

boyutlu sismik veri toplama projesi

kapsamında çalışmalar


Elektrik arz güvenliğimiz kapsamında

Türkiye Elektrik Sistemi ile ENTSO-E

Kıta Avrupası Senkron Bölgesi (CESA)

arasında 2010 tarihinde başlanan

senkron paralel deneme işletme

sürecinde 2011 yılında 3. döneme

geçilmiş, Türkiye, Yunanistan ve

Bulgaristan arasında yapılan anlaşma

uyarınca söz konusu dönemde limitli

ticari elektrik alışverişi sürdürülmüştür.

85

ENTSO-E Avrupa Kıtası Bölge Grubu

(RGCE) 19.09.2013 tarihinde Türkiye

elektrik sistemi ile Kıta Avrupası elektrik

sisteminin kalıcı bağlantısının

gerçekleşmesini test eden deneme

sürecinin olumlu sonuçlarını

açıklamıştır. TEİAŞ ile ENTSO-E

arasında Uzun Dönem Anlaşması 15

Nisan 2015 tarihinde, ENTSO-E ile

TEİAŞ arasında Gözlemci Üyelik

Anlaşması ise 14 Ocak 2016 tarihinde

imzalanmıştır. Esas hedefimiz

TEİAŞ’ın ENTSO-E tam üyeliğidir.

Fakat, ENTSO-E yetkililerince tam

üyelik için TEİAŞ’ın AB Elektrik

Direktifi’ne uygun olarak ayrışmış

olması gerektiği ifade edilmiştir. Bu

çerçevede Bakanlığımız, AB yetkilileri

ve TEİAŞ arasında çalışmalar devam

etmektedir.

Akdeniz bölgesinde arz güvenliği ve

sürdürülebilir enerji temini bağlamında,

iletim sistemlerinin geliştirilmesi ve

iletim sistemi işleticileri arasında gerekli

işbirliğinin sağlanması amacıyla, 2012

yılında kurulan Akdeniz İletim Sistemi

İşleticileri Birliği- Association of the

Mediterranean Transmission System

Operators (Med-TSO) projesi

kapsamında TEİAŞ Doğu Grubunun

(Arnavutluk, Yunanistan, Türkiye, Mısır,

Suriye, Ürdün, Lübnan, Filistin) proje

yürütücüsü görevini üstlenmiştir. Bu

kapsamda Doğu Grubunun iletim

planlaması ile ilgili bugünü ve geleceği

ile ilgili raporlar oluşturulmuştur. 18

Kasım 2014’te Avrupa Komisyonu

Enerji ve İklim Değişikliği Genel

Müdürlüğü ile MED-TSO arasında

imzalanan bir Mutabakat Zaptı

çerçevesinde MED-TSO, AB adına

Akdeniz bölgesinde elektrik

enterkoneksiyonları ve elektrik iç

piyasalarının entegrasyonu konularında

çalışmalar gerçekleştirecektir.

12 Şubat 2015 tarihinde eski Sn.

Bakanımız Taner Yıldız ve Avrupa

Komisyonu Enerji Birliği Başkan

Yardımcısı Maroş Şefçoviç arasında

Bakü’de gerçekleşen görüşmede, Sn.

Şefçoviç tarafından AB ve Türkiye

arasında Yüksek Düzeyli Enerji

Diyaloğu toplantısının gerçekleştirilmesi

konusu gündeme getirilmiştir. Bu

çerçevede Bakanlığımızın daveti

üzerine AB-Türkiye Yüksek Düzeyli

Enerji Diyalogu açılış toplantısı 16 Mart

2015 tarihinde Ankara’da

gerçekleştirilmiştir. Yüksek Düzeyli

Enerji Diyalogunun ikinci toplantısı ise

28 Ocak 2016 tarihinde Sayın

Bakanımız Dr. Berat Albayrak ve

Enerjiden Sorumlu Avrupa Birliği

Komiseri Sayın Miguel Arias

CANETE’nin başkanlığında İstanbul’da

düzenlenmiştir. 23. Dünya Enerji

86

Kongresi marjında 11 Ekim 2016

tarihinde Sayın Bakanımız Dr. Berat

Albayrak ile Maroş Şevçoviç arasında

ikili bir görüşme gerçekleşmiştir.

AB ve Akdeniz ülkeleri arasında

işbirliğini artırmayı amaçlayan Akdeniz

için Birlik kapsamında oluşturulan

bölgesel elektrik piyasaları, doğalgaz,

yenilenebilir enerji ve enerji verimliliği

platformlarına ilişkin çalışma ilkelerini

içeren belgeler ülkemizin de görüşleri

doğrultusunda nihai haline getirilmiştir.

15 Haziran 2015 tarihinde Barselona’da

gerçekleştirilen Bölgesel Elektrik

Piyasası Platformu Hazırlık

Toplantısı’nda anılan platformun

çalışma esasları belgesi taslağı ele

alındıktan sonra 12 Ekim 2015 tarihinde

Rabat’ta gerçekleştirilen Açılış

Toplantısı’nda ise 2015 yılı sonuna

kadar hazırlanması öngörülen Platform

yol haritası üzerinde görüşülmüştür. 7

Mart 2016 tarihinde anılan platformun

ikinci toplantısı, 8 Mart 2016 tarihinde

ise Doğalgaz Platfomu’nun ilk

toplantısına katılım sağlanmıştır. 27-28

Eylül 2016 tarihlerinde Barselona’da

düzenlenen platform toplantıları ve

Yüksek Düzeyli Memurlar

Toplantısı’nda ise söz konusu platform

çalışma grupları ve 1 Aralık 2016

tarihinde Roma’da düzenlenecek Enerji

Bakanları Konferansı’nda imzalanması

öngörülen Bakanlar Bildirisi konularında

görüşülmüştür. Anılan platform

toplantıları ile platform çalışma grubu

faaliyetlerine aktif katılım sağlanmasına

devam edilecektir.

Enerji Topluluğu Gözlemci Üyeliğimiz

kapsamında Daimi Üst Düzey

Temsilciler Grubu, Enerji Verimliliği

Koordinasyon Grubu, Arz Güvenliği

Koordinasyon Grubu Doğalgaz ve

Elektrik Alt Grubu, 8. Bölge Elektrik

Borsaları Yuvarlak Masa toplantılarına

ve Elektrik Forumu, Petrol Forumu ve

Gaz Forumu etkinliklerine Bakanlığımız

ilgili birimlerinden katılım sağlanarak AB

Üye Devletleri ve EnT ülkelerindeki

elektrik ve doğalgaz iç pazarları ile

enerji verimliliği ve çevre konularında

kaydedilen ilerlemeler ve AB

mevzuatına uyum çalışmaları takip

edilmektedir.

5.6 Yürütülmekte Olan Projeler

TAIEX kapsamında IPA II Dönemi

İndikatif Strateji Belgesi çerçevesinde

yer alan göstergelerden elektrik arzının

kalitesinin ölçülmesine ilişkin uzman

desteği alınmak üzere TEİAŞ ile

koordineli bir şekilde bir proje

başvurusu yapılmıştır. 8-10 Haziran

2016 tarihlerinde düzenlenen Elektrik

Arzının Kalitesi başlıklı TAIEX Uzman

Desteği Programına TEİAŞ, TEDAŞ,

87

EÜAŞ, Enerji İşleri Genel Müdürlüğü ve

EPDK temsilcileri tarafından katılım

sağlanmıştır.

“AB Entegrasyon Sürecini Destekleme

Faaliyetleri Projesi-SEI” 2011

programlaması kapsamında

Bakanlığımızın yararlanıcısı olduğu

“Assistance for Development of

Legislative and Organizational

Framework for Management of Spent

Nuclear Fuel and Radioactive Waste

Generated in Turkey” (Kullanılmış

Yakıtların ve Radyoaktif Atıkların

İdaresi için Yasal ve Kurumsal

Çerçevenin Geliştirilmesi) başlıklı kısa

süreli eşleştirme (twinning light) projesi

kabul edilmiş olup ihale süreci

tamamlanmıştır. Fransa’da nükleer atık

idaresinden sorumlu olan ANDRA’nın

proje yöneticisi olduğu anılan projenin

başlangıç toplantısı 20 Ocak 2016

tarihinde gerçekleştirilmiştir. Projenin

uygulanmasına devam edilmektedir.

Avrupa Birliği Katılım Öncesi Yardım

Aracı (IPA) kapsamındaki Enerji Sektör

Programı Faz-1 ve Faz-2 projeleri

başlamıştır. Enerji Sektör Programı

Faz-1 Projesi kapsamında 11,8 milyon

Avro; Faz-2 Projesi kapsamında ise

39,1 milyon Avro tutarında hibeler

Avrupa Komisyonu tarafından

Bakanlığımıza sağlanmıştır. Söz

konusu projeler Dünya Bankası ve

Avrupa İmar ve Kalkınma Bankası

aracılığıyla yürütülmektedir. Projeler

Bakanlığımız kapasitesinin artırılması,

doğalgaz sektörünün geliştirilmesi,

enerji verimliliği ve yenilenebilir enerji

sektörlerinin geliştirilmesine yönelik

çalışmalar üzerine yoğunlaşmıştır.

2014-2020 yıllarını kapsayan IPA II

Döneminde AB Mali Yardımlarının/AB

Hibelerinin kullanılması için ise Avrupa

Komisyonu tarafından programlama ve

izleme yetkilerinin sektör bazında Lider

Kurumlara, enerji sektöründe

Bakanlığımıza devredilmesi; bunun için

ise Lider Kurumların Avrupa Komisyonu

nezdinde akredite olması koşulu

getirilmiştir. Bu kapsamda; Genel

Müdürlüğümüz 1 Eylül 2015 tarihinde

Avrupa Komisyonu tarafından

denetlenmiş ve Bakanlığımız IPA II

Dönemi’nde enerji sektörü için ayrılan

93,5 milyon Avroluk hibenin kullanımı

için projelerin hazırlanması ve hibenin

proje bazında etkin kullanılmasına

yönelik izlenmesinden sorumlu Lider

Kurum olarak akredite olmuştur.

Bakanlığımız, 2014-2017 yılları için

enerji sektörüne ayrılan IPA hibe

tutarları kadar projelendirme yapmış

durumdadır. 2014-2017 yıllarını

kapsayan döneme ilişkin hazırlanan

Sektör Planlama Belgesinde yer alan

88

projelerin toplam bütçesi 59,1 milyon

Avro tutarındadır.

IPA 2014 programlaması kapsamında

TEİAŞ’ın SCADA sisteminin

yenilenmesinde kullanılmak üzere 13

milyon Avro hibe tedarik edilmiştir. 2015

IPA programlaması kapsamında tedarik

edilen 30 milyon Avroluk hibe ise

belediyelerde ve üniversitelerde enerji

verimliliği ve yenilenebilir enerji

uygulamalarının desteklenmesi,

YEGM’nin enerji verimliliği alanında

kapasitesinin geliştirilmesi, EPDK’nın

performans bazlı tarife metodolojilerine

ilişkin kapasitesinin geliştirilmesi ve

BOTAŞ SCADA sistemi için teçhizat

alımı yapılmasında kullanılacaktır. 2017

projesi için enerji sektörüne 19 milyon

Avro hibe ayrılmıştır. Projelendirme

çalışmalarımız devam etmektedir.

Enerji verimliliği konusunda Dünya

Bankası aracılığıyla Küresel Çevre

Fonu (GEF) ile finanse edilen

“KOBİ’lerde Enerji Verimliliği Projesi”

yürütülmektedir. Ayrıca Birleşmiş

Milletler kuruluşları ile elektrikli ev

aletleri, binalarda enerji verimliliği ve

sanayide enerji verimliliği alanlarında

ayrı ayrı projeler yürütülmektedir.

Alman Federal Hükümeti ile yapılan

protokol kapsamında “Kamu

Binalarında Enerji Verimliliği Projesi”

için 110 milyon Avro tutarında kredi ve

2 milyon Avro tutarında hibe Alman

Kalkınma Bankası tarafından

Bakanlığımıza sağlanması için

Finansman Anlaşması çalışmaları

devam etmektedir. Söz konusu projede

KfW’ye ilaveten Dünya Bankası ile

birlikte Merkezi Kamu Binalarında

Enerji Verimliliği Projesi çalışmaları da


İlaveten, Alman İşbirliği Kuruluşu (GIZ)

ile kamu binalarında enerji verimliliği ve

şebekeye bağlı yenilenebilir enerjiler

konularında Bakanlığımızın

yararlanıcısı olduğu projelerin

yürütülmesi planlanmaktadır.

Yenilenebilir enerji projesinin içeriği ve

tarafların sorumluluğuna ilişkin hususlar

bir protokole bağlanmış olup söz

konusu proje kapsamında eğitimler

başlamış durumdadır.

Dünya Bankası işbirliğiyle ve Temiz

Teknoloji Fonu’ndan edinilecek hibe ile

gerçekleştirilmesi öngörülen Jeotermal

Sektörünün Geliştirilmesi Projesi’nde

ise projenin ana hatları üzerinde

mutabakata varılmıştır. Söz konusu

proje ile jeotermal arama ve doğrulama

sondajlarının başarısız olması

durumunda maliyetlerinin bir kısmının

yukarıda bahsi geçen hibeden

karşılanması amaçlanmaktadır.

89

Nükleer alanında da nükleer teknolojide

söz sahibi ülkelerle işbirliği

yürütülmektedir. Nükleer teknoloji

sahibi ülkeler arasında yer almak

ülkemiz açısından son derece

önemlidir.

Ülkemizin enerji bağımlılığının

azaltılması hedefi kapsamında 2013

yılının Mayıs ayında Japonya

Başbakanı Abe’nin Türkiye ziyareti

esnasında Sinop Nükleer Güç Santrali

Projesi’ne yönelik olarak Japonya ile

Hükümetlerarası Anlaşma

(Intergovernmental Agreement-IGA)

imzalanmıştır. 2013 yılı Mayıs ayından

sonra başlayan Ev Sahibi Hükümet

Anlaşması (Host Governmental

Agreement-HGA) müzakereleri 2014

yılı içerisinde tamamlanmıştır. Ayrıca,

HGA’nın ek olacağı Türkiye-Japonya

İşbirliği Zaptı da Ağustos ayında iki

ülkenin ilgili Bakanları tarafından

imzalanmıştır.

Mezkûr anlaşmalar; 12 Aralık 2014

tarihinde TBMM Dış İlişkiler Komisyonu

tarafından uygun bulunarak Genel

Kurul gündemine alınmıştır. Söz

konusu anlaşmalar ve anlaşmaların

onaylanmasının uygun bulunduğuna

dair kanun tasarısı 1 Nisan 2015

tarihinde TBMM Genel kurulunda

görüşülerek onaylanmış ve kabul

edilerek kanunlaştırılmıştır, 9 Nisan

2015 tarihinde ise Cumhurbaşkanımız

Sayın Recep Tayyip Erdoğan

tarafından da onaylanmıştır. 10 Nisan

2015 Tarihli ve 29322 Sayılı Resmî

Gazete’de “Türkiye Cumhuriyeti

Hükümeti ile Japonya Hükümeti

Arasında Türkiye Cumhuriyetinde

Nükleer Güç Santrallerinin ve Nükleer

Güç Sanayisinin Geliştirilmesi Alanında

İşbirliğine İlişkin Anlaşma ile Türkiye

Cumhuriyetinde Nükleer Güç

Santrallerinin ve Nükleer Güç

Sanayisinin Geliştirilmesine Dair

İşbirliği Zaptının Onaylanmasının

Uygun Bulunduğuna Dair Kanun” 6642

kanun sayısı ile yayımlanmıştır.

Japonya tarafında ise; Japonya’nın

Ankara Büyükelçiliği tarafından Dışişleri

Bakanlığımıza 12 Aralık 2014 tarihinde

sunulan notada belirtildiği üzere

Japonya tarafında söz konusu

anlaşmaların resmi onay süreci

tamamlanmış bulunmaktadır.

Sinop NGS Projesi kapsamında Proje

Şirketi’nin kurulmasına ilişkin

görüşmelerde son aşamaya gelinmiş

olup saha çalışmaları ise planlandığı

şekilde devam etmektedir. Ev Sahibi

Hükümet Anlaşması (HGA)’da belirtilen

18 aylık “Fizibilite Dönemi” başlamış

olup fizibilite raporu hazırlanacak ve

Bakanlığımız onayına sunulacaktır.

90

Fizibilite dönemi 30 Ocak 2017

tarihinde sona erecektir.

Ülkemizde kurulması planlanan üçüncü

nükleer güç santrali projesine ilişkin

olarak ABD menşeli Westinghouse ve

Çin menşeli SNTPC firmaları ile EÜAŞ

arasında 24 Kasım 2014 tarihinde MoU

imzalanmıştır. Sözkonusu MoU

kapsamında EÜAŞ koordinasyonunda

Westinghouse ve SNTPC firmaları

tarafından hazırlanan Rapor halihazırda

EÜAŞ ve Bakanlığımız tarafından

incelenmektedir.

Diğer taraftan, yerli linyit kömürü

rezervlerimizin ülke ekonomisine

kazandırılması amacıyla başta Afşin-

Elbistan olmak üzere muhtelif sahalara

ilişkin farklı ülke ve şirketler ile yürütülen

görüşmelere devam edilmektedir.

Kömürün yanı sıra ülkemizde enerji ve

madencilik alanında yatırım yapmak

isteyen yabancı şirketlere sözkonusu

alanlar ile ilgili sunumlar yapılmakta ve

bilgiler verilmektedir. İlaveten, bahse

konu yatırımların koordinasyonunun

sağlanmasını teminen ilgili kamu kurum

ve kuruluşlarının yanı sıra çatı

kuruluşlar ile de temaslar

yürütülmektedir.

Yürütülen projeler Türkiye’ye, petrol ve

doğal gaz gibi diğer enerji kaynaklarının

yanı sıra, bölgeler arasındaki elektrik

enerjisinin taşınması konusunda da

büyük bir potansiyel sağlamaktadır.

93

6. PETROL VE DOĞAL GAZ BORU HATLARI VE PROJELERİ

6.1 Uluslararası Transit Boru Hattı Projeleri

6.1.1 Irak-Türkiye Ham Petrol Boru

Hattı

Irak-Türkiye Ham Petrol Boru Hattı

(ITB), 27 Ağustos 1973 tarihinde,

Türkiye Cumhuriyeti ile Irak

Cumhuriyeti Hükümetleri arasında

imzalanan Ham Petrol Boru Hattı

Anlaşması çerçevesinde Irak’ın Kerkük

ve diğer üretim sahalarında üretilen

ham petrolün Ceyhan (Yumurtalık)

Deniz Terminaline ulaştırılması

amacıyla inşa edilmiştir. 40” çapında,

986 km uzunluğundaki ilk hat 1976

yılında işletmeye alınmış ve ilk tanker

yüklemesi 25 Mayıs 1977 tarihinde

gerçekleştirilmiştir. Birinci boru hattına

paralel olan ve inşaat çalışmaları 1985

yılında başlayan ikinci boru hattı 1987

yılında tamamlanmıştır. 46” lik bu boru

hattı ile yıllık taşıma kapasitesi 70,9

milyon tona yükseltilmiştir. 19 Eylül

2010 tarihinde Ülkemiz ile Irak arasında

ITB’nin süresi dolan anlaşmalarının ve

ilgili protokollerinin yenilenmesine ve 15

yıl boyunca uzatılmasına yönelik

Değişiklik Anlaşması imzalanmıştır.

2014 yılı Mayıs ayından itibaren IKBY

tarafından ITB hattına petrol pompajı

yapılmakta olup, halihazırda günlük

500-600 bin varil Irak petrolü Ceyhan

Terminaline gönderilmektedir. IKBY

tarafından petrol sevkiyatının

başlamasının ardından Irak Merkezi

Hükümeti konuyu 23 Mayıs 2014

tarihinde ICC nezdinde tahkime taşımış

bulunmaktadır. Yetki duruşması

gerçekleştirilmiş olup hakem heyeti söz

konusu davaya bakma yetkisinin olduğu

yönünde bir karar almıştır. Tahkim

süreci devam etmektedir.

6.1.2 Bakü-Tiflis-Ceyhan Ham Petrol

Boru Hattı (BTC)

Bakü-Tiflis-Ceyhan Ham Petrol Boru

Hattı (BTC) ile başta Azeri petrolü

olmak üzere, Hazar Bölgesi’nde

üretilecek petrolün emniyetli, ekonomik

ve çevresel açıdan uygun bir boru hattı

sistemi aracılığıyla Azerbaycan,

Gürcistan üzerinden Ceyhan’a

taşınması ve buradan da tankerlerle

dünya pazarlarına ulaştırılması

amaçlanmaktadır

Bu kapsamda, 18 Kasım 1999 tarihinde

Azerbaycan, Gürcistan ve Türkiye

arasında Hükümetlerarası Anlaşma

imzalanmıştır. Hükümetlerarası

Anlaşmanın eki olan Evsahibi Hükümet

Anlaşması ise 19 Ekim 2000 tarihinde

Türkiye Cumhuriyeti ile Ana İhraç Boru

94

Hattı İştirakçileri arasında

imzalanmıştır.

Toplam 1769 km uzunluğundaki BTC

boru hattının 1076 km’lik Türkiye

kısmının Anahtar Teslim Müteahhitliği

Boru Hatları İle Petrol Taşıma Anonim

Şirketi (BOTAŞ) tarafından

gerçekleştirilmiştir. Aynı zamanda boru

hattının Türkiye kısmının işletimi

BOTAŞ International Limited (BIL)

tarafından gerçekleştirilmektedir.

Bakü (Azerbaycan), Tiflis (Gürcistan)

üzerinden Ceyhan Terminaline ulaşan

boru hattının kapasitesi yıllık 50 milyon

tondur. 4 Haziran 2006 tarihinde

işletmeye alınan BTC Ham Petrol Boru

Hattı ile başta Azeri petrolü olmak

üzere, Hazar menşeili petroller,

emniyetli, ekonomik ve çevresel açıdan

uygun bir şekilde Ceyhan’a taşınmakta

ve buradan da tankerlerle dünya

pazarlarına ulaştırılmaktadır.

Eylül 2016 sonu itibariyle toplamda

yaklaşık 2 Milyar 560 Milyon Varil petrol

3354 tanker vasıtasıyla dünya

pazarlarına taşınmıştır.

Azerbaycan’daki üretime bağlı olarak

hattan zaman zaman Türkmen ve

Kazak petrolleri de taşınmaktadır.

6.1.3 Trans Anadolu Doğal Gaz Boru

Hattı Projesi (TANAP)

Ülkemizin artan doğal gaz talebinin

karşılanabilmesi amacıyla Azerbaycan

Hükümeti ve Azerbaycan’ın Şahdeniz

Sahasını geliştiren Şahdeniz

Konsorsiyumu ile görüşmeler

yürütülmüş ve 25 Ekim 2011 tarihinde

2018 yılından başlayarak yıllık 6 milyar

m3 Azeri gazının Ülkemize arzını

öngören anlaşma imzalanmıştır. Ayrıca,

yıllık 10 milyar m3 Azeri gazının inşa

edilecek yeni bir boru hattı ile Ülkemiz

üzerinden Avrupa’ya transit taşınması

için 26 Haziran 2012 tarihinde Trans

Anadolu Doğal Gaz Boru Hattı diğer

adıyla TANAP Projesine ilişkin

Azerbaycan ile Ülkemiz arasında bir

Hükümetlerarası Anlaşma ve

Hükümetimiz ile Proje Şirketi arasında

bu Hükümetlerarası Anlaşmaya ek Ev

Sahibi Hükümet Anlaşması

imzalanmıştır. Bu anlaşmalar ile

TANAP Projesinin hayata geçirilmesini

sağlayacak hukuki altyapı tesis

edilmiştir. Toplam yatırım miktarı 45

milyar Dolar’a ulaşan, Şah Deniz Faz

II, Güney Kafkasya Boru Hattı

Genişleme Projesi (SCPX), TANAP ve

Trans Adriyatik Doğal Gaz Boru

Hattı’nın nihai yatırım kararları Aralık

2013’te Bakü’de düzenlenen bir törenle

alınmıştır. Ülkemiz TPAO vasıtasıyla

95

Şah Deniz Faz II ile Güney Kafkasya

Boru Hattı Genişleme Projesinde %19

ve BOTAŞ vasıtasıyla TANAP

Projesinde %30 hisseye sahiptir.

Böylelikle Ülkemiz doğal gazın

üretiminden son kullanıcıya kesintisiz

ve uygun koşullarda arz edilmesine

kadar olan süreçlerin tümünde aktif bir

rol oynamaktadır.

TANAP Projesi ile yıllık 32 milyar m3

kapasiteye sahip, Gürcistan

sınırımızdan Yunanistan sınırımıza

uzanacak 1.850 km uzunluğunda bir

boru hattının inşası planlanmaktadır.

Projeye ilişkin faaliyetler BOTAŞ’ın

yüzde 30, SOCAR’ın yüzde 58 ve

BP’nin yüzde 12 hisse ile ortak olduğu

TANAP Doğal Gaz İletim A.Ş.

tarafından sürdürülmektedir. TANAP

Projesinde 2018 yılında Eskişehir ve

Trakya’da belirlenen çıkış noktaları

üzerinden Türkiye’ye ve 2020 yılında

ise Avrupa’ya gaz arzının sağlanması

hedeflenmektedir.

Projenin mühendislik, inşaat ve tedarik

çalışmaları kapsamında Türk

müteahhitlerinin ve tedarikçilerinin

projeye katkı sağlaması için azami

gayret gösterilmiş ve hat borularının

%80’inin Türk üreticilerden tedarik

edilmesi, bunun yanı sıra inşaat

faaliyetlerinde de büyük oranda Türk

şirketlerinin yer alması sağlanmıştır.

Kamulaştırma işleri ile ilgili olarak;

BOTAŞ Atanmış Devlet Kuruluşu olarak

görevlendirilmiş olup; TANAP

Kamulaştırma Direktörlüğü birimini

ihdas etmiştir. Kars, Erzurum, Erzincan,

Sivas, Yozgat, Ankara ve Eskişehir illeri

ile Mustafakemalpaşa ve Biga

ilçelerinde yerel arazi edinim şeflikleri

ile Keşan’da irtibat bürosu kurulmuştur.

Tüm hatta arazi sahipleri ile rızai alım

görüşmeleri tamamlanmıştır. Boru

hattının Ardahan–Eskişehir arasında

yer alan 56 inç’lik kesimi ile Eskişehir–

Edirne arasında yer alan 48 inç’lik

bölüm için İnşaat Müteahhitlerine yer

teslimi yapılmıştır. Ayrıca Kompresör ve

Ölçüm İstasyonları ve Ana Kontrol

Merkezi İstasyonları için kamulaştırma

çalışmaları tamamlanmıştır.

TANAP Projesi yeni bir ipek yolu

niteliğindedir. 20 ilden, 67 ilçeden ve

582 köyden geçmekte olan projenin

temel atma töreni 17 Mart 2015

tarihinde Sayın Cumhurbaşkanımızın

ev sahipliğinde Azerbaycan

Cumhurbaşkanı, Gürcistan Devlet

Başkanı ve Avrupa Birliği Komisyonu

Başkan Yardımcısı’nın katılımıyla

Kars’ta gerçekleştirilmiş ve projenin

inşaatına başlanmıştır.

96

Eylül 2016 itibarıyla 1106 km pist açımı,

939 km boru dizgisi ve 836 km ana hat

boru kaynağı tamamlanmıştır. 2016 yılı

sonuna kadar proje genelinde inşaatın

yaklaşık % 55’inin tamamlanması

planlanmaktadır.

6.1.4 Türkiye-Bulgaristan

Enterkonnektörü (ITB) Projesi

ITB Projesi, Ülkemiz ve Bulgaristan

doğalgaz iletim sistemlerinin çift yönlü

akışa imkân verecek şekilde

bağlantısının sağlanması yoluyla

entegrasyonu arttırmayı ve özellikle

Bulgaristan için tedarik ve güzergâh

çeşitliliği oluşturmayı hedeflemektedir.

ITB Projesi, Güney Gaz Koridoru

projeleri arasında yer almakta ve

Avrupa Komisyonu tarafından ortak

menfaat projeleri (projects of common

interest) kapsamında

değerlendirilmektedir. Proje, AB’nin

994/2010 sayılı Direktifi kapsamında

üye ülkelere getirilen düzenleme

yükümlülükleri açısından (üye ülkelerin

komşu ülkeler ile gaz bağlantılarının çift

yönlü hayata geçirilmesi ve N-1 kuralı

gibi) Bulgaristan için özellikle önem arz

etmektedir.

Proje kapsamında, iki ülke Bakanlıkları

arasında 28 Mart 2014 tarihinde bir

Mutabakat Zaptı imzalanmıştır. Söz

konusu Mutabakat Zaptına istinaden bir

ön fizibilite raporu ve yol haritası

hazırlanması amacıyla Ortak Çalışma

Grubu oluşturulmuştur. Ortak Çalışma

Grubu’nun ilk toplantısı 20 Mayıs 2014

tarihinde İstanbul’da, ikinci toplantısı 21

Ağustos 2014 tarihinde Sofya’da, son

toplantı ise 16-17 Ekim 2014

tarihlerinde Ankara’da


Avrupa Komisyonu tarafından projenin

Bulgaristan kesimi kapsamında

gerçekleştirilecek olan fizibilite, temel

mühendislik ve ÇED çalışmaları için

190.000 Avro tutarında finansal destek

ayırılmıştır.

Projeye ilişkin olarak Bulgaristan’ın ITB

üzerinden doğal gaz taşıtma taahhüdü

vermekten imtina etmesi nedeniyle

somut bir ilerleme kaydedilememiştir.

Sayın Bakanımız Berat Albayrak ile

Bulgaristan Enerji Bakanı Sayın

Temenuzhka Petkova arasında

Bakü’de gerçekleştirilen görüşmede;

Sayın Petkova tarafından iki ülke

arasındaki enterkonnektörü Güney Gaz

Koridoru’nun entegre bir unsuru ve

Bulgaristan’ın kaynak

çeşitlendirmesinin anahtarı olarak

değerlendirdikleri, bu haliyle projeyi

sadece Bulgaristan değil AB için de son

derece önemli bir proje olarak

gördükleri, Bulgaristan gaz şirketinin bu

97

anlayışla çalıştığı, AB Komisyonundan

sağladıkları finansmanla kısa süre önce

sonuçlandırdıkları fizibilite çalışmasını

yakında bizimle paylaşacakları ve

Bulgaristan için de öncelik arz eden bu

konunun ülkelerimiz arasındaki çalışma

grubunda ele alınabileceği, Türkiye’nin

fizibilite raporuna ilişkin görüşlerinin

alınmasının ardından çalışmaları

süratle ilerletmek istedikleri ve

Hükümetlerinin bu konuda irade sahibi

olduğu belirtilmiştir.

6.1.5 Türkiye-Yunanistan Doğal Gaz

Boru Hattı (ITG)

Avrupa Birliği INOGATE (Interstate Oil

and Gas Transport to Europe) Programı

kapsamında geliştirilen Güney Avrupa

Gaz Ringi’nin ilk aşaması olarak

Türkiye ve Yunanistan doğal gaz

şebekelerinin enterkoneksiyonunu

içeren Türkiye Cumhuriyeti’nden

Yunanistan Cumhuriyeti’ne doğal gaz

arzına ilişkin Hükümetlerarası Anlaşma

23 Şubat 2003 tarihinde imzalanmıştır.

18 Kasım 2007 tarihinde iki ülke

başbakanlarının da katıldığı açılış töreni

ile birlikte başlayan Türkiye’den

Yunanistan’a gaz arzı devam

etmektedir.

6.1.6 Rusya-Türkiye-Avrupa Doğal

Gaz Boru Hattı Projesi (Türk

Akımı)

Geçtiğimiz yakın dönemde, Rusya ile

TürkAkım Gaz Boru Hattı Projesine

yönelik görüşmeler gerçekleştirilmiş ve

projeye yönelik siyasi desteği sağlamak

ve teknik, ekonomik ve hukuki

çerçeveyi belirlemek amacıyla Türkiye

Cumhuriyeti Hükümeti ile Rusya

Federasyonu Hükümeti arasında

TürkAkım Gaz Boru Hattı’na ilişkin

Hükümetlerarası Anlaşma 10 Ekim

2016 tarihinde İstanbul’da Sayın

Cumhurbaşkanımız ve Rusya Devlet

Başkanı Sayın Putin’in huzurlarında

imzalanmıştır.

TürkAkım Gaz Boru Hattı Projesi;

Rusya Federasyonu’ndan başlayarak

Karadeniz üzerinden Türkiye

Cumhuriyeti’nin Karadeniz kıyısındaki

alım terminaline ve devamında Türkiye

Cumhuriyeti toprakları üzerinden

Türkiye Cumhuriyeti’nin komşu

devletleriyle olan sınırlarına kadar

uzanan her biri yıllık 15,75 milyar

metreküp kapasiteye sahip iki hattan

oluşan yeni bir gaz boru hattı sistemidir.

Proje, Rusya Federasyonu’ndan

Ülkemize doğal gaz arzının yanı sıra

Rus gazının Ülkemizin toprakları

üzerinden Avrupa’ya arzını sağlamak

98

amacıyla inşa edilecek, deniz bölümü

ve kara bölümünden teşkil bir boru hattı

sistemidir. Deniz bölümünde yer alan iki

hattın inşası ve işletimi Rusya

Federasyonu tarafından yapılacaktır.

Kara bölümünde yer alan hatlardan biri

sadece Türkiye Cumhuriyeti’ne doğal

gaz arz edecek olup, iletim sistemimizin

bir parçası olarak BOTAŞ tarafından

inşa edilecektir. Kara bölümündeki

diğer hat ise Avrupa’ya gaz arz edecek

olup, inşası ve işletimi %50 oranında

ortaklık payı ile iki ülkenin şirketleri

tarafından kurulacak yeni bir şirket

tarafından yapılacaktır.

Malumları olduğu üzere; Rusya

Federasyonu ve Ukrayna arasında

geçtiğimiz yıllarda yaşanan doğal gaz

anlaşmazlıkları Batı Hattı’ndan

Ülkemize arz edilen gazın zaman

zaman kesilmesine neden olmakta ve

bu durum özellikle kış aylarında arz

güvenliğimizi tehlikeye sokmaktadır.

TürkAkım kapsamında inşa edilecek

boru hatlarından birisinin sadece

Ülkemize gaz arz etmesi öngörülmekte

olup, devreye alınması ile birlikte Batı

Hattı’ndan alınan yıllık toplam 14 milyar

metreküp gazın, mevcut sözleşmelerin

şart ve koşulları değişmeksizin Türk

Akımı üzerinden Ülkemize teslim

edilmesi planlanmaktadır. Böylece

başka bir ülkenin iletim sistemi

kullanılmadan doğrudan Rusya

Federasyonu’ndan Ülkemize taşınacak

gazın, üçüncü taraflardan kaynaklı

muhtemel kesintilere maruz kalmaması

sağlanmış olacaktır.

6.1.7 Adriyatik Doğal Gaz Boru Hattı

(TAP) Projesi

Şah Deniz Konsorsiyumu (SDC) 28

Haziran 2013 tarihinde Avrupa’ya

Güney Avrupa üzerinden, TAP projesi

yoluyla ulaşmayı uygun bulduğunu

duyurmuştur. TAP Projesi’nin Temel

Atma Töreni Sayın Bakanımızın da

katılımlarıyla 17 Mayıs 2016 tarihinde

Selanik’te gerçekleştirilmiştir. TAP’a ilk

gaz teslimatının 2019-20 yıllarında

yapılması planlanmaktadır. Bu

kapsamda, TANAP Doğal Gaz Boru

Hattı’nın doğal gazı Avrupa’ya

taşıyacak 48” çap ve 459 km

uzunluktaki Eskişehir-İpsala

bölümünün inşaatı sürmektedir.

99

6.2 Ülkemize Doğal Gaz Arzı Sağlayan Uluslararası Hatlar

6.2.1 Rusya – Türkiye Doğal Gaz

Boru Hattı (Batı Hattı)

18 Eylül 1984 tarihinde, Türkiye

Cumhuriyeti ve Eski Sovyetler Birliği

hükümetleri arasında doğal gaz

sevkıyatı konusunda Hükümetlerarası

Anlaşma imzalanmıştır. Ülkemize

Bulgaristan sınırında Malkoçlar’dan

giren, Hamitabat, Ambarlı, İstanbul,

İzmit, Bursa, Eskişehir güzergahını

takip ederek Ankara’ya ulaşan hat 845

km uzunluğundadır.

1987 yılından itibaren, tedricen artan

miktarlarda doğal gaz alımına

başlanmış olup, 1993 yılında

maksimum miktar olan 6 milyar m3/yıl’a

ulaşılmıştır. Sonradan yapılan

geliştirmeler ile hattın kapasitesi 14

Milyar m³/yıla yükseltilmiştir.

Halihazırda Batı Hattı vasıtasıyla

ülkemize yıllık 4 milyar m3 BOTAŞ

tarafından, yıllık 10 milyar m3 özel

sektör tarafından olmak üzere toplamda

14 milyar m3 miktarında doğal gaz ithal

edilmektedir.

6.2.2 İran – Türkiye Doğal Gaz Boru

Hattı

Bu proje ile başta İran olmak üzere

doğudaki kaynaklardan alınacak doğal

gazın boru hattı ile Türkiye’ye taşınması

amaçlanmıştır.

Bu kapsamda, 8 Ağustos 1996 tarihinde

İran Ulusal Gaz Şirketi (NIGC) ile

BOTAŞ arasında plato dönemde 9,6

milyar m3 doğal gaz ithalatına ilişkin

Doğal Gaz Alım-Satım Anlaşması

imzalanmıştır. Yaklaşık 1491 km

uzunluğunda, çapı 48” ve 16” arasında

değişen Doğu Anadolu Doğal Gaz Ana

İletim Hattı Doğubayazıt’tan başlayıp,

Erzurum, Sivas ve Kayseri üzerinden

Ankara’ya uzanmakta, bir branşman da

Kayseri, Konya üzerinden Seydişehir’e

ulaşmaktadır.

Haziran 2001 sonu itibarıyla tüm boru

hattı sistemi gaz alabilir duruma gelmiş,

İran Bazargan’daki Ölçüm

İstasyonu’nun tamamlanmasıyla 10

Aralık 2001 tarihinde İran’dan gaz alımı

başlamıştır.

6.2.3 Rusya – Türkiye Doğal Gaz

Boru Hattı (Mavi Akım)

15 Aralık 1997 tarihinde BOTAŞ ve

Gazexport arasında imzalanan plato

dönemde yıllık 16 milyar m3 doğal gaz

ithalatına ilişkin Doğal Gaz Alım- Satım

Anlaşması kapsamında, doğal gaz

Rusya Federasyonu’ndan Karadeniz

geçişli bir hat ile Türkiye’ye

100

ulaşmaktadır. Rusya Federasyonu -

Karadeniz - Türkiye Doğal Gaz Boru

Hattı; Rusya topraklarında, İzobilnoye-

Djubga arasında 56” çapında 308 km ve

48” çapında 62 km olmak üzere toplam

370 km uzunluğundaki Boru Hattı

Sistemi, Karadeniz geçişinde, Djubga-

Samsun arasında her biri yaklaşık 390

km uzunluğunda 24” çapında paralel 2

hat, Türkiye topraklarında Samsun -

Ankara arasında 48” çapında ve 501 km

uzunluğundaki Boru Hattı Sistemi

olmak üzere üç ana bölümden

oluşmaktadır. Hat, 20 Şubat 2003

tarihinde işletmeye alınmış, 17 Kasım

2005 tarihinde resmi açılış töreni

yapılmıştır.

6.2.4 Bakü-Tiflis-Erzurum Doğal Gaz

Boru Hattı (BTE)

Bakü – Tiflis – Erzurum Doğal Gaz Boru

Hattı, Azerbaycan’ın Hazar Denizi’nde

bulunan Şah Deniz sahasından üretilen

gazı Türkiye’ye taşıyan, 690 km

uzunluğundaki ve maksimum 20 Milyar

m3 kapasiteli bir boru hattıdır.

Azerbaycan’dan gaz teminine ilişkin

yapılan müzakereler sonucunda 12

Mart 2001 tarihinde, Azerbaycan doğal

gazının Türkiye’ye sevkine ilişkin

Türkiye ile Azerbaycan arasında bir

Hükümetlerarası Anlaşma ve BOTAŞ

ile Azerbaycan Devlet Petrol Şirketi

SOCAR arasında 6,6 milyar m3 doğal

gazın ithalatına yönelik Doğal Gaz

Alım-Satım anlaşması imzalanmıştır.

Boru hattı, 2005-2007 yılları arasında

inşa edilmiş olup, 2007 yılının Temmuz

ayının ortasından beri faaliyettedir.

Şah Deniz sahasının ikinci aşama

üretimine paralel olarak BTE’nin

Azerbaycan ve Gürcistan

topraklarındaki kısmının (Güney

Kafkasya Doğal Gaz Boru Hattı)

kapasitesinin artırılarak Türkiye-

Gürcistan sınırında Trans Anadolu

Doğal Gaz Boru Hattı Projesine

bağlanması planlanmaktadır. Bu

kapsamda 17 Aralık 2013 tarihinde boru

hattının Azerbaycan ve Gürcistan

topraklarındaki kesiminin (Güney

Kafkasya Doğalgaz Boru Hattı)

kapasitesinin artırılması kararı alınmış

olup, akabinde 20 Eylül 2014 tarihinde

Bakü’de temel atma töreni


101

Şekil 6.1 Uluslararası Doğal Gaz Boru Hatları ve Projeleri

Şekil 6.2 Uluslararası Petrol Boru Hatları

Documents

DÜNYA VE ÜLKEMİZ bakanlığı...3 1. DÜNYA ENERJİ GÖRÜNÜMÜ (16 Kasım 2016 tarihinde Uluslararası Enerji Ajansı (UEA) tarafından yayınlanacak olan World Energy Outlook