1

bülten EİGM yayınıdır. Sayı : 3 Ağustos-Eylül 2014

ENERJİ İŞLERİ GENEL MÜDÜRLÜĞÜ

Bülten

(Ağustos – Eylül)

Bu çalışma Enerji İşleri Genel Müdürlüğü personelleri tarafından kaleme

alınmış olup, kamuoyunu ve tüm ilgilileri bilgilendirme amacı taşımaktadır.

Editörler: Safiye YALÇIN ve Volkan YARAMIŞ

3

İÇİNDEKİLER

1. DAİRE BAŞKANLARINDAN ...................................................................................... 4

1.1. Negatif Emisyonlar Nelerdir? (Murat HARDALAÇ) .............................................. 4

2. EİGM ETKİNLİKLER ................................................................................................... 6

3. BİZDEN HABERLER .................................................................................................... 7

4. ANALİZLER .................................................................................................................. 8

4.1. Sektörel Enerji Tüketiminde Türkiye’nin Performansı (Esra AKGÜL) .................. 8

4.2. AB 994/2010 Sayılı Doğal Gaz Arz Güvenliği Tüzüğü (Tevhide HARDALAÇ) . 16

4.3. Arpa-E Kuruluşu ve Elektrik Şebekesi/Modernizasyon Projeleri (Ömer Faruk

DEMİRKOL) ................................................................................................................ 19

4.4. ARPA-E’nin Enerji Depolama Projeleri (Ozan SOYDAŞ) ................................... 22

4.5. Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Esneklik Değerlendirmeleri (Özgür

SARHAN) ..................................................................................................................... 25

4.6. 2013–2014 Akaryakıt Tüketimi Hafta Sonu ve Ramazan Bayramı Karşılaştırması

(Müge ÇELİK) .............................................................................................................. 29

4.7. Hollanda Doğal Gaz Piyasası (Ali GÜLMEZ) ...................................................... 34

5. AYIN KİTABI .............................................................................................................. 37

5.1. Giriş (Ömer Faruk GÜMRÜKÇÜ) ........................................................................ 38

5.2. Değişken Yenilenebilir Enerji Yayılımının Sistem Etkileri (Adem BİLMEZ)...... 40

5.3. Örnek Olay Bölgelerinde Teknik Esneklik Değerlendirmesi (Özgür SARHAN) . 49

5.4. Maliyetler Ve Faydalar: Değişken Yenilenebilir Enerji Değeri (Müge ÇELİK) ... 56

5.5. Sistem Dostu Değişken Yenilenebilir Yayılımı (Engin İLSEVEN) ...................... 62

5.6. Değişken Yenilenebilir Enerjinin (DYE) Şebekeye Entegrasyonu (Ali Osman

KILINÇASLAN) .......................................................................................................... 67

5.7. Esnek Yatırım Seçenekleri (Çağrı SAĞLAM)....................................................... 72

5.8. Sistem Dönüşümü ve Piyasa Tasarımı (Aydın KAPTAN) .................................... 75

5.9. Sonuçlar ve Öneriler (Volkan YARAMIŞ) ............................................................ 79

4

1. DAİRE BAŞKANLARINDAN

1.1.Negatif Emisyonlar Nelerdir? (Murat HARDALAÇ)

Karbon yakalama ve depolama (CCS) teknolojisi, biokütle veya yakma

proseslerinde emisyonları yakalamak ve bunları jeolojik formasyonda depolamak

için kullanılmaktadır.

Proses, fosil yakıtın kullanılması sonucu atmosfere yayılan CO2 emisyonlarından

CCS teknolojisi kullanılarak emisyon miktarında azaltım sağlama faaliyetidir.

Atmosferde bulunan CO2 emisyon miktarı ve yer altında depolanan CO2 emisyon

miktarının toplamı, fosil yakıt kullanımı ile biokütlenin dönüşümü sürecinde açığa

çıkan emisyonlar ve coğrafi değişiklikler sonucu ortaya çıkan emisyonların

toplamından daha büyük ise negatif emisyon oluşmaktadır.

Karbon yakalama ve depolama (CCS) teknolojisi kullanılarak küresel olarak her yıl

atmosferden yaklaşık olarak 6 Milyon ton CO2 yakalanmakta ve depolanmaktadır.

2013 yılında faaliyete girmiş olan tesisler ile birlikte bu miktar yaklaşık olarak 13

Milyon tona ulaşmış olup planlanan CCS tesisleri ile birlikte 90 Milyon ton CO2

yakalanması ve depolanması hedeflenmektedir. Bu miktar enerji sektörünün 2012

yılı CO2 emisyon verilerinin %1’inden daha az bir orana karşılık gelmektedir.

Karbon yakalama ve depolama (CCS) özelliğine sahip bio-enerji (BECCS)

teknolojisi ise biokütle, kombine çevrim, fosil ve fuel –gaz yakıtlı enerji üretim

tesisleri, kâğıt endüstrisi ile ethanol ve biogaz rafineleri gibi geniş uygulama

alanlarında kullanılabilmektedir.

İklim değişikliği bakış açısına göre BECCS teknolojisi kullanmanın iki cazip

nedeni vardır. Bunlardan birincisi, hava ulaşımından kaynaklanan emisyonlar gibi

zor ve pahalı teknolojilerden kaynaklanan emisyon miktar azaltımını sağlamak için

farklı sektör ve kaynak kullanılarak atmosferdeki emisyonları dengelemektir.

İkincisi ise, BECCS teknoloji kullanılarak geçmişte ortaya çıkan emisyonların

azaltılmasına katkıda bulunmaktır.

Ülkeler tarafından taahhüt verilen emisyon hedeflerine ulaşmak için BECCS

teknolojisi emisyon azaltımına kısa vadede esneklik sağlar ve uzun vadede negatif

emisyon nedeniyle belirlenen emisyon limitleri içerisinde dengeleme sağlar. Bu

teknolojiyi kullanmak için göz önüne alınacak en önemli faktör projelerin ekonomik

olmasıdır.

5

Negatif emisyonları başarmak için, BECCS teknolojisi kullanılan biokütle üretim

tesisinde sürdürülebilirliğin sağlanması ve sürdürülebilirliğin sağlanması için ise

izleme ve raporlama faaliyetinin yapılması önemlidir.

Ülkelerin enerji portföyünde bulunan biokütle oranının artış göstermesi ve

sürdürülebilir olması CO2 emisyon miktarında azalmaya neden olduğu gibi

ekonomik gelişmeye de katkı sağlamaktadır.

Kaynak : IEA Redrawing The Energy-Climate Map

6

2. EİGM ETKİNLİKLER

Genel Müdürlüğümüz bünyesinde bu ay içerisinde gerçekleşen etkinlikler..

11.08.2014 tarihinde Price WaterHouse Coopers’tan Sn. Tamer EMRE, “Enerji

Sektör Sorunları” konulu sunumunu gerçekleştirdi.

7

3. BİZDEN HABERLER

Destek Hizmetleri Dairesi Başkanlığı’nda memur olarak çalışan

arkadaşımız Giray Han SARIGÜL 15.09.2014 tarihinde evlendi.

Arkadaşımızı tebrik eder, ömür boyu mutluluklar dileriz.

8

8

4. ANALİZLER

4.1. Sektörel Enerji Tüketiminde Türkiye’nin Performansı (Esra AKGÜL)

Bu çalışmada, Avrupa Birliği’ne üye olan 25 ülke, Norveç, İsviçre, Hırvatistan ve

aday ülke olan Türkiye’nin enerji performansı değerlendirilmiştir. (Malta ve Kıbrıs

veri eksikliğinden dolayı analiz dışı bırakılmıştır). Gelecekte iyi bir enerji politikası

belirlemek için sektörel enerji tüketimi veri zarflama analizi (VZA) kullanılarak ele

alınmıştır.

Veri seti: 1998-2006 Veri kaynağı: EUROSTAT (Avrupa İstatistik Sistemi)

Giriş

Türkiye, Asya, Orta Doğu ve Avrupa arasında bir enerji koridoru olma açısından

önemli ölçüde jeopolitik konuma sahiptir. Türkiye genç nüfus, hızlı kentleşme ve

güçlü ekonomik büyüme, kişi başına düşen elektrik tüketimi ile son iki yıldır

dünyada en hızlı büyüyen pazarlardan biri olmuştur.

VZA çoklu girdileri çıktılara dönüştüren karar verme birimleri (KVB) olarak

adlandırılan bir dizi organizasyonun (firmalar, ülkeler, oyuncular, şubeler)

performansını değerlendirmek için nispeten yeni bir yaklaşımdır. VZA son on yılda

enerji ve emisyon modellemesinde büyük önem kazanmıştır.

Türkiye'nin Enerji Tüketimi

Şekil 1'de kişi başı temel enerji göstergeleri gösterilmiştir. Kişi başına nihai enerji

tüketiminde önemli bir artış olduğu görülmektedir. Yani, 1998 yılında 0,77 (TEP)

2006 yılında 0.95 (TEP)’e çıkmıştır (Avrupa Komisyonu ,2010).

Kişi başı birincil enerji toplam üretimi, 1998 yılında 0.45 (TEP)’den 2006 yılında

0,36 (TEP)’e gerilemiştir.

Kişi başı birincil enerji net ithalatı 1998 yılında 0.67’den 2006 yılında 0,96’ya

yükselmiştir.

Doğal olarak yetersiz toplam üretim durumunda net ithalat artar. Doğal gaz net

ithalatı bu dönemde 0,13 den 0,34 TEP’e yükselmiştir.

Şekil 2’de görüldüğü gibi kişi başı sektörel enerji tüketimi Türkiye'de 2001 yılından

bu yana artmıştır.

9

Sanayi sektörü en yüksek enerji tüketimine sahiptir. (Sanayinin büyümesinden dolayı)

Hanelerde enerji tüketimi, hızlı kentleşmeye paralel olarak artma eğilimindedir.

Diğer sektörler de hafifçe artan bir eğilim vardır.

Şekil 1: Türkiye’nin kişi başına temel enerji göstergeleri (Kaynak: Avrupa Birliği 2010 ©).

Şekil 2: Türkiye’deki sektörel enerji tüketimi (Kaynak: Avrupa Birliği 2010 ©).

10

10

Materyal ve Yöntem

Çalışmada girdi ve çıktı değişkenleri Tablo 1’de verilmiştir.

Girdi ve çıktı değişkenlerine ait istatistiksel veriler Tablo 2’de sunulmuştur.

Tablo 1: Analizde kullanılan enerji indikatörleri

Tablo 2: 2006 yılına ait özet istatistikler

11

Sonuç

Tablo 3 ve 4’de % 100'den büyük olanlar etkin değildir. Yani daha fazla enerji

kaynakları, sektörel enerji tüketiminde aynı miktarda kullanılmaktadır.

Girdileri saptayıp çıktıları maksimize etmek için, GOOTE (Global Output-oriented

Technical Efficiency) çıktı yönlü CCR modelleri kullanılmıştır. EMS (Efficiency

Measurement System) programından yararlanılmıştır. Tablo 3’ te GOOTE ile

hesaplanan sonuçlar bulunmaktadır.

Tablo 3'te, işaretlenen ülkeler etkin ülkelerdir.

CCR etkinlik skoruna göre (Tablo 3); İrlanda, Yunanistan, Letonya, Hollanda,

Finlandiya, İsveç, Norveç, İsviçre küresel olarak her yıl için etkindir. Bu küresel

etkin ülkeler her yıl etkin olmayan ülkeler için bir referans niteliğindedir.

Romanya, Litvanya ve Bulgaristan en yüksek skora sahiptir.

Belçika ve Türkiye 2000 yılı hariç küresel etkin kabul edilebilir. Ancak Türkiye

2000 yılında (GOOTE=101.35%) etkin değildir. 2000 yılı için Türkiye'nin çıktısı

% 1.35 oranında artmıştır. Ayrıca, Türkiye 2000 yılındaki çıktısında karma

etkinsizliği tamamlamıştır. Bu nedenle, Türkiye 2001 yılında tekrar aktif hale

gelmiştir. Türkiye'nin referans sayısı, 2006 yılında 1 ve Türkiye’ye referans olan

ülke İtalya (Tablo 4) 'dır.

2006 yılı için girdideki fazlalıklar ve çıktıdaki eksiklikler (Tablo 4) de tanımlanır.

Etkin olmayan ülkeler için referans ülkeler belirlenmiştir.

Girdideki fazlalıklar ve çıktıdaki eksikliklerin kesin değerlerini hesaplamak için,

daha önceden göz önünde bulundurulan dönüşümler dikkate alınmalıdır. Bu da

etkin olmayan bir ülkeyi etkin hale getirmek için, hedef girdi-çıktı değerlerinin

saptanması için de geçerlidir. Tablo 5’de etkin olan ülkeler boş kalmıştır.

10 yeni AB üyesi ve Türkiye arasındaki GOOTE değerlerinin karşılaştırılması Şekil

3'te gösterilmiştir. Şekilden de görüleceği üzere, Letonya küresel etkindir.

Etkinliğe en yakın ülkeler Türkiye, Macaristan ve Slovakya’dır. Diğer ülkelerin

GOOTE değerlerinde yıl boyunca dalgalanmalar gözlemleyebiliriz.

Yeni üyelerle karşılaştırıldığında, sektör-özgül enerji performansında Türkiye'nin

performansının tatmin edici olduğu anlamına gelir. Enerji ve ekonomik göstergeleri

arasında doğrudan bir ilişki vardır.

Türkiye gibi, AB fonlarından yararlanmış ve (Tablo 6) 2002 yılında yabancı

sermaye akışına sahip, Polonya, Çek Cumhuriyeti ve Slovakya gibi bazı ülkelerin

12

12

GOOTE içinde önemli ölçüde artışlar olduğu ve 2006’ya kadar bu durumu

sürdürebildiği açıktır. Dolayısıyla, ekonomik refah ve güçlü bir ekonomi başarısı,

enerji girdi ve çıktılarının düzenlenmesinde önemli bir rol oynamaktadır. Ölçek

etkinliği değerlerine göre, Türkiye'nin etkinliği statik değildir. 1999 ve 2000 yılları

arasında % 101 ve % 99.9 arasında iken, 2002 (% 100) yılında sektörel enerji

tüketim performansıyla ilgili bir etkinlikte önemli bir artış yaşamıştır.

Şekil 4'e göre, Türkiye, 2001 yılından bu yana küresel etkindir; diğer bir deyişle,

çok etkindir. Türkiye 2002 yılından beri AB ülkeleri ile kıyaslandığında etkin

olarak seçilen girdi ve çıktıların kullanımında başarılıdır.

Sonuç olarak bu çalışmada, AB ülkeleri arasında Türkiye'nin sektörel enerji

performansını gösterilmesinin yararlı olacağı beklenmektedir.

Şekil 3: Yıllara Göre Türkiye ve AB ülkelerine ait

13

Şekil 4: Yıllara Göre Türkiye ve AB ülkelerine GOOTE skorlarının değişimi ait ölçek etkinlik skorlarının değişimi

Tablo 3: Türkiye ve AB ülkeleri için küresel çıktı-yönlü teknik etkinlik değerleri

14

14

15

16

16

4.2.AB 994/2010 Sayılı Doğal Gaz Arz Güvenliği Tüzüğü (Tevhide

HARDALAÇ)

20 Ekim 2010 tarihinde kabul edilen 994/2010 sayılı Doğal Gaz Arz Güvenliği

Tüzüğü’nde, AB’de doğal gaz arz güvenliğinin sağlanması için acil durumlarda

izlenecek yöntemlere ilişkin temel hususlar yer almaktadır.

2004/67/EC Doğal Gaz Arz Güvenliği Direktifinin yerine geçen tüzükte “Korunan

Müşteriler (Protected Customer)” ve “Yetkili Kurum” tanımlarının ilave edildiği

görülmektedir. Dağıtım ağına bağlı evsel tüketiciler, küçük ve orta ölçekli

yatırımlar, iletim veya dağıtım ağına bağlı sosyal hizmetler “Korunan Müşteri”

olarak tanımlanmıştır. Yetkili Kurum ise arz güvenliğinin sağlanmasından sorumlu

olan kurumdur.

Anılan Tüzükte, doğal gaz arz güvenliğinin doğal gaz ile ilgili tüm tüzel kişilerin,

üye ülkelerin ve yetkili kurumların ortak yükümlülüğü altında olduğu, böyle ortak

bir sorumluluğun yüksek seviyeli işbirliği gerektirdiği vurgulanmaktadır.

Her bir AB üyesi devletin belirlenen riskleri hafifletmeyi veya ortadan kaldırmayı

amaçlayan önlemleri içeren bir Önleyici Eylem Planı ve gaz kesintisinin etkisini

hafifletecek veya kaldıracak önlemleri içeren Acil Durum Planı oluşturması

istenmektedir. Öncelikle ulusal düzeyde yapılan planlara ilaveten bölgesel seviyede

de ortak bir Önleyici Eylem Planı ve Acil Durum Planı oluşturulması istenmektedir.

Önleyici Eylem Planı

Her bir üye ülkenin hazırlayacağı önleyici eylem planının;

Risk değerlendirmelerini,

Altyapı ve tedarik standartlarının tamamlanması için gerekli ölçütleri,

kapasiteleri ve zamanlamayı,

Gaz sistemlerinin güvenli bir şekilde kullanılmasını için doğal gaz

şirketlerine ve diğer ilgili kurumlara yüklenen yükümlülükleri,

Üye devletlerin komşuları arasındaki bağlantıları geliştirmek için gerekli

olan, gaz güzergahlarını ve arz kaynaklarını çeşitlendirme imkanı sağlayan,

mümkün olduğu kadar tüm müşterilere gaz tedariği sağlamak amacıyla

belirlenen diğer önleyici tedbirleri,

Önleyici Eylem Planları ve ortak Acil Durum Planlarının hazırlanması ve

uygulanması için diğer üye devletler ile işbirliği için kullanılacak mekanizmaları,

17

Özellikle acil bir olay durumunda iki yönlü kapasite, doğalgaz iletim

kapasitesi ve depolama tesislerine sınır ötesi erişimi, sınır ötesi akışları ve

ağa erişimin sağlanmasını kapsayan mevcut ve gelecekteki bağlantılar

üzerine bilgileri,

içermesi gerektiği ifade edilmektedir.

Söz konusu tüzüğe istinaden Yetkili Kurum, doğal gaz tüzel kişiliklerinden

“korunan müşterilerine” talebin yoğun olduğu çok soğuk 7 gün boyunca veya çok yüksek

gaz talebinin olduğu her hangi bir dönemde en az 30 gün veya ortalama kış koşulları

altında en büyük gaz altyapısında bir kesinti olması durumunda en az 30 gün

boyunca doğal gaz tedarik etmelerini sağlayacak gerekli önlemleri almasını ister.

Kriz Seviyeleri

Doğal gaz arz güvenliği tüzüğünde 3 temel kriz seviyesi belirlenmiştir;

Erken Uyarı Seviyesi : Arzın önemli ölçüde bozulmasına yol açması

muhtemel bir olay meydana gelebileceğine dair somut ve güvenilir bir bilgi

olduğunda, erken uyarı seviyesi bir erken uyarı mekanizması tarafından

harekete geçirilir.

Uyarı Seviyesi : Bir tedarik kesintisi veya son derece yüksek gaz talebinin

oluşması, ancak piyasanın anılan kesinti veya talebi piyasa dışı önlemlere

başvurmadan yönetebilir olduğu durumlardır.

Acil Seviye : Yüksek gaz talebinin olması ve önemli arz kaynağı kesintisi

durumunda tüm piyasa tedbirlerinin uygulamasına rağmen arzın talebi

karşılamayacak olması ve piyasa dışı önlemlerin uygulanmak zorunda

kalındığı durumlardır.

Acil Durum Planı

Üye her ülkenin hazırlaması gereken Acil Durum Planı;

Tanımlanan kriz seviyeleri üzerine oluşturulur.

Her bir kriz seviyesi için doğal gaz teşebbüslerinin, endüstriyel gaz

müşterilerinin, gaz kaynağı kesintilerinden etkilenen elektrik üreticilerinin

sorumluluklarını ve bunların yetkili kurumla ve düzenleme kurumuyla

iletişimi tanımlanır.

Her bir kriz seviyesi için Yetkili Kurumun ve diğer birimlerin görev ve

sorumlulukları tanımlanır.

18

18

Gazdan üretilen elektriğin ve ısıtma bölgesinde bir gaz tedarik kesintisinin

potansiyel etkisini azaltmak için alınacak önlemler ve eylemler belirlenir.

Her bir kriz seviyesinde alınacak önlemlerin ve takip edilecek prosedürlerin

detaylı tanımlanması yapılır.

Tayin edilen kriz yöneticisinin veya takımının rolü tanımlanır.

Acil seviyedeki durumun hafifletilmesi ve uyarı seviyesindeki durumla başa

çıkılması için piyasa bazlı veya piyasa dışı bazlı tedbirlerin katkısının tespit

edilmesi sağlanır.

Uyarı ve acil durum seviyelerinde doğal gaz teşebbüslerine verilen ayrıntılı

raporlama yükümlülükleri tanımlanır.

Bilgi Değişimi

Tüzükte acil bir durumda doğal gaz tüzel kişilerinin Yetkili Kurumlara günlük

bazda aşağıdaki bilgileri temin edeceği belirtilmektedir:

Takip eden 3 gün için günlük bazda arz ve talep tahmini,

Sınır giriş çıkışları ve üretim tesislerinin bağlantılı olduğu noktalar ile

depolama tesisleri veya LNG terminallerinin bağlı olduğu ağlarda günlük

gaz akışı (milyon m3/gün olarak),

Kesintisiz müşterilere kaç gün gaz arzının sağlanabileceğine dair tahmin.

N-1 Formülü

Tüzükte N-1 formülü ile arz güvenliği rasyonel hale getirilmiştir. N-1, olağanüstü

yüksek gaz talebiyle karşılaşılması ve aynı anda en büyük gaz altyapısında kesinti

olması durumunda belli bir bölgede gaz talebinin tamamının karşılanması için

altyapının teknik kapasitesinin yeterliliğini ifade eder. Gaz altyapısı ise, iletim

sistemi, ara bağlantılar, LNG ve depolama tesislerini kapsar.

𝑁 − 1[%] =𝐸𝑃𝑚 + 𝑃𝑚 + 𝑆𝑚 + 𝐿𝑁𝐺𝑚 − 𝐼𝑚

𝐷𝑚𝑎𝑥× 100

Dmax = Günlük gaz talebi

LNGm = LNG tesislerinin max. send out kapasitesi

EPm =Sınır noktalarından giren gazın kapasitesi

Im = En büyük gaz alt yapısının günlük arz kapasitesi

Pm = Max. Üretim kapasitesi

Sm = Depolama tesisinden max. geri çekiş kapasitesi

19

4.3. Arpa-E Kuruluşu ve Elektrik Şebekesi/Modernizasyon Projeleri (Ömer

Faruk DEMİRKOL)

* İleri Araştırma Projeleri Ajansı-Enerji (ARPA-E) 2007 yılında

Amerika’da Kongre kararı ile kurulmuş olup, 2009 yılında 400 milyon dolarlık

proje bütçesi ile faaliyetlerine başlamış ve günümüze kadar 360 projeye destek

vermiştir.

* Yüksek potansiyeli olan ve büyük etki yaratacak enerji teknolojileri

geliştirmeyi hedefleyen bir kurum olarak faaliyet göstermektedir. Küçük

yatırımlarda bulunarak ve teknolojik gelişmeler-tasarımlar sunarak, Amerikan

ekonomisine katkı sağlamayı ve enerji sektöründe katalizör görevi yapmayı

hedeflemektedirler.

* ARPA-E çalışmaları kapsamında yapılmış olan elektrik şebekesi ve smart

grid-modernizasyon projeleri incelenerek, önemli görülen bilgilerin özeti

çıkarılmıştır. Elektrik şebekesinin modernizasyonu ve gerekli altyapı kalitesinin

artırılmasına yönelik olarak yapılan çalışmalar incelenmiştir.

* Anahtar kelimeler: Modernizasyon, gelişmiş şebeke, optimizasyon,

innovasyon ve yenilenebilir enerji.

Link: http://arpa-e.energy.gov

Green Electricity Network Integration (GENI) Programs

U.S. Enerji Bakanlığı, ARPA-E bünyesinde enerji teknoloji yatırımlarına

odaklanarak biyo yakıtlar, güç elektroniği, enerji depolama ve yenilenebilir enerji

konularında fon desteğine devam ediyor. (770 milyon $).

20

20

2011 yılında Green Electricity Network Integration (GENI) Programı

başlatılarak, U.S. elektrik iletiminin modernizasyonu hedefi ile smart grid

teknolojierine odaklanma sağlandı. Burada diğer bir amaç da rüzgar, güneş gibi

yenilenebilir enerji kaynaklarını sisteme entegre etmekti. Toplam bütçesi 39 milyon

dolar olan proje üniversiteler, büyük şirketler ve ajans tarafından yürütüldü. Bu

program kapsamında yapılan bazı çalışmalar aşağıda yer almaktadır.

Güç Akışını Kontrol İçin Manyetik Amplifikatör: Bu projenin amacı,

şebeke boyunca güç akışını kontrol eden elemanları en ucuz şekilde üretmek ve

şebeke ekipman teknolojisini bir üst seviyeye çıkartmak. Proje bütçesi 2 milyon

dolar olarak belirlenmiştir.

Şebeke Optimizasyonu İçin Olasılık Tabanlı Yazılım: Bu programın

amacı, yeni bir formülasyon tekniği ile enerji piyasası yönetim sistemini geliştirerek

gerçek zamanlı alım-satım işlemini yönetmektir. Günümüzde saatlik veya günlük

olarak enerji ihtiyacı, üretim kapasite miktarı gibi değerler ortalama rakamla ile

hesaplanabilmektedir. Bu projede ise, Sandia’s Software ile kapasite ve üretim

değerleri bir yana, değişik zaman periyotlarında hava, yakıt maliyeti, talep değişimi

gibi faktörler de göz önüne alınarak bir kombinasyon hesabı yapılması ve şebeke

yönetiminin en ideal şekilde sağlanması amaçlanmaktadır. Proje bütçesi 2,99

milyon dolar olarak belirlenmiştir.

Talep Yönetimi İle Yenilenebilirlerin Entegrasyonu: ABD elektrik

şebekesi eski ve verimsiz bir durumdadır. Tedarikçilerden tüketicilere kadar bir dizi

önemli modernize işlemleri yapılmasına ihtiyaç duyulmaktadır. Yazılım ve

donanımda yapılacak bu yenilikler ile pik talebin azaltılması, yenilenebilir enerji

kullanımının artırılması, çeşitli noktalarda tasarruf elde edilmesi ve şebekenin daha

esnek olması sağlanacaktır.

Proje ile gerçek zamanlı şebeke talep yönetimi sağlanması hedeflenmekte

ve bunun için otomatik kontrol yazılımı kullanılmakta ki bu software ‘’Demand

Response Optimization and Management System - Real-Time (DROMS-RT)’’

olarak ifade edilmektedir. Yazılım ile kısa süre içerisinde milyonlarca müşteriye

kişisel fiyat sinyali gönderilmekte, onların elektrik kullanımına ilişkin uyarı

verilmekte ve bunlara karşılık da müşterinin kısa sürede buna cevap-tepki vermesi

sağlanmaktadır. Böylece, arz/talep dengesi ve elektrik üretimi en ideal şekilde

optimize edilecek ve maliyet etkin bir şekilde ‘’demand management’ yapılacaktır.

Bu sistem ile ABD talep tepkisi işletme ve dinamik fiyatlandırma programları

giderlerinde, % 90 azalma sağlanması öngörülmektedir. Projenin bütçesi yaklaşık

3,5 milyon dolar olarak belirlenmiştir.

21

OPEN 2012 Programs

Gerçek Zamanlı İletim Optimizasyonu: Elektrik iletim sistemindeki

tıkanıklıklar/aksamalar ülke şebekesinin en önemli sorunlarından biridir ki bu da

her yıl milyar dolarlık maliyet demektir. Burada, üretilen elektriğin tüketiciye

ulaştırılması yolunda yeni gelişmelere ihtiyaç vardır. İletim hattının

modernizasyonu ve sonucunda şebeke dinamik yönetim teknikleri ile

kullanılmayan iletim hattı kapasitesi ve beraberinde pik talepteki tıkanıklık

azalacak, yenilenebilir enerji kullanımı artacak ve daha tasarruflu, esnek bir şebeke

meydana gelecek.

Projede iletim hattının kablosuz metodlar ve simülasyon ile yönetilmesi

hususu dikkat çekerken, en önemli nokta ölçüm noktalarını geniş zamanlı tutup,

kullanılmayan iletim hattı kapasitesinin de işlemesini sağlamak. Bunun sonucunda

da en kötü senaryo durumuna göre inşa edilen iletim hatlarının önüne geçilerek,

fazla ve gereksiz maliyet durumu engellenmiş oluyor. Bu sistem ile mevcut iletim

kapasitenin % 30 daha fazla kullanılabileceği hesaplanmaktadır.

22

22

4.4.ARPA-E’nin Enerji Depolama Projeleri (Ozan SOYDAŞ)

Elektrikle çalışan sistemlerin güvenilir ve sağlıklı bir şekilde işleyebilmesi için

elektrik üretimi arz ve talep dengesi gözetilerek planlı bir şekilde yapılmalıdır.

Çünkü tüketilmeyecek elektriğin üretimi, depolama teknolojilerinin henüz yeterli

düzeyde olmadığı günümüzde, mevcut olan sınırlı doğal kaynakların gereksiz yere

sarf edilmesine neden olacaktır.

Elektrikle ilgili yaygın kanı, onun depolanamayacağı şeklindedir. Bu yargı kısmen

doğru olsa da, dünya birincil enerji arzında yaklaşık %80 ile oldukça büyük bir paya

sahip olan fosil yakıtlar, elektriğe çevrilmeden önce tank ya da stok sahalarında

depolanabilmektedir. Bu sayede, söz konusu enerji kaynakları, ihtiyaç

duyulduğunda santrallerde elektriğe çevrilebilmekte, bunları yakıt olarak kullanan

santrallerin emre amadelikleri yüksek olmakta ve güvenilir bir şekilde elektrik arzı

mümkün olmaktadır. Bu da enerjinin depolanabilmesinin ne kadar önemli olduğunu

ortaya koymaktadır. Ancak bu tür yakıtların dünyanın sadece belirli bölgelerinden

elde edilebilmesi, bu kaynakların mevcut olduğu ülkelerdeki siyasi krizler

nedeniyle diğer ülkelerin arz güvenliği ve kesintisiz elektrik üretiminde zaman

zaman sıkıntılar yaşamasına sebep olmaktadır. Buna ek olarak, fosil yakıtların er

geç tükenecek olması, yakıt fiyatlarındaki dönemsel dalgalanmalar ve çevresel

kaygılar, bu yakıtlara alternatif ve tekrar tekrar temini mümkün olan temiz enerji

kaynaklarını gerekli kılmaktadır.

Fosil yakıtlara alternatif olan yenilenebilir enerji kaynakları ise her ülkenin kendi

yerli kaynak imkanları ölçüsünde elde edebileceği temiz enerji kaynağı olmasına

karşın doğası gereği tahmin edilmesi zor, depolanması güç ve sürekliliği düşük bir

enerji kaynağıdır. Bu nedenlerle de yenilenebilir enerjiden elde edilen elektriğin

şebekelere entegrasyonunda zorluklar yaşanmakta ve yenilenebilir enerjiden

elektrik üreten santraller fosil yakıtlı santrallere kıyasla düşük emre amadelikle

çalışmaktadır. Dahası, günümüzde enerjiyi depolamada kullanılan ticari olarak

uygulanabilir yöntemlerin sayıca az olması, yenilenebilir enerji kaynaklarından

üretilen ihtiyaç fazlası elektriğin depolanmasını zorlaştırmaktadır.

Enerjinin depolanmasına ilişkin mevcut olan yöntemler daha çok

araştırma/geliştirme safhasında ve yakın gelecekte yaygın kullanımı güç olan

yöntemler olsa da ABD’de kamu kuruluşu niteliğini haiz Advanced Research

Projects Agency-Energy (ARPA-E), ümit vadeden birçok enerji depolama projesini

ciddi anlamda mali yönden desteklemektedir.

Bu kısa bilgilendirme yazısında, ARPA-E’nin teşvik ve mali desteğiyle araştırma

ve geliştirme çalışmaları yürütülen enerji depolama projelerine ilişkin özet bilgi

verilmektedir. ARPA-E tarafından desteklenen enerji depolama projeleri genel

23

olarak iki ana başlık altında toplanabilir. Bunlardan ilki istasyon depolama

(stationary storage), diğeri ise taşıtlarda depolama (transportation storage)

projeleridir. Her iki grup altındaki projelerin de ortak özelliği, enerjinin güvenli bir

şekilde ve çevresel kaygılar gözeterek ekonomik olarak depolanması ve depolanan

enerjinin ihtiyaç duyulduğunda kullanılmasını sağlayan yöntemler geliştirme amacı

taşımasıdır.

ARPA-E tarafından desteklenen istasyon depolama projeleri, şebeke ölçekli piller

(Grid-Scale Batteries), termal ve kinetik depolama ile sensör ve kontrol sistemleri

(Sensors & Conrols) temelli projeler olarak dört farklı kategoriye ayrılmıştır. Bu

projelerde kullanılan yöntemler birbirlerinden çok farklı olsa da, genel olarak

yenilenebilir kaynaklardan üretilen enerjinin etkin ve verimli bir şekilde

depolanarak gerektiğinde kullanılabilmesi amacını taşımaktadır. ARPA-E’nin

internet sitesinden derlenen bazı istasyon depolama projeleri Tablo 1’de

özetlenmiştir.

Tablo 1. ARPA-E tarafından desteklenen İstasyon Depolama Projeleri

Araştırma

Kurumu

Mali

Destek ($)

Proje

Dönemi Kategori Proje Başlığı ve Tanımı

Alveo Energy 4milyon 2013-

2016

Grid Scale

Batteries

Prussian Blue Dye Batteries

Ucuz ve kolay bulunabilir Prusya

mavi boyasının elektrik yüklerini

tutma özelliğini kullanarak pil

geliştirme

Materials &

Systems

Research Inc.

1.7milyon 2012-

2015

Grid Scale

Batteries

Advanced Sodium Battery

Sodyum pillerinde kullanmak üzere

yüksek dayanımlı düşük maliyetli

katı hal elekrolit zarı geliştirme

Harvard

University 4.3milyon

2013-

2017

Grid Scale

Batteries

Organic Flow Battery for Energy

Storage

Sulu elektrolitte küçük ve ucuz

organik moleküller kullanan flow

battery (akış pili) geliştirme

Halotechnics 3.3milyon 2012-

2014 Termal

Molten Glass for Thermal Storage

Cam eriyiği kullanarak güneş

enerjisini depolama projesi

Beacon Power 4.3milyon 2012-

2016 Kinetik

Next-Generation Flywheel Energy

Storage

Mevcut teknolojilerinden daha

ekonomik olan, merkezinde şaft

içermeyen ve benzer teknolojilere

nazaran %400 daha fazla enerji elde

edilebilmesine olanak sağlayan

flywheel (volan) geliştirme

24

24

Araştırma

Kurumu

Mali

Destek ($)

Proje

Dönemi Kategori Proje Başlığı ve Tanımı

University of

Washington 1.4milyon

2012-

2015

Sensors &

Conrols

Renewable Energy Positioning

System

Depolama tesislerinin bulunduğu

yeri optimum şekilde seçerek

şebekelerin güvenli işlemesini

sağlama projesi

İstasyon depolama projelerine nazaran sayıca nispeten daha az olsa da ARPA-E

tarafından desteklenen taşıtlarda depolama projeleri, her gün birçok kez ulaşımda

kullandığımız araçların, enerji depolama kapasitelerinin artırılarak çevreyle daha

dost ve uzun menzilli araçlar geliştirilmesi amacını taşımaktadır. Bu kapsamda,

taşıtlarda depolama projeleri, araç pilleri (Vehicle Batteries) ve pilsiz (Non-Battery)

olmak üzere ARPA-E tarafından iki kategoriye ayrılmıştır. ARPA-E’nin internet

sitesinden derlenen taşıtlarda depolama projelerinden bazıları Tablo 2’de

özetlenmiştir.

Tablo 2. ARPA-E tarafından desteklenen Taşıtlarda Depolama Projeleri

Araştırma

Kurumu

Mali

Destek ($)

Proje

Dönemi Kategori Proje Başlığı ve Tanımı

GE Global

Research 891bin

2014-

2015

Vehicle

Batteries

Water-Based Flow Battery for EV

Maliyetleri %75’e kadar

düşürmesinin yanında taşıt

menzilini 240 mile çıkartması

planlanan akış pili (flow battery)

geliştirme

Massachusetts

Institute of

Technology

2.7milyon 2011-

2014

Non-

Battery

Advanced Thermo-Adsorptive

Battery

Elektrikli araçlarda menzili %30

kadar artıran ısı emişli pil geliştirme

(thermo-adsorptive battery-ATB)

Georgia Institute

of Technology 2.1milyon

2013-

2016

Non-

Battery

Graphene-Based Supercapacitors

Mevcut teknolojilerin sağladığından

daha fazla enerji depolanmasına

imkan tanıyan ve malzeme olarak

graphene kullanan süper kapasitör

geliştirme

25

4.5.Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Esneklik Değerlendirmeleri (Özgür

SARHAN)

Yenilenebilir enerji, enerji güvenliğini artırıcı ve çevreye fosil yakıtlar kadar zarar

vermeyen bir kaynak olarak iklim değişikliğinin önüne geçmek için bütün

Dünya’da payı hızla artan bir şekilde kullanılmaya başlanmıştır. Ancak, oldukça

faydalı olan bu teknolojinin sisteme entegrasyonunda bazı sıkıntılar vardır. Bu

sıkıntıların değerlendirilmesi ve politika yapıcılara yön vermesi açısından

Uluslararası Enerji Ajansı (IEA) tarafından çalışmalar yapılmaktadır. Bu

çalışmaların en önemli ayaklarından olan Yenilenebilir Enerjinin Şebekeye

Entegrasyonu (GIVAR), güneş ve rüzgar üretiminin (VRE) fazla olduğu yerlerde

sistem değerlendirmesi yapmaktadır. IEA, the Flexibility Assessment Tool (FAST)

adı verilen bir araç geliştirerek yenilenebilir üretimden kaynaklı bilinmezlik ve

esneklik kaynaklı sıkıntıları ortaya çıkarmaktadır.

2011’de başlayan projenin ilk aşamasında IEA, VRE’nin yarattığı dengesizliği

değerlendirmek için bir yöntem geliştirmiştir. Bu yöntem esneklik

değerlendirmesine ihtiyaç duyulan her yerde uygulanabilmektedir. Bütün güç

sistemlerinde üretimin ve talebin değişkenliği ve bilinmezliği benzer özellikler

göstermektedir. Talep saatten saate, sıcaklığa, mevsimselliğe, ekonomiye,

insanların yaşam aktivitesine bağlı olarak değişmektedir. Bu talebi karşılamak için

de birçok kaynaktan üretim yapılmaktadır. Eğer VRE kaynakları önemli bir paya

sahipse, bu kaynakların yarattığı dengesizlikleri dengelemek için tevzilenebilen

santraller, depolama, enterkoneksiyon ve talep tarafı gibi unsurlar kullanılmaktadır.

Şekil 1’de bu yöntemin şematik gösterimi yapılmıştır. FAST yöntemi temelde 4

adımdan oluşmaktadır:

26

26

Şekil 1: FAST Yönteminin Detaylı Gösterimi

1. Adım: Esnek kaynaklar tanımlanır. Bu esnek kaynaklar bir zaman diliminde

analiz edilir. Bu çalışmada 15 dakika, 1 saat, 6 saat ve 36 saatlik dilimler

kullanılmıştır. Örneğin, talep tarafı katılımının katkısının bu süreçler içinde nasıl

olabileceği değerlendirilmiştir.

2. Adım: Esnek kaynakların uygunluğu hesaplanır. Bütün kaynaklar kısıtlı olduğu

için ne kadarlık bir zaman diliminde katkı vereceği değerlendirilir. Örneğin

barajlı bir hidrolik santrali hemen devreye girebilirken, katkı vereceği süre

deposundaki su miktarına bağlıdır.

3. Adım: VRE kaynaklı ne kadar esnekliğe duyulduğu hesaplanır. Bunun için talep

tahminlerindeki hatalar, hava durumları, VRE kaynaklarının coğrafik dağılımı

bu noktada önem kazanmaktadır.

4. Adım: Sonuçlar karşılaştırılır. Sistem güvenliği için ne kadar VRE üretiminin

olması gerektiği bulunur.

IEA, FAST yöntemini Danimarka, Britanya, İberya (İspanya, Portekiz), Meksika,

Nordic Güç Piyasası (Danimarka, Finlandiya, Norveç, İsveç) ile Amerika ve

Kanada’nın bazı bölgelerinde fotovoltaik üretim potansiyeli için kullanmıştır. Şekil

2’de bu değerlendirmenin sonuçları yer almaktadır.

27

Şekil 2: Bazı Ülkelerin FAST Yöntemine Göre Değerlendirilmesi

Sonuçlara göre Danimarka’da VRE payının %63’lere kadar olmasında herhangi bir

sıkıntı görünmezken, Japonya'nın potansiyelinin dikkat çekmiştir. İyi bir VRE

sahipliği için güçlü bir şebekenin olması gerekliliği ortaya çıkmıştır.

GIVAR projesinin 2014 yılında yayınlanan ayağında IEA, FAST yönteminin

derinleştirerek FAST2’yi sunmuştur. Bu yöntemde ilk yönteme göre ekonomik ve

maliyet değerlendirmeleri de hesaba katılmıştır. FAST2 incelenen bölgelerin sistem

esneklerini analiz eden bir yaklaşımdır. Bu yaklaşımın amaçları şöyledir:

Güç sistemlerinin esnekliğini inceleyecek bir metodoloji ortaya koymak

Politika yapıcılara esneklik durumlarının önemini anlatarak daha detaylı

analizler sunmak

Daha detaylı analizlere zemin oluşturmak

Yöntem, ilk yöntemde olduğu gibi tevzilenebilen santraller, depolama,

enterkoneksiyon ve talep tarafını esneklik unsuru olarak dikkate almıştır. FAST2,

sistemin gün başından gün sonuna kadar olan dönemde saatlik olarak arz ve talep

değişimlerine hesaplar. Ayrıca, ilk yöntemden farklı olarak yıl içinde farklı VRE

28

28

penetrasyonlarıyla ne kadar sistem yetersizliğiyle karşı karşıya kalınabileceğini de

gösterir.

Sistemin esnekliği herhangi bir zaman diliminde aşağı ya da yukarı yönlü

gerçekleşen maksimum değişim olarak tanımlanmaktadır. Buna göre sistem

esnekliği, sistemin yönüne, zaman dilimine ve mevcut andaki santrallerin üretim

durumlarına bağlı bir fonksiyondur. FAST2 esneklik değerlendirmesi 3 adımda

yapılmıştır.

1. Adım: Sistemin arz esnekliği hesaplanır. Arz tarafının esnekliği hesaplanırken

tevzilenebilen santrallerin belli bir zaman diliminde ne kadarlık bir güç değişimi

yaratabileceği, çalışması gereken minimum yük ve devreye girme zamanı

dikkate alınmıştır.

2. Adım: Talebin esnekliğini değerlendirilir. Talebin esnekliği belirlenen zaman

diliminde herhangi bir saatte bir önceki saate göre değişiklik olarak hesaplanır.

Örneğin, saat 2’deki talep saat 1’deki talepten çıkarılarak bir saatlik değişkenlik

için bir veri noktası oluşturulabilir.

3. Adım: Arz ve talep esneklikleri karşılaştırılır.

IEA, FAST2 analizini Brezilya, İberya, Hindistan, İtalya, Japonya, Kuzeybatı

Avrupa (Norveç, Danimarka, İsveç, Finlandiya, Almanya, Birleşik Krallık, İrlanda,

Fransa ve Ercot (Teksas) bölgelerini değerlendirirken kullanmıştır. Sonuçlara göre

bütün bölgelerde %25’den %40’lara kadar esneklik seviyelerinde herhangi bir

kesinti olmadan yönetim sağlanabileceği görülmektedir. Eğer kesinti yapılırsa bu

oranlar daha yukarılara çıkabilir. Bu analizler yapılırken şebeke kısıtlarının

olmadığı varsayılmıştır. Ancak gerçekte kısıtların olduğu ve bu kısıtların VRE

üretimi önünde zaman zaman engel olabildiği görülmektedir. Ayrıca, tevzilenebilen

santrallerin daha iyi planlanmasıyla VRE üretimleri ve sistem esneklikleri rahatlıkla

artırılabilir.

Kaynaklar:

1) IEA (2011), Harnessing Variable Renewables: A Guide to the Balancing Challenge,

OECD/IEA, Paris.

2) IEA (2014), The Power of Transformation: Wind, Sun and the Economics of Flexible

Power Systems, OECD/IEA, Paris.

29

4.6. 2013–2014 Akaryakıt Tüketimi Hafta Sonu ve Ramazan Bayramı

Karşılaştırması (Müge ÇELİK)

2013 yılının ilk sekiz ayına ait motorin tüketimi 9.199.120.783 lt. olup, 2014 yılının

ilk sekiz ayında ise bu tüketim %4,56’lık bir artışla 9.629.148.885 lt. olarak

gerçekleşmiştir.

2013 yılının ilk sekiz ayına ait benzin tüketimi 1.624.843.695 lt. olup, 2014 yılının

ilk sekiz ayında ise bu tüketim %3,8’lik bir artışla 1.687.033.086 lt. olarak

gerçekleşmiştir.

2013 yılının ilk sekiz ayına ait akaryakıt (motorin+benzin) tüketimi 10.823.964.478

lt. olup, 2014 yılının ilk sekiz ayında ise bu tüketim %4,5’lık bir artışla

11.316.181.972 lt. olarak gerçekleşmiştir.

Şekil 1 2013-2014 Yılları İlk Sekiz Aylık Hafta Sonları Motorin Tüketimi

Şekil 2 2013-2014 Yılları İlk Sekiz Aylık Hafta Sonları Benzin Tüketimi

-

20.000.000,00

40.000.000,00

60.000.000,00

80.000.000,00

100.000.000,00

120.000.000,00

OCAK ŞUBAT MART NİSAN MAYIS HAZİRAN TEMMUZ AĞUSTOS

2013 2014

-

5.000.000,00

10.000.000,00

15.000.000,00

20.000.000,00

25.000.000,00

OCAK ŞUBAT MART NİSAN MAYIS HAZİRAN TEMMUZ AĞUSTOS

2013 2014

30

30

2013 ve 2014 yıllarının ilk sekiz aylık hafta sonu motorin ve benzin tüketimleri

Şekil 1 ve Şekil 2’de gösterilmiştir. Hafta sonları bazında 2013 yılında en fazla

motorin tüketimi Haziran ayında en az motorin tüketimi Ocak ayında gerçekleşmiş

olup, 2014 yılında ise en fazla motorin tüketimi Ağustos ayında en az motorin

tüketimi ise Ocak ayında gerçekleşmiştir. 2013 yılında en fazla benzin tüketimi

Haziran ayında en az benzin tüketimi Ocak ayında, 2014 yılında ise en fazla benzin

tüketimi Ağustos ayında, en az benzin tüketimi Ocak ayında gerçekleşmiştir. 2013

yılı ilk sekiz aylık hafta sonu ortalama motorin tüketimi 69.291.782 lt. iken, 2014

yılı ilk sekiz aylık hafta sonu ortalama motorin tüketimi ise %7,5’luk bir artışla

74.526.363 lt. olarak gerçekleşmiştir. 2013 yılı ilk sekiz aylık hafta sonu ortalama

benzin tüketimi 15.027.141 lt. iken, 2014 yılı ilk sekiz aylık hafta sonu ortalama

benzin tüketimi ise %7,2’lik bir artışla 16.112.149 lt. olarak gerçekleşmiştir. Şekil

1 ve Şekil 2’ye bakıldığında, iki akaryakıtın da birbirine paralel biçimde değiştiğini

görmekteyiz.

Şekil 3 Temmuz Ayı Motorin ve Benzin Tüketimi (lt)

31

Şekil 4 Ağustos Ayı Motorin ve Benzin Tüketimi (lt)

Tablo 1 2013 ve 2014 yılları Ramazan Bayramı’nda motorin ve benzin tüketimleri (lt)

2013 2014

BAYRAM GÜN MOTORİN(lt) BENZİN(lt) BAYRAM GÜN MOTORİN(lt) BENZİN(lt)

08.08.2013 (1.Gün)

PERŞEMBE 25.471.812,54 9.898.944,55 28.07.2014

(1.Gün) PAZARTESİ 27.025.508,05 9.791.235,83

09.08.2013 (2.Gün)

CUMA 25.948.960,07 8.748.908,57 29.07.2014

(2.Gün) SALI 29.609.591,69 9.165.205,40

10.08.2013 (3.Gün)

CUMARTESİ 30.142.202,96 8.844.876,62 30.07.2014

(3.Gün) ÇARŞAMBA 34.826.204,06 9.211.955,48

2013 ve 2014 yılları Ramazan Bayramı’nda motorin ve benzin tüketimleri Tablo 1,

Şekil 5 ve Şekil 6’da incelenmiştir. 2013 Ramazan Bayramı 08-10 Ağustos, 2014

Ramazan Bayramı 28-30 Temmuz tarihlerine denk gelmiştir. Dolayısıyla

bayramlardaki tüketimi incelemek amacıyla 2013 Ağustos ve 2014 Temmuz

aylarına bakılmıştır. 2013 Ağustos ayında ortalama motorin tüketimi 41.439.748 lt.

iken, aynı ay içerisinde denk gelen Ramazan Bayramı tüketimi Tablo 1’de

gösterilmektedir. Ramazan Bayramı motorin tüketim ortalaması 27.187.658 lt.

olup, Ağustos ayında ortalama motorin tüketimine göre %35’lik bir azalma

meydana gelmiştir. 2013 Ağustos ayında ortalama benzin tüketimi 8.270.410 lt.

iken, aynı ay içerisinde denk gelen Ramazan Bayramı tüketimi Tablo 1’de

gösterilmiştir. Ramazan Bayramı benzin tüketim ortalaması 9.164.243 lt. olup,

Ağustos ayı ortalama benzin tüketimine göre %10’luk bir artış meydana gelmiştir.

2014 Temmuz ayında ortalama motorin tüketimi 42.648.848 lt. iken, aynı ay

içerisinde denk gelen Ramazan Bayramı tüketimi Şekil 5’de gösterilmiştir.

Ramazan Bayramı motorin tüketim ortalaması 30.487.101 lt. olup, Temmuz ayı

32

32

ortalama motorin tüketimine göre %29’luk bir azalma meydana gelmiştir. 2014

Temmuz ayında ortalama benzin tüketimi 7.981.698 lt. iken, aynı ay içerisinde denk

gelen Ramazan Bayramı tüketimi Tablo 1’de gösterilmiştir. Ramazan Bayramı

benzin tüketim ortalaması 9.389.465 lt. olup, Temmuz ayında ortalama benzin

tüketimine göre %17’lik bir artış meydana gelmiştir. Sonuç olarak, 2013 ve 2014

Ramazan Bayramı’nda motorin tüketiminde önemli derecede azalma, benzin

tüketiminde ise bir miktar artış yaşanmıştır. 2013 Ağustos ve 2014 Temmuz

aylarındaki benzin tüketimi, motorin tüketiminin yaklaşık %17’sine tekabül

ettiğinden dolayı Ramazan Bayramı’nda motorin tüketimindeki çarpıcı düşüş ön

plana çıkmaktadır.

Şekil 5

Şekil 6

2013 ve 2014 yılları Ramazan Bayramı motorin ve benzin tüketimleri gün bazında

karşılaştırması Şekil 5 ve Şekil 6’da gösterilmiştir. 2013 yılı Ramazan Bayramı

-

5.000.000,00

10.000.000,00

15.000.000,00

20.000.000,00

25.000.000,00

30.000.000,00

35.000.000,00

40.000.000,00

1.Gün 2.Gün 3.Gün

2013-2014 Yılları Ramazan Bayramı Motorin Tüketimi(lt)

2013

2014

8.000.000,00

8.500.000,00

9.000.000,00

9.500.000,00

10.000.000,00

1.Gün 2.Gün 3.Gün

2013-2014 Yılları Ramazan Bayramı Benzin Tüketimi(lt)

2013

2014

33

motorin tüketim ortalaması 27.187.658 lt. iken, 2014 yılı Ramazan Bayramı

motorin tüketim ortalaması %12’lik bir artışla 30.487.101 lt. olarak gerçekleşmiştir.

2013 yılı Ramazan Bayramı’nın üçüncü gününde, ilk iki güne göre yaklaşık %18

daha fazla motorin tüketilmiştir. 2014 yılı Ramazan Bayramı’nın üçüncü gününde

ise, ilk iki güne göre yaklaşık %28 daha fazla motorin tüketilmiştir. 2013 yılı

Ramazan Bayramı benzin tüketim ortalaması 9.164.243 lt. iken, 2014 yılı Ramazan

Bayramı benzin tüketim ortalaması %2’lik bir artışla 9.389.465 lt. olarak

gerçekleşmiştir. Motorin tüketiminin tam tersine benzin, Ramazan Bayramı’nın ilk

gününde daha fazla tüketilmiştir. 2013 yılı Ramazan Bayramı’nın ilk günü son iki

güne kıyasla yaklaşık %13, 2014 yılı Ramazan Bayramı’nın ilk günü son iki güne

kıyasla yaklaşık %6 daha fazla benzin tüketimi gerçekleşmiştir.

34

34

4.7. Hollanda Doğal Gaz Piyasası (Ali GÜLMEZ)

Yıllık doğal gaz üretimi 80,2 bcm olan Hollanda doğal gaz ile ülke ekonomisine 13

milyar avroluk katkı ve 70.000 kişiye iş imkanı sağlamaktadır.

Ülkenin stratejik konumunda dolayı petrol arz zincirinde önemli bir yere sahiptir.

Petrol ürünlerinin %63’ünü ihraç etmektedir.

2012 yılında 60,4 bcm ihracat, 26,1 bcm ithalat yapmıştır. 2002 yılında 25,7 bcm

olan ihracatı 2012 yılında 34,3 bcm ile %33,3 artış göstermiştir. İhracatta; Almanya

(%38,8), Belçika (%18,4), İtalya (15,6), Fransa (%13), İthalatta; Norveç (%63,3),

Birleşik Krallık (%16,8), Rusya (%11,2), Danimarka (%5), Almanya (%2,2)

oranlarına sahiptir.

Doğal gaz tüketiminde elektrik üretiminin payı %30 civarındadır. 2002 yılına göre

%1,8’lik azalma olmuştur. 2012 yılında Doğal gazdan elektrik üretiminin payı %53

olarak gerçekleşmiştir.

Hollanda iletim sistemi 12.000 km uzunluğunda yüksek basınçlı boru hatlarından

oluşmaktadır. İletim sistem operatörü Gasunie Transport System B.V. (GTS)’dir.

Yüksek kalorifik değerli doğal gaz ve düşük kalorifik değerli doğal gaz ayrı boru

hatlarında taşınmaktadır. GTS bu iki hat arasında bağlantıyı sağlamak için yüksek

kalorifik değerli doğal gaza nitrojen ekleyerek düşük kalorifik değerli doğal gaz

elde etmektedir.

Hollanda, Almanya ve Belçika ile 53 bcm yüksek kaliteli doğal gaz ithalat

kapasitesine sahip iken Almanya, Belçika ve Birleşik Krallık ile toplam 117 bcm

ihracat kapasitesine sahiptir.

Hollanda’nın ilk LNG tesisi “Gas Access to Europe (GATE) 2011 yılında 12 bcm

(16 bcm’e çıkarılabilir) kapasitesi ile faaliyete geçmiştir. GATE terminal işletmesi

Ekonomi İşleri Bakanlığı tarafından tarife ve üçüncü taraf erişiminden 20 yıl süre

ile muaf tutulmuştur.

Hollanda büyük kısmı bitmiş sahalardan olmak üzere 5,7 bcm doğal gaz depolama

kapasitesine sahiptir. 2014/15 yılında 4,1 bcm kapasitesi ile tuz mağarası deposu

faaliyete geçecektir.

Hollanda Gaz Kanunu’na göre GTS her yıl ulusal Kalite ve Kapasite Raporu

yayınlamaktadır ancak tamamen ayrıştığı için gaz yatırım planı sunmak zorunda

değildir. GTS önümüzdeki yıllar için arz/talep dengesinin yeterli olduğunu

belirtmekte ancak 2020 sonrası için doğal gaz talebinin artışının karşılanması

konusunun öngörülemediğini belirtmektedir.

35

Hollanda doğal gaz piyasası toptan satış ve perakende satışta tamamen liberalleşmiş

durumdadır. Ekonomi İşleri Bakanlığı EBN’de (Energie Behear Nederland) tek

hisse sahibidir. Gasunie de ise tek hisse sahibi Finans Bakanlığıdır. Hükümet hemen

hemen bütün arama-üretim faaliyetlerine %100 devletin olan EBN ile katılmakta

ve ticarette GazTerra (%50 devlet şirketi, %25 Shell, %25 ExxonMobil) ile

faaliyette bulunmaktadır. Üst akışta %50-%50 Shell, ExxonMobil firması olan

NAM (Nederlandse Aardolie Maatschappij) firması en büyük şirket konumundadır.

Shell, NAM’da operatör konumundadır.

Perakende satış piyasasında RWE/Essent, Vattenfall/Nuon ve Eneco %83 piyasa

payına sahiptir.

Ekonomi İşleri Bakanlığı Maden Kanunu ve Doğal Gaz Kanunu ile doğal gazın üst

akışından alt akışına kadar ana politika düzenleyicisidir. Devlet Maden Denetim

birimi ise doğal gazın üretimi de dahil madencilik faaliyetlerinin denetiminden

sorumludur. Çevre ve iş güvenliğinin sağlanmasından sorumludur. Gerekli olması

durumunda soruşturmaların düzenlenmesi, cezaların verilmesi ve Ekonomi İşleri

Bakanlığına tavsiyelerde bulunması görevlerini yürütmektedir. Hollanda

düzenleyici kurumu Authority for Consumers & Markets (ACM) ise network

operasyonlarının gözlenmesi, doğal gaz arzına lisans verilmesi, doğal gaz

iletiminde tarifelerin onaylanması, doğal gaz piyasalarının işleyişinin gözlenmesi

faaliyetlerini yürütmektedir. Maden Denetim Birimi ve ACM, Ekonomi İşleri

Bakanlığının bağlı birimleridir. Kurumların bağımsızlıkları Maden Kanunu ve

Doğal Gaz Kanununda getirilen hükümler ile belirlenmiştir.

Madencilik Kanunu, Araştırma & Üretim faaliyetleri (depolama dahil) temel

terimleri ve koşulları belirlemektedir. Doğal Gaz Kanunu doğal gaz piyasalarının

işleyişine ilişkin temel terimleri ve koşulları belirlemektedir. (İletim Sistem

operatörü ve Dağıtım Sistem operatörlerinin sorumlulukları, düzenleyici, depolama

açılması, LNG tesisleri ve diğerleri)

2006 Şebeke Ayrıştırma Kanunu (Wet onafhankelijk netbeheer) elektrik ve doğal

gaz dağıtım şebekelerinin rekabete açık faaliyetlerden 1 Ocak 2011 tarihi itibari ile

ayrıştırılmasını istemiştir. Kanun ayrıca şebekelerinin dikey bütünleşik grupların

bir parçası olmasını da yasaklamıştır.

Hollanda giriş-çıkış rejimi piyasa alanı ve dengeleme alanı olmak üzere ikiye

ayrılmaktadır. 1 Nisan 2011 tarihinde Hollanda yeni bir dengeleme sistemine

başlayarak GTS yerine piyasa oyuncularının ulusal iletim şebekesinin

dengelenmesinden sorumlu tutmuştur. Bu düzenleme ile doğal gaz ticaretinin ve

likiditenin teşvik edilmesi amaçlanmaktadır. Piyasa oyuncuları TTF (Title Transfer

Facility)’de doğal gaz alıp satabilmektedir.

36

36

Hollanda saatlik toplam ve piyasa tabanlı dengeleme rejimi kullanmaktadır. İletim

Sistemi Operatörü GTS bütün şebeke kullanıcılarına saatlik olarak genel sistem

dengesi hakkında bilgi, portföy dengesizlikleri ve bir sonraki saat için kullanıcıların

pozisyonları hakkında bilgi vermektedir. Piyasa oyuncularının sistemin dengesini

sağlayamamaları durumunda ise sistemin dengesinin sağlanılması görevi GTS’ye

aittir.

Hollanda toptan doğal gaz fiyatları operatörü GTS olan TTF’de sanal ticaret

noktalarında belirlenmektedir. TTF’de piyasa katılımcıları GTS sisteminde olan

doğal gazı transfer etmektedir. TTF ticareti gün içinde 7/24 işlem görmektedir.

2012 yılında tezgah üstü ticaret toplam ticaretin %85, çift taraflı kontratlar %10 ve

doğal gaz takası %5 oranlarına sahip olmuştur.

Perakende satışda satıcının batması veya satış izninin kaldırılması durumunda son

kaynak tedarikçisi GTS arz güvenliğini sağlamakla mükellefdir.

Kaynak: Energy Policies of IEA Countries The Netherlands 2014 Review

37

5. AYIN KİTABI

Bu ay siz değerli okurlarımız için, Uluslararası Enerji Ajansı’nın 2014 yılı içinde

yayınladığı “THE POWER OF TRANSFORMATION” kitabını ele aldık. Kitap özetinin

hazırlanmasında emeği geçen tüm arkadaşlara teşekkür ederiz.

38

38

5.1.Giriş (Ömer Faruk GÜMRÜKÇÜ)

Bu kitap IEA’nın son iki yıldır yürüttüğü GIVAR (Grid Integration of Variable

Renewables) Projesinin 3. fazının sonuçlarını özetlemektedir. Kitapta şu sorunlara

değinilmektedir.

Rüzgar & PV Sistemlerin hangi özelliklerinden dolayı güç sistemlerine

etkisi incelenmektedir?

Rüzgar ve güneş santralleri gibi değişken yenilenebilir enerji (DYE)

kaynaklarının güç sistemlerinde artmasıyla ne gibi sorunlar ortaya

çıkacaktır? Bu sorunlar geçici mi yoksa uzun süreli midir?

Bu sorunların maliyet-etkin bir şekilde üstesinden gelinmesi için hangi

esneklik seçenekleri vardır? DYE kaynaklarının entegrasyonuna yönelik

etkili bir strateji oluşturmak için bu seçeneklerden nasıl bir bileşim

oluşturulabilir?

Yenilenebilir enerji üretimindeki artışın önemli bir kısmı rüzgar ve güneş

santrallerinden sağlanmaktadır. Kısa ve uzun dönemde de artışın önemli bir kısmını

oluşturmaya devam edeceği görülmektedir.

Rüzgar ve güneş santralleri bazı karakteristik özelliklerinden dolayı elektrik

sisteminde sorunlara yol açabilmektedir. Sorunların bazısı geçici bazısı ise uzun

dönemli etkilere yol açmaktadır. Bu sorunlardan biri santrallerin üretim çıkışının

değişken olması ve önceden tahmin edilmesinin zor olmasıdır.

Altyapının bir kısmının yaşlı olduğu (kararlı sistemler) ve elektrik talebin az artış

gösterdiği bunun da etkisiyle DYE kaynaklarının hızlı yer almadığı sistemlere

kıyasla altyapının önemli bir kısmının yaşlı olduğu (dinamik sistemler) ve DYE

kaynaklarının hızlı artış gösterdiği sistemlerde sorunlar daha hızlı etkisini gösterir.

Elektrik enerjisi doğası gereği üretildiğinde tüketilmesi gerekir. Her türlü

beklenmedik olaylarda, elektrik santral arızalarında, arz ve talepteki normal

dalgalanmalarda elektrik enerjisi anlık olarak dengelenmelidir. Anlık dengeleme

ihtiyacı elektriğin depolanmasının çok maliyetli olmasından kaynaklanmaktadır.

DYE kaynaklarının sisteme girişinin artmasıyla elektrik piyasasında gerçekleşecek

yatırımlar uzun dönemde değişiklik gösterecektir.

Esneklik bir güç sisteminin arz ve talepteki hızlı ve büyük değişimlere rağmen

enerji sağlama hizmetini devam ettirebilme yeteneğidir. Esneklik bölgelere bağlı

değişim gösterebilmektedir. Örneğin bir bölgede hidroelektrik santral sayısının

fazla olması o bölgenin esnekliğini artırıcı rol oynarken termik santrallerin fazla

39

olması esnekliği azaltıcı rol oynamaktadır. Bunun yanında depolamanın da

esnekliği artırıcı etkisi vardır. Ayrıca esneklik sadece arz tarafına bağlı değildir.

Talep tarafı katılımının fazla olduğu bir sistemin esnekliği de önemli ölçüde

artacaktır.

Kitapta GIVAR 3 projesinde DYE kaynaklarını sistemine entegre eden 15 ülke

hakkında bilgiler yer almaktadır. IEA uzmanları bu ülkeleri ziyaret ederek sistem

ve piyasa operatörleri, düzenleyiciler, akademisyenler, hükümet ve sektör

temsilcileriyle 50’yi aşkın görüşmeler gerçekleştirmiştir.

Kitapta enterkonnekte bir sistemde değişken kaynakların ve sisteme esneklik

sağlayan kaynakların (hızlı devreye giren santraller, şebeke altyapısı, depolama ve

talep tarafı katılımı) uzun dönemde birbirleriyle etkileşimi ve sistemdeki davranışı

ele alınmıştır. Kitabın 3 ana bileşeni vardır. 2. ve 3. bölümler ilk bileşeni

oluşturmaktadır. İlk bileşende değişken kaynaklarının sisteme etkileri ve güç

sistemlerinin teknik esnekliği değerlendirilmektedir. İkinci bileşeni 4. bölüm

oluşturmaktadır. Burada değişken kaynakların kullanım payının fazla olduğu

sistemlerde bu kaynakların ekonomik etkisi analiz edilmektedir. Son bileşen ise 5.

bölümden 8. bölüme kadar olan yerleri kapsamaktadır. Bu bölümlerde değişken

kaynakların hangi oranlarda sistem girişlerinin başarıya ulaşabileceğinden söz

edilmektedir.

40

40

5.2.Değişken Yenilenebilir Enerji Yayılımının Sistem Etkileri (Adem

BİLMEZ)

1. Özet:

Değişken yenilenebilir enerji (DYE) yayılımının sistem etkileri, tüm sistemdeki

farklı bileşenlerin etkileşiminin karmaşık sonucudur. Bütünleşme etkileri yüksek

düzeyde sisteme özgüdür. Ancak sınırlı sayıdaki DYE üretimi ve güç sistemi

özelliği önemli oranda bütünleşme etkisi ile ilgilidir.

Sistem bağlamındaki etkiler genişçe 2 grupta toplanabilir:

Kararlı sistem, düşük talep artışı ve kısa dönemli az altyapı emekliliği

Dinamik sistem, talep ve/veya altyapı ihtiyacı artışı olması.

Yenilenebilir olmayan üretim için, 2 ana kalıcı etki vardır; kısa dönem değişiklikleri

ve net yükte artışlar olması.

Daha geniş coğrafi bölgelerde çıkış gücünün toplanması ve rüzgar, güneş

karışımının yayılımı ile net yük değişkenliğini azaltmak. Ek şebeke yatırımı veya

mevcut şebekenin daha iyi kullanımı bunun başarılmasında şarttır.

Değişken yenilenebilir enerji entegrasyonu hakkındaki politik tartışmalar

sürdürülmekte olup, konunun teknik olarak karmaşık olmasından dolayı çözümü

güçtür. Bu bölümde DYE yayılımının değişik etkileri daha uyumlu bir çerçevede

inceleniyor. Kısaca değişken yenilenebilir enerji girişinin artan sistem etkileri

özetlenmektedir.

2. Değişken Yenilenebilir Enerji Generatörlerinin Özellikleri

DYE jeneratörlerinin güç sistemi işletmesi ve yatırımını destekleyen bir dizi

özellikleri vardır. Bu özelliklerle ilgili bilgiler gelişerek değişmeye devam ediyor.

Değişken yenilenebilir generatörlerin entegrasyon açısından herhangi bir önem

sırasına sokmaksızın 6 özelliği ele alınmaktadır. Değişken yenilenebilir enerji

generatörleri;

- Düşük kısa dönem maliyeti (kurulu bir DYE generatörün kısa dönem

çalıştırılma maliyeti sıfıra yakındır)

- Değişkenlik (güç çıkışı, kaynağın emre amadeliğine göre değişkenlik

gösterir, rüzgar, güneş)

- Belirsizlik (kaynakların emre amadeliği sadece gerçek zamana çok az kala

yüksek doğrulukta tahmin edilebiliyor)

41

- Yer kısıntısı (kaynaklar her yere denk olarak dağıtılmamış ve taşıtılması

mümkün değildir)

- Modülarite (ünitelerin güç skalası; fosil, nükleer ve büyük hidro

generatörlerden daha düşüktür)

- Asenkronluk (DYE santralleri geleneksel büyük generatörlere göre

şebekeye güç elektroniği ile bağlanmaktadır)

2.1 Düşük Kısa Dönem Maliyeti

Bu teknik bir özellik değildir ancak elektrik piyasalarında önemli bir etkiye sahiptir,

o yüzden listenin en başında yer verilmiştir. Kurulum tamamlandıktan sonra rüzgar

ve güneşten elektrik bedava elde edilir. Ancak talep artışının olmaması ve mevcut

santrallerden devreden çıkacak santral olmaması durumunda bu entegrasyonun

sağlanması sadece piyasadaki diğer santrallerin piyasa oranının azalmasıyla

mümkün olabilecektir. Bu durum özellikle OECD üyesi ülkelerde söz konusudur.

Tam rekabetçi ve fosil yakıt ağırlıklı bir piyasada söz konusu etkiler daha sık ve

yoğun görülmektedir. DYE, destek politikaları nedeniyle durum daha da karmaşık

hale gelmektedir. Kararlı güç sistemlerinde piyasa değişiminin anlaşılması için

aşağıdaki 3 sebebin çözülmesi gerekiyor, bunlar;

DYE kısa süreli maliyetinin düşüklüğü

Performans temelli girişimler

Piyasa önceliği (YEK’in zamana bağlı olmaksızın tüm üretiminin

piyasaya girişi)

Kısa süreli üretim durumunda DYE merit-order’da ilk sırayı alabilecek teknolojidir.

Piyasada gaz, kömür gibi fosil kaynakların yerini alır. Politik bağlamda DYE

üretimleri zamana bağlı olmadan değişik mekanizmalarla piyasaya alınır.

Kısaca DYE generatörlerinin payının artması, elektrik piyasasında 2 etki ortaya

çıkartır;

DYE santralleri üretim yapınca piyasa fiyatları düşer

Özellikle kısa süreli maliyetlerden dolayı diğer generatörlerin piyasa

oranı azalır,

42

42

Grafik-1 Merit-order etkisi

Kısa süreli maliyeti düşük ek üretim ile piyasa fiyatları düşüş eğilimine geçer. PV

üretiminin artmasıyla, piyasa yapısı değişir.

Grafik-2 Alman spot piyasa yapısının değişimi

Mid-merit santraller, geçiş süreci etkisi ve merit-order etkisinin her ikisine de

maruz kalacaktır. DYE piyasaya girişi, temel yük santrallerinin merit-order etkisine

maruz kalmasına neden olabilecek kadar yüksektir. Elektrik ithalatı artırılarak bu

etkiler azaltılabilir.

43

Tablo dinamik sistemlerde farklıdır. Örneğin Brezilya ve Hindistan gibi ülkelerde

DYE artışı artan talebin karşılanmasında önem arz eder.

2.2 Değişkenlik

Rüzgâr ve güneş üretimindeki değişkenlik, hava durumundaki değişkenliği ifade

eder. Bu değişkenlik dakikadan dakikaya, mevsimden mevsime göre farklılık arz

eder.

Grafik-3 İtalya DYE Üretim kaynaklarının tek ve toplam sistem etkilerinin

değişimi

Kaynakların bireysel olarak değişimi çok hızlı olmakla birlikte toplam etki

bireyseldeki kadar hızlı değildir.

Kaynakların birbiriyle korele durumu her yerde pozitif olmayabilir.

44

44

Grafik-4 DYE Üretim kaynaklarının tek ve toplam sistem etkilerinin değişimi

Geniş alanlarda rüzgâr ve güneşin toplamı değişkenliği azaltmakla birlikte

tamamen yok edemiyor.

2.2.1 Dengeleme Etkisi

DYE üretimi arttıkça, net yük daha belirgin bir şekilde kısa süreli değişkenliği

gösterir.

Grafik-5 DYE Üretiminin toplam üretim içerisindeki payına bağlı olarak

dengeleme etkisinin değişimi

45

2.3 Belirsizlik

Rüzgâr hızı ve güneş ışımasının tam olarak tahmin edilmesi mümkün değildir.

Belirsizlik diğer DYE özelliklerine göre de değişiklik gösterir. Bu durum DYE

karakteristiğine göre değil, meteorolojik tahminlerin doğruluğu ile ilgilidir. Tahmin

hataları rastgele dağılmaktadır. Daha büyük alanlar için yapılan tahminler daha

doğru ve DYE üretimindeki belirsizlik daha küçüktür. Tahmin kalitesi son yıllarda

son derece artmıştır. Sonuç olarak tahmin hataları azalmakta ve DYE

gözlemlenebilmesi meteorolojik gelişmelere bağlı olarak artmaktadır.

Dört yıl önce;

Kısa tahminlerin (1 ile 3 saat) yaklaşık yarısında hata oluyordu.

Bugünlerde gün öncesi tahminlerde hata 1/3 oranına düştü.

Bir saat önce yapılan tahminler ise gün öncesinin yaklaşık 3 katı daha doğru

yapılabilmektedir.

Tahminlerin böylesine gerçek zamana yaklaşması işletme yapanları tahmin

doğruluğu açısından gerçek zamana daha da yaklaştırmaktadır.

Güneş enerjisi tahminleri, rüzgâra göre daha az olgunlaşmış durumdadır. Açık

havada üretim tahmini güneşin konumu bilindiği için çok kolaydır. Karla kaplanma

veya sis durumu tahmin hatalarına yol açıyor. Tahminlerde sis etkisi 2011 den sonra

hesaba katılmaya başlandı. Alman meteoroloji servisi manuel sis haritası üretti, bu

haritanın otomotize etme çalışmaları devam ediyor.

Grafik-5 İspanya’da Rüzgar tahmin doğruluklarının yıllar içinde gelişimi

46

46

Belirsizliği azaltmaya yönelik alınan önlemler sistem güvenliğini sürdürmek için

gerekli yedek kapasitesini belirlemektedir. Bu önlemler temel olarak tahmin

bilgilerini elde etme ve bu bilgileri karar vermede etkin olarak kullanma amacıyla

alınır.

Grafik-5 Rüzgar üretim payının artmasıyla yedek kaynak gerekliliğinin artışı

2.4 Yer Kısıntısı

DYE kaynakları coğrafi olarak eşit dağıtılmış değildir. Bazı fosil kaynakların

taşınması mümkünken DYE taşınması mümkün değildir. Diğer yandan DYE

açısından zengin bölgeler genel olarak ulaşılması ve değerlendirilmesi daha zor

bölgelerdir. Örneğin rüzgâr yoğunlukla deniz açıklarında iken, güneş çöllerde

yoğunlaşmaktadır. Bu kaynaklardan faydalanılabilmesi için iletim sistemine

bağlantısı gerekir. Bu bağlamda, yüksek kalitedeki kaynakların uzaklığı ve uzaklık

gereği şebeke bağlantı maliyeti arasında bir ödünleşme gerekir.

2.5 Modülarite

Bireysel DYE ünite büyüklükleri geleneksel ünitelerden daha düşüktür. Modern

rüzgâr türbinleri 1-7 MW arasında değişir. Güneş panelleri ise 0,1-0,3 kW arasında

değişir. Geleneksel bir termik santral ünitesi ise 1.000 MW’a kadar çıkmaktadır.

DYE genellikle dağıtım şebekesinden bağlanmaktadır, böylelikle dağıtım

şebekesinde çok sayıda küçük üretim tesisi bağlanmaya devam edecektir ve yeni

bir sistem yaklaşımına ihtiyaç vardır.

47

Grafik-6 Almanya’nın dağıtımdan bağlı DYE kaynaklarının üretimiyle

şebekeye(Trafo Merkezi) etkisinin değişimi

2.6 Senkron Olmayan Teknoloji

Güç sistemindeki geleneksel santraller senkron generatörlerdir. Yani generatörden

çıkan enerjinin frekansı şebeke frekansına eşittir. (50 Hz)

Tablo 1 Rüzgar ve Güneş teknolojilerinin farklılıkları

3. Sistem Etkileri Öncesi ve Sonrası Adaptasyonu

DYE sistem etkileri güç sistemlerinin bireysel durumuna göre farklılık arz eder.

DYE oranının artmasının sistem etkisini daha iyi anlamak için her sisteme özgü

analizlerin yapılması gerekir.

Değişken Yenilenebilir Enerji üretimi, düşük talep artışı ve/veya altyapı

gereksinimi;

- Yakıt maliyet tasarrufu

48

48

- Kısa dönem marjinal sistem maliyetinin azalması

- Daha pahalı olan üretim kaynaklarının devreden çıkması

- Emisyonların azalması

- Santral döngüsü ve rezerv ihtiyacı için net yük değişkenlik ve belirsizliğinin

artması

- Dağıtım ve iletim şebekelerinin doyuma ulaşması

- Senkron olmayan üretim payının artması dolayısıyla yüksek üretim

zamanında özellikle küçük sistemlerde sistem kararlılığının etkilenmesi

vb. etkenlere bağlıdır.

49

5.3.Örnek Olay Bölgelerinde Teknik Esneklik Değerlendirmesi (Özgür

SARHAN)

1. Örnek Olay Bölgelerine ve Sistem Davranışlarına Bakış

Bu çalışmada İberya, İtalya, ERCOT (Teksas), Kuzeybatı Avrupa (NWE),

Hindistan, Japonya ve Brezilya incelenmiştir. Grafikte bu bölgelerdeki elektrik

üretiminin kaynaklara göre dağılımı sunulmuştur. Buna göre bölgelerin temel

üretim özellikleri aşağıdaki gibidir:

Hindistan: %12 hidro, %3 rüzgâr ve güneş (VRE), kalanı fosil yakıtlar

İtalya: %16 hidro, %11 VRE, kalanı fosil yakıtlar, en yüksek güneş kurulu

gücüne sahip ülke

İberya: %21 VRE, %46 fosil yakıtlar, %18 nükleer, en yüksek rüzgâr kurulu

gücüne sahip ülke

Brezilya: %80 hidro, %10 fosil yakıtlar, %1’’e yakın VRE

NWE: 3’te 1 nükleer, 3’te 1 fosil yakıtlar, 3’te 1 yenilenebilir

Japonya: %86 fosil yakıtlar, %9 hidro, %2’den az VRE

ERCOT: %79 fosil yakıtlar, %12 nükleer, %9 VRE

50

50

Özetle, her bölge kendi içinde çok fazla üretim çeşitliliğine sahiptir. Bölgeleri

birbirilerine göre değerlendirmek için çeşitli metodolojiler kullanılarak bir

puanlandırma yapılmıştır. Bu yöntemler şöyledir:

Kurulu Güç Alanı: Kurulu gücün bulunduğu alanın büyüklüğü daha çeşitli bir

üretim karışımına sahip olacağından dolayı istatistiksel olarak değişkenlik ve

bilinmezlikler daha az hissedilir.

Şebeke Güçlülüğü: İletim kısıtlarına sahip olmayan bir iletim şebekesi,

değişkenliklere daha sağlıklı tepki gösterir.

Enterkoneksiyon: Komşu ülkelerle bağlantı olması, esnek üretimin daha fazla

tolere edilmesini sağlar.

Piyasa Sayısı: Ülkeler kendi içlerinde piyasa sayısı açısından farklılık

göstermektedir. Örneğin İberya’da tek bir piyasa varken, Japonya’da birden

fazla piyasayla arz talep dengesi sağlanmaya çalışılmaktadır.

VRE Üretiminin Coğrafik Dağılımı: Herhangi bir bölgede, hava durumu

homojen olmayacağından dolayı, VRE üretimi oldukça dağınık olacaktır.

Tevzilenebilen Üretimin Esnekliği: Kısa sürede devreye girip devreden

çıkabilen santrallerin varlığı esnekliği artıran bir faktördür.

Yatırım Fırsatları: Yeni yatırımlar, projekte edilen VRE sistemlerine göre

yapılacağından daha sağlıklı ve esnek sistemler oluşturulacaktır.

51

Şekilde yukarıdaki metodolojilere göre bölgelerin değerlendirilmesi sunulmuştur.

Örneğin, Hindistan’ın kurulu güç alanı oldukça genişken, diğer bölgelere göre

yatırım olanakları daha fazladır.

2. VRE Kurulu Güç Projeksiyonları

Uluslararası Enerji Ajansı (IEA) tarafından yayınlanan Medium-Term Renewable

Energy Market Report temel alınarak incelenen bölgelerin mevcut ve tahmin edilen

VRE kurulu güçleri ortaya çıkarılmıştır. Ayrıca IEA World Energy Outlook ve IEA

Energy Technology Perspectives raporlarındaki veriler kullanılarak uzun dönemli

VRE kurulu güç tahminleri de yapılmıştır.

2018 yılına kadar VRE kurulu gücü açısından en çok artışın Brezilya’da %405’lik

bir oranla gerçekleşmesi beklenmektedir. Miktarsal olarak Kuzeybatı Avrupa’da

2018 yılında 149 GW’lik bir kurulu güç tahmin edilmiştir. Bu kurulu gücün 79

GW’ı rüzgar, 69 GW’ı güneş olacaktır.

2012’ye göre oransal olarak en düşük VRE kurulu güç artışı %8’le İberya’da

olacaktır. İberya’da 2018 yılına kadar rüzgar potansiyelinin tamamının kullanılması

beklenmektedir.

52

52

Kaynak türleri bakımından 80 GW’a yakın bir güneş kurulu gücün devreye

alınacağı, 50 GW’a yakın da bir rüzgar kurulu gücü artışı olacağı öngörülmüştür.

Özetle, 2018 yılına kadar bütün bölgelerde VRE kurulu gücünde yüksek bir artış

olacaktır.

3. VRE Üretim Tahminleri

Grafikte bölgelere göre 2012-2018 yıllarında VRE üretimi incelenmiştir. İberya

bütün bölgeler içinde en yüksek VRE payına sahip olmasına rağmen en düşük artış

bu bölgede gerçekleşecektir. İtalya ve ERCOT’ta yaklaşık %30’luk bir artış

öngörülmüştür. Ayrıca, NWE ve Hindistan’da üretimin iki katına çıkacağı,

Brezilya’nın ise %1’lik payını %4’lere ulaştıracağı tahmin edilmektedir.

Japonya’nın 2018 yılında ciddi bir güneş katkısı olacağı görülmektedir.

53

2012 – 2018 yıllarında bölgelerdeki elektrik talebi ve VRE üretiminin değişimleri

incelendiğinde yine ciddi farklılıklar olduğu görülmektedir. Özellikle Brezilya ve

Hindistan’da ciddi bir talep artışı olacağı, diğer yandan Kuzeybatı Avrupa’da ciddi

bir VRE üretim artışı olacağı öngörülmüştür.

4. Uzun Dönem Tahminleri

IEA, World Energy Outlook raporunda 3 farklı senaryo üzerinden tahminlerini

yapmıştır. Bu senaryolar “Yeni Politikalar Senaryosu”, “450 Senaryosu”, “Mevcut

Politikalar Senaryosu” şeklindedir. Yapılan analizlerde bütün senaryolarda VRE

üretimin payının artacağı öngörülmüştür. Üretim artışının en çok iklim

değişikliğinin en çok vurgulandığı 450 Senaryosunda olacağı tahmin edilmektedir.

54

54

5. FAST2 Değerlendirmesi

FAST2 incelenen bölgelerin sistem esneklerini analiz eden bir yaklaşımdır. Bu

yaklaşımın amaçları şöyledir:

Güç sistemlerinin esnekliğini inceleyecek bir metodoloji ortaya koymak

Politika yapıcılara esneklik durumlarının önemini anlatarak daha detaylı

analizler sunmak

Daha detaylı analizlere zemin oluşturmak

Ayrıca, analizler yapılırken bütün bölgelerin iletim hatlarının yeterli olduğu ve

komşu ülkelerle enterkoneksiyon yapabilme kapasitelerini sahip olduğu gibi bazı

varsayımlar yapılmıştır.

6. Metodoloji

FAST2 esneklik değerlendirmesi 3 adımda yapılmıştır.

Sistemin arz esnekliğini hesapla

Talebin esnekliğini değerlendir

Arz ve talep esnekliklerini karşılaştır.

Sistemin esnekliği herhangi bir zaman diliminde aşağı ya da yukarı yönlü

gerçekleşen maksimum değişim olarak tanımlanmaktadır. Buna göre sistem

esnekliği sistemin yönüne, zaman dilimine ve mevcut andaki santrallerin üretim

durumlarına bağlı bir fonksiyondur.

Talebin esnekliği belirlenen zaman diliminde herhangi bir saatte bir önceki saate

göre değişiklik olarak hesaplanır. Örneğin, saat 2’deki talep saat 1’deki talepten

çıkarılarak bir saatlik değişkenlik için bir veri noktası oluşturulabilir.

Arz tarafının esnekliği hesaplanırken tevzilenebilen santrallerin belli bir zaman

diliminde ne kadarlık bir güç değişimi yaratabileceği, çalışması gereken minimum

yük ve devreye girme zamanı dikkate alınmıştır.

7. Analiz Sonuçları

Aşağıdaki grafiklerde her bölge için yapılan analizin sonuçları yer almaktadır.

Grafikler, VRE penetrasyonu artarken sistemin esnekliğe hangi oranda tepki

55

verdiğini göstermektedir. X ekseni, elektrik talebindeki VRE payını gösterirken, y

ekseni yetersiz esnekliğe sahip olunan saatleri göstermektedir.

Özetle, bütün bölgelerde %25’den %40’lara kadar esneklik seviyelerinde herhangi

bir kesinti olmadan yönetim sağlanabileceği görülmektedir. Eğer kesinti yapılırsa

bu oranlar daha yukarılara çıkabilir.

Bu analizler yapılırken şebeke kısıtlarının olmadığı varsayılmıştır. Ancak gerçekte

kısıtların olduğu ve bu kısıtların VRE üretimi önünde zaman zaman engel olabildiği

görülmektedir. Ayrıca, tevzilenebilen santrallerin daha iyi planlamasıyla VRE

üretimleri ve sistem esneklikleri rahatlıkla artırılabilir.

56

56

5.4. Maliyetler Ve Faydalar: Değişken Yenilenebilir Enerji Değeri (Müge

ÇELİK)

Bu bölüm, bir üretim teknolojisinin ekonomik analizinde sistem etkilerini hesap

ederek bu konulara nasıl yaklaşılacağını tartışır.

İlk olarak, üretim maliyetleri hesaplama standart yaklaşımı (LCOE), diğer

teknolojileri kıyaslamada uygun olmayabilir.

İkincisi, ekonomik değerlendirme etkileri içeren mevcut uygulamalarda temel

yöntemsel sıkıntılar vardır.

Üçüncü olarak, toplam sistem maliyetleri aşaması analizi (sistem değer yaklaşımı)

bu yöntemsel sıkıntılardan kaçınır ve bu yüzden tercih edilir.

Değişken Yenilenebilir Enerji

Değişken Yenilenebilir Enerji’nin güç sistemindeki ekonomik etkileri önemlidir.

Çünkü aşağıdaki konular üzerinde düşünmemize yardımcı olacaktır.

• Toplam enerji sistem maliyetlerinde Değişken Yenilenebilir Enerji’nin

etkisinin hesaplanması

• Değişken Yenilenebilir Enerji’nin yaygınlaşmasının maliyet etkinliğinin

değerlendirilmesi

• Değişken Yenilenebilir Enerji’nin entegrasyonunu kolaylaştırmak için

esnek seçeneklerin geliştirilmesi

• Farklı enerji üretim teknolojilerinin rekabet gücünün değerlendirilmesi

• Yeni teknolojilerin maliyetlerinin hesaplanması

Kişisel Ve Toplumsal Görünüm

Ekonomik analiz, toplum ya da kişisel açıdan ele alınır. Kişisel açıdan bakıldığında,

kar ve maliyetler hesaba katılır. Örneğin; hesaplanmış kazanç, maliyetlerden

büyükse Değişken Yenilenebilir Enerji rekabetçidir. Toplumsal açıdan ise;

toplumsal fayda, maliyetten daha ağır basıyorsa Değişken Yenilenebilir Enerji

etkilidir.

Tüm sabit ve operasyonla (üretim, şebeke alt yapısı, depolama ve herhangi bir

maliyet) ilgili maliyetleri içeren sistem “Toplam Sistem Maliyetleri” olarak

57

adlandırılır. Bu sistem öncelikli olarak Değişken Yenilenebilir Enerji entegrasyon

seçenekleri için yararlıdır.

Entegrasyon Maliyetleri Ve Değişken Yenilenebilir Enerjinin Değeri

Üretim teknolojisinin ekonomik değerlendirmesine; zaman, yer ve yöntem

etkilerini dahil etmek için başlıca iki yol vardır. Uygulamada her iki yaklaşım,

enerji sisteminin işlem ve yatırım maliyetlerini doğru bir şekilde hesaplamaya

çalışan bilgisayar yazılımına bağlıdır. Fakat iki yaklaşımın arkasındaki temel fikir

farklıdır. Birinci yaklaşım, entegrasyon maliyet hesabını dikkate almaktadır. İkinci

yaklaşım ise, belli bir teknolojinin geliştirilmesinin, toplam maliyet sistemine

getireceği etkiyi göz önüne almaktadır.

Entegrasyon Maliyetleri

• Değişken Yenilenebilir Enerji, sık sık değişkenliklerin ve büyük ölçekte

belirsizliklerin olduğu ilk güç üretim teknolojisidir.

• Entegrasyon maliyeti hesaplarken farklı senaryolar kullanılır. Bazı senaryolar

teknoloji kullanımını (akıllı şebeke kullanımı vb.) daha fazla dikkate

almaktadır. Bu da senaryolar arasında maliyet farklılıkları oluşturmaktadır.

• Entegrasyon maliyetleri birkaç şekilde karşılanabilir. (tarifeye, ihalelerde

tekliflere veya üretim şirketleri ürettiği elektriğin fiyatına yansıtılabilir)

• Konvansiyonel ve yenilenebilir enerji kaynaklarının maliyet analizi yapılırken,

aynı bazda kıyaslama yapılmalıdır. Yani yakıtın gelmemesi ya da rüzgarın

esmemesi gibi durumların göz ardı edilmesi gerekmektedir.

• Rüzgar ve güneş tahminleri her ne kadar gün öncesinden belirlense de, gerçek

zamanla uyuşmamaktadır. Dolayısıyla yenilenebilir enerjinin yetersiz kaldığı

zaman konvansiyonel kaynaklar devreye girmektedir. Bu da dengeleme

maliyetini ortaya çıkarmaktadır.

• Yenilenebilir enerjide çeşitliliğe gitmek daha yararlı olmaktadır.

• Yenilenebilir enerji kaynakları, konvansiyonel kaynaklar kadar sistem

kapasitesine katkı sağlayamamaktadır. Bu durumda sistemi, konvansiyonel

kaynaklar desteklemektedir. Bu da yeterlilik maliyetini ortaya çıkarmaktadır.

• Yenilenebilir enerji santrallerinin iletim şebekesine uzak olmasından dolayı

bağlantı hatları ve yeni şebeke sistemleri şebeke maliyetini oluşturmaktadır.

58

58

Denge Etkileri

• Dengeleme maliyetleri, enerji sisteminin işlevsel maliyetlerindeki değişikliği

yakalamaya çalışır.

• Dengeleme etkisi, aslında tüm işlevsel etkilerin küçük bir bileşenidir.

• Maliyetler, işlevsel uygulamalara bağlıdır. (örneğin; piyasa düzenlemeleri ve

tahminlerin kullanımı gibi)

• Daha esnek enerji santralleri ve diğer esnek seçenekler yaygınlaştığında

Değişken Yenilenebilir Enerji dengeleme maliyetinin azalması olasıdır.

Denge Maliyetlerinin Kıyaslanması

Denge etkisi, tüm işlevsel etkilerin küçük bir bileşenidir ve diğer etkilerden doğru

bir şekilde ayrıştırmak zordur. Tahmin hataları ve değişkenlikle ilgili artan stok

ihtiyacı, toplam sistem maliyetlerini arttıracaktır. Mevcut entegrasyon çalışmaları,

farklı seviyelerde tahminler ve farklı programlama uygulamaları varsaymaktadır.

Farklı denge maliyet hesaplarını karşılaştırırken, bu akılda tutulması gerekir.

Literatürde rüzgar enerjisi için denge maliyet hesapları, sistem içeriği ve girişe

(penatrasyona) bağlı olarak MWh başına 1 ile 7 $ arasında değişir. (Holttinen, 2011

Hirth ve 2013 Ueckerdt ve Edenhofer tarafından incelendi)

59

Yeterlilik Etkileri

Mevcut Yeterlilik Maliyetleri hesaplama yöntemleri genellikle pik taleple

karşılaşıldığında Değişken Yenilenebilir Enerji katkısına odaklanır. Değişken

Yenilenebilir Enerji üretimi bol bulunabilir. Bu durumlarda Değişken Yenilenebilir

Enerji kesinti yapmasın diye diğer teknolojiler üretimlerini azaltırlar. Bu da

kullanım etkisi anlamına gelmektedir.

Üretim Maliyetleri İle Değişken Yenilenebilir Enerjinin Karşılaştırılması

Sistem değer yaklaşımı, Değişken Yenilenebilir Enerji entegrasyonun ekonomik

etkileri için avantajdır. İlave Değişken Yenilenebilir Enerji üretimi, maliyetten

(LCOE) büyükse Değişken Yenilenebilir Enerji girişinin (penatrasyonunun)

artması toplam sistem maliyetlerini azaltmaya yardım eder. Ayrıca LCOE ile sistem

değeri arasındaki fark, sistem maliyetlerinin ne kadar artacağı ve azalacağının bir

göstergesidir.

60

60

Değer Görünümü

Değişken Yenilenebilir Enerji’nin iki temel etkisi bulunmaktadır.

1) Konvansiyonel çevrim santrallerinin maliyetlerinde artış, ek şebeke altyapı

maliyeti ve Değişken Yenilenebilir Enerji yaygınlaşma maliyeti. Bu grup ekstra

maliyet olarak isimlendirilir.

2) Yakıt maliyetlerinde azalma, kayıplarda azalma, karbondioksitte azalma,

emisyonda azalma, diğer üretim kapasite ihtiyacında azalma, şebeke ihtiyacında

azalma. Bu grup kaçınılan maliyet olarak isimlendirilir.

Değişken Yenilenebilir Enerji’nin değerini birkaç faktör etkiler. Bunlar:

• Girim hızı

• Güç sistemi ve üretim portföyünün esnekliği

• Sisteme eklenen Değişken Yenilenebilir Enerji’nin, sistemdeki diğer

değişikliklere ilişkin hızı

• Değişken Yenilenebilir Enerji üretim ve talebi arasındaki ilişkiyi geçici ve

bölgesel karşılaştırmak

Diğer Faydalar

• Değişken Yenilenebilir Enerji’nin yaygınlaşması, fosil yakıt talebini azaltır ve

bu da fosil yakıtların piyasa fiyatını azaltır.

61

• Değişken Yenilenebilir Enerji, fosil yakıtların fiyat dalgalanmalarına karşı

doğal bir önlem sağlar.

• Değişken Yenilenebilir Enerji’nin yaygınlaşması, ekonomik hareket ve

istihdam artışına yol açar.

• Rüzgar ve güneş, daha düşük su kullanımı gerektirir ve enerji ile ilgili su

kullanımını azaltır.

• Değişken Yenilenebilir Enerji çevre kirletici madde yaymaz.

62

62

5.5. Sistem Dostu Değişken Yenilenebilir Yayılımı (Engin İLSEVEN)

Bu yazıda UEA’nın 2014 yılı içinde yayınladığı “The Power of Transformation”

adlı yayının 5.bölümünün özeti yapılmaktadır.

Önemli Kısaltmalar:

VRE (Variable Renewable Energy): Değişken Yenilenebilir Enerji. Bu kısaltmadan

genel anlamda rüzgar ve güneş enerjisi anlaşılmaktadır.

LCOE (Levelized Cost of Energy): Seviyelendirilmiş Enerji Maliyeti. Bir güç

santralinin tüm çalışma hayatı boyunca oluşacak sabit ve değişken maliyetlerinin,

üreteceği enerjiye dağıtılması sonucu elde edilen değerdir. Genellikle projelerin

fizibilitelerinin değerlendirilmesi aşamasında yaygın olarak kullanılan bir

yöntemdir.

0.Giriş

VRE entegrasyonu genel olarak problemli görülmektedir. Ancak dikkate alınması

gereken önemli bir nokta, VRE’nin sistemde kendi entegrasyonuna katkıda

bulunabilmesidir. Geçmişteki temel öncelikler, kaynakların yayılımının mümkün

olduğunca hızlı gerçekleşmesi ve enerji maliyetinin hızlı bir şekilde mümkün

olduğunca aşağıya çekilmesiydi. Bugün VRE teknolojilerinin piyasada önemli

oyuncular olmalarının beklendiği bir ortamda, politika hedeflerinin revize edilmesi

gerekmektedir. Yeni politikalar ve öncelikler; VRE’lerin doğru miktarda kaynağın

doğru yer ve zamanda devreye alınmasını, VRE’lerin sistem hizmetine katkı

sağlayabilmesini ve VRE üretiminin değerinin maksimize edilmesini

gerektirmektedir. Dinamik olarak gelişen sistemlerde, eğer VRE yayılımı ve sistem

gelişimi senkronize edilebilirse daha fazla VRE kaynağı ekonomik olarak sisteme

entegre olabilir ve sisteme daha çok fayda sağlanabilir.

1.Yayılımın Zamanlaması ve Lokasyonu

VRE yayılımı, güç sisteminin diğer elemanlarının gelişimine göre çok daha hızlı

olarak yapılabilmektedir. Örneğin bir PV projesi birkaç ayda, bir rüzgar projesi ise

bir yıla yakın bir sürede tamamlanabilmektedir. Durağan güç sistemlerinde eski

varlıkların yenilenmesi zaman almaktadır ve bu durum VRE’lerin sisteme

entegrasyonunu zorlaştırmaktadır. Ancak sıkı emisyon hedefleri ve Almanya’daki

gibi nükleer santrallerin devreden çıkarılması gibi hedefler VRE’nin hızlı bir

şekilde sisteme katılabilmesinin önünü açmaktadır.

Şebeke Altyapısı ile Senkronizasyon: İletim şebekesinde projelerin gecikme süresi

birkaç yılı bulmaktadır. Örneğin İspanya-Fransa enterkoneksiyonunun

63

tamamlanması onlarca yıl sürmüş, Avrupa ve ABD’deki projelerin tamamlanması

programın gerisinde kalmış, Brezilya’da 600 MW’lık bir rüzgar santrali iletim

hattının bitirilmesini beklemek zorunda kalmıştır. Bu sebeple rüzgar santralleri için

yer olarak mevcut ya da yapılması kesin iletim hatlarına yakın alanlar

seçilmektedir. Sonuçta VRE projeleri için optimum kaynak lokasyonu ve şebeke

altyapısı/yük merkezlerine yakınlık arasında bir seçim yapılmasının gerektiği bir

durum ortaya çıkmaktadır. Uzak sahalar için iletim hattı yapılması ancak VRE

projelerinin kapasitesi yüksek olduğunda makul yatırım haline gelmektedir. Bu

hatların maliyetinin nasıl dağıtılacağı ise yine tartışma konusudur. İletim

yatırımlarının yanı sıra iletim sistemi planlaması da yeni projeler için oldukça

önemlidir. Çünkü iletim sisteminin düşük maliyetli olarak geliştirilebilmesi için

gelecekteki tüketim ve üretim noktalarının mümkün olduğunca bilinmesi

gerekmektedir. Bu bilgi, sistemin toplam maliyetinin düşürülmesine katkı

sağlayabilir. Yeni VRE’ler ve şebeke kapasitesi arasında senkronizasyon

sağlanırken, kaynaklarda kesintiler yapılarak şebeke yatırımının bir süre

ertelenmesinin fayda sağladığı Almanya’da yapılan bir çalışma ile ortaya

çıkarılmıştır. Dağıtım şebekesi tarafında ise projelerin ilerlemesi iletimde olduğu

gibi sıkıntılı olmamaktadır. Ancak dağıtım şebekesi için dağıtık PV sistemlerin

şebekedeki çok hızlı penetrasyonu ve şebekedeki yatırım döngüsünün 40 yıl gibi

uzun süreler olması temel problemleri oluşturmaktadır. Örneğin Almanya’nın

Bavaria bölgesinde günde birkaç yüz bağlantı isteği gelmektedir. Koordineli bir

yaklaşım olmaz ise, uzun vadede düşük maliyetli şebeke gelişiminin sağlanması ve

nerelerin enerji üretim yoğun hale geleceğinin bilinmesi mümkün değildir.

Üretim Altyapısı ile Senkronizasyon: VRE’nin yayılımı ile birlikte sistemde

optimum kaynakların sıralaması değişmektedir. Durağan güç sistemlerinde,

VRE’nin yüksek oranda penetrasyonu baz yük santrallerini orta seviye ve puant

santrali haline getirecektir ki bu durum sistem için ek sıkıntılar ortaya çıkaracaktır.

Dinamik olarak değişen sistemlerde ise yeni yatırımlar ve VRE yatırımları

birbirlerini destekleyecek şekilde optimize edilebilir.

2.VRE Sistem Hizmet Yeteneği

Güç sisteminin güvenilir bir şekilde işletilebilmesi sistem frekansı ve voltajın belirli

seviyede tutulması için gerekli hizmetlerle sağlanmaktadır. Bu hizmetler sistem

işletmecisi tarafından sağlanmakta ya da ilgili piyasalardan tedarik edilmektedir.

Kuzey Amerika’da ise şebeke kodu verilen enterkoneksiyon standartları, şebekeye

bağlanan bütün taraflar için teknik gereklilikleri ortaya koymaktadır.

Bazı bölgelerdeki eski sistem yaklaşımı, kısa devre ya da frekansın yükselmesi

durumlarında VRE’lerin sistemden çıkmasını gerektiriyordu. İspanya’da VRE’ler

64

64

için FRT (fault-ride-through) yeteneğinin gerekmesi ile voltaj dip yaptığında

sistemden çıkma ve sistemin güvenliğinin tehlikeye girmesi durumunun önüne

geçildi. Benzer şekilde Almanya’daki şebeke kodu, frekansın 50,2 Hz’nin üzerine

çıkması durumunda tüm VRE’lerin sistemden çıkmasını istiyordu. Düşük VRE

penetrasyonu için bu durum önemli bir sorun teşkil etmese de kurulu güç miktarı

arttıkça sistem güvenliği tehlikeye atılmaktadır. Bu tehlike ortaya çıkarıldıktan

sonra bir yenileme programı ile ani olarak güç kaybı sorununun önüne geçildi.

VRE penetrasyonunun yüksek olduğu sistemlerde, VRE kaynaklarından enerji

ihtiyacının tümü ya da büyük çoğunluğu sağlanabilmektedir. Bu durumda

konvansiyonel kaynaklar ile çalışan generatöre ihtiyaç kalmamakta ve gerekli

sistem hizmetlerinin mevcut durumda çalışan VRE’ler ile yerine getirilmesi

gerekmektedir. Aksi takdirde, konvansiyonel kaynaklar için, VRE’lerden kesinti

yapılmak durumundadır.

Bugünün teknolojisi VRE’lerin ileri seviyede frekans ve gerilim desteği yeteneği

ortaya koymasını sağlayabilmektedir. Birkaç teknik kısıt ise şöyle sıralanabilir:

Eğer reaktif gücün dinamik kontrolü gerekiyorsa, VRE’ler aktif güç üretmiyorken

bazı rüzgar santralleri için ek maliyetlerin ortaya çıkması; düşük gerilim

seviyesinden bağlı PV kaynakların portföydeki payının yüksek olduğu durumda

frekans kontrolünün maliyeti yüksek haberleşme teknolojisini gerektirmesi; bazı

hizmetler için hava tahminlere bağımlılığın ortaya çıkması.

3.Altyapının Büyüklüğü ve VRE Kesintisi

VRE üretiminin şebekeye bağlanması iletim ve dağıtım şebeke altyapısında

yatırımı gerektirmektedir. Şebeke altyapısının büyüklüğü ise maksimum ihtiyacın

süresine, yani maksimum güce göre belirlenmektedir. Eğer yüksek pikler seyrek

olarak görülüyorsa, şebeke yatırımı için düşük kullanım faktörü ortaya çıkacaktır.

Sonuç olarak, VRE üretimindeki piklerin kesilerek yatırım boyutunun azaltılması

daha karlı olmaktadır. Almanya’da yapılan bir çalışma PV’de yıllık bazda %5

kesinti yapılması, gerekli bağlantı kapasitesinin %30 oranında düşmesini

sağlayabilmektedir. Kesinti miktarının ise çok fazla artırılmaması gerekir. Çünkü

kesinti miktarının belirli bir seviyenin üzerine geçmesi üretim maliyetlerini çok

hızlı artırmaktadır.

4.Ekonomik Tasarım Ölçütleri

Rüzgar ve PV teknolojisi sürekli şekilde müşteri ihtiyaçlarına göre, genellikle

LCOE’yi düşürecek şekilde gelişmektedir. VRE’nin penetrasyonu oranının

artması, bu kaynakların sistemdeki rolünü değiştirmekte ve buna paralel olarak

optimum tasarım ölçütlerini de etkilemektedir. En önemli etkenlerden birisi toplam

65

sistem maliyetinin minimize edilmesidir ki VRE teknolojisinin kendi

entegrasyonunu kolaylaştırması oldukça muhtemeldir. Rüzgarda, sistem-optimize

türbin teknolojisi ile aynı miktarda yıllık enerji daha az değişken bir yol ile

üretilebilmektedir. Yeni rüzgar türbinleri için, mevcut türbinlerin çıkış gücü ile

korelasyonu düşük yerlerin seçilmesi elektriğin değerini artıracaktır. VRE’leri

piyasa fiyatlarına maruz bırakmak iyi bir yol olabilir ki bu sayede diğer rüzgar

generatörlerinden farklı zamanda çalışan VRE daha yüksek piyasa fiyatı ile santrali

ödüllendirilmiş olur. Benzer şekilde, PV’lerde panel yönlendirmesi ile, örneğin 40°

kuzey enlemlerinde, kapasite faktörü %20 oranında azalsa da santralin sabah ve

akşam saatlerinde çıkış gücündeki artış ve düşüşün eğimi yarı yarıya

azalabilmektedir.

5.Teknoloji Karışımı

Rüzgar ve PV çıkış gücü hava koşulları tarafından belirlenmektedir. Çoğu bölgede,

rüzgar ve güneş ışığı arasında sistematik bir ilişki bulunmaktadır. Değişik zaman

aralıklarında da bu ilişki görülebilmektedir (gün içinde güneşli zamanların az

rüzgarlı, güz mevsiminin daha rüzgarlı, yaz mevsiminin daha güneşli olması gibi).

Bunun yanı sıra değişken olmayan yenilenebilir kaynakların emreamadeliği ile

korelasyon da önemli olabilmektedir. Biyoenerji üretiminin hammadde miktarına,

hidrolik üretimin su seviyesi ile ilişkili olması gibi ki bunlar mevsimsel olarak

değişkenlik göstermektedir. Uygun teknolojik karışımın bulunması ile her kaynak

türündeki değişkenlik dengelenebilir. Avrupa’da rüzgar ve PV’nin mevsimsel

düzeyde birbirlerini tamamlamaları, Brezilya’da rüzgar ve hidrolik santral bulunan

bir merkezde kuraklıkla rüzgarlı mevsimin eş zamanlı olması dolayısıyla ek iletim

yatırımı ihtiyacı doğmaması gibi başarılı örnekler mevcuttur.

6.Politika ve Piyasa Değerlendirmesi

Rüzgar ve PV kendi sistem entegrasyonlarına katkı sağlayabilirler. Bu katkıya

olanak sağlanabilmesi için iki ana konu ortaya çıkmaktadır:

VRE santralleri, diğer santraller ve şebeke altyapısı da dahil olmak üzere

elektrik sisteminin farklı bileşenleri arasında tutarlı, ileri görüşlü yaklaşıma

ihtiyaç

Sistem dostu tasarım, yayılım ve işletim için VRE’lerin uygun ekonomik

sinyale maruz bırakılmasına ihtiyaç

Sisteme katkı sağlayacak VRE miktarının ve yerinin belirlenmesinde politikalara

ihtiyaç duyulmaktadır. Piyasa fiyatlarında lokasyonel sinyaller doğru yerleşim

yerinin belirlenmesinde katkı sağlayabilmektedir. Gelecekte pahalı yenileme

66

66

yatırımlarının önüne geçilebilmesi için VRE’ler bazı teknik gereklilikleri yerine

getirmelidir. Her durumda, elektrik piyasası teknoloji nötr sistem hizmetinin

sağlanmasına yardımcı olmalıdır. VRE’ler ekonomik desteğe ihtiyaç

duyabilmektedir. Likit spot piyasaların olduğu yerlerde market-premium modelleri

bu desteği sağlayabilir. VRE’leri piyasa fiyatına maruz bırakmak en ihtiyaç duyulan

zamanlarda elektrik üretimine teşviki getirir; ancak bu durum VRE yatırımlarını,

yatırımcı için riskli hale getirmemelidir. Market-premium modelinin olmadığı bir

ortamda ise teşvikler, rüzgar için rotor çapı ve generatör kapasitesi oranı ile ilişkili

olabilir. Benzer şekilde PV’ler için de inverter ile panel kapasitesi arasındaki orana

göre ödüllendirme sağlanabilir. Yine de bu şekilde adımlar atılmadan önce daha

detaylı çalışmaların yapılmasında fayda vardır.

67

5.6. Değişken Yenilenebilir Enerjinin (DYE) Şebekeye Entegrasyonu (Ali

Osman KILINÇASLAN)

Yenilenebilir enerjiyi mevcut elektrik sistemine entegre etmek iki şekilde

mümkündür;

Mevcut sistemin en şekilde kullanılmasını sağlamak ve az bir yatırımla

DYE geçişini sağlamak için gerekli önlemleri almak

Yeni yatırımlar yapmak için önlemler almak

Yeni bir elektrik sistemi maliyet, zaman ve özel araçlar gerektirebilir. Bu nedenle

burada öncelikle ilk seçeneği değerlendireceğiz. Dengeli elektrik sistemlerinde

optimize edilmiş operasyonlar düşük ya da orta seviyeli YE girişlerini maliyet etkin

bir şekilde yapılmasını sağlayabilir. Ama bazen bu işletme faaliyetleri yüksek

maliyetli YE entegrasyonuna neden olabilmektedir.

İşletme önlemlerinin temel amaçları;

-Yük dağıtımı yapılabilen bir santral sistemi işlemleri

-Dağıtım ve enterkonnekte işlemleri

-Dengeleme alanları

-Tanımlama ve işletme rezervlerinin dağıtımı

-YE kaynaklarının görünürlüğü, kontrol edilebilirlik ve YE entegrasyonu

Elektrik Santrali İşlemleri

Yük dağılımına uygun bir santral yüksek oranlarda arz esnekliği sağlayabilir. Fakat

ne kadar esneklik sağlanabileceği işletme yöntemine bağlıdır.

Elektrik santrallerinde işletme kararları değişik zaman dilimlerinde gerçek

zamandan önce alınır, bazen piyasa düzenleyicisi tarafından belli takvime göre

yapılan sözleşmelere göre yapılır, bazen de santral işletmecisi sisteme nasıl

gireceğine kendi karar verir. Bu kararın verilmesi teknolojiye bağlı olarak zamanı

değişebilir. Mesela mid-merit elektrik santrallerinde başlatmak birkaç saat sürer

oysaki pik üretimlerde çevrimiçi satın almalar yarım saat (hatta daha kısa)

içerisinde gerçekleşebilmektedir. Bu nedenle elektrik santralleri bu süre içerisinde

hazır olmak için bir şekilde önceden karar vermek zorundadır ve düzeltilmiş değere

ulaşmalıdır.

68

68

Uzun dönem kontratlar net yük konusunda daha verimli maliyet etkin bir üretim

için üreticileri koruyabilir. Böyle bir durumda yüksek oranda bir YE entegrasyonu

istenmeyen bir durumdur.

YE tahminleri ne kadar gerçek zamana yakın olursa santral işletmecileri gerçek

zamana yaklaşıldığında o kadar daha rahat işletme kararları alabilirler.

Yukarıda tabloda zaman aralıklarının daha az olduğu (15 dk) dengeleme talebi ve

yük alma grafiklerinin, daha yüksek zaman diliminde olan 60 dk. aralığında daha

az dalgalanma ile gerçek zamanlı talebe daha tutarlı bir şekilde yaklaşabildiğini

görmüş oluyoruz.

İletim ve Enterkonnekte İşlemleri

Yüksek YE enerji payına sahip sistemlerde iletim ve dağıtım kapasitesi daha etkin

maliyetli bir işletme için önemlidir. Mevcut sistemi kullanmak özellikle istikrarlı

sistemlerde yeni bir sistem yatırımı yapmaktan daha pahalıya gelebilir.

Şebeke yapısının yükseltilmesi için yapılması gerekenler 3 grupta toplayabiliriz.

-Enterkonnektenin kullanımını optimize etmek,

-Mevcut iletim kapasitesini artırmak,

-Güvenlik marjının en doğru biçimde hesaplanması,

gerekmektedir.

Alan İşbirliği Dengeleme ve Entegrasyon

Yüksek oranlarda rüzgâr ve güneş enerjisi üretimi DYE’nin değişkenliğini ve

belirsizliğini düşürebilir ve böylece diğer zorluklar da azalmış olur. Fakat bu

69

faydalar dengeleme alanları yumuşak geçişlere izin verebildiğinde ortaya

çıkmaktadır.

Eğer DYE küçük dengeleme alanlarına sıkışırsa yumuşatma faydaları kısıtlı

olacaktır. Çünkü bu durumda, şebeke üzerinden pasif yumuşatma yerine, üretim

yerel yöntemlerle aktif yumuşatma (üretim, depolama, talep tepkisi) yapılacaktır.

Bir dengeleme alanında rezervler yukarı çıkarken diğer dengeleme alanında

rezervler aşağı doğru seyredecek manasına gelmektedir.

Bu konudaki sorunu en iyi Almanya sisteminde gözlememiz mümkündür. Tarihsel

sebeplerden dolayı Almanya 4 farklı dengeleme alanına sahiptir. Bu alanlar

bağımsız olarak işletilmektedir ve rezervlerin azalma yükselme durumlarına neden

olabilmektedir.

Birkaç basamaklı protokolden sonra 4 TSO (Dengeleme alanları) bütün dengeleme

alanlarındaki dengesizliklerin tek bir sistemden işletilmesini sağlar. Aksi takdirde

rezerv üretimi ya da düşürülmesine gerek duyulacaktır. Böylece bu ilk adımdan

sonra sistem piyasa ile işbirliği yapılır. Böylece Almanya rezerv ihtiyaçlarının

büyük azaltmıştır.

Aşağıdaki şekilde Almanya’da ve Batı Amerika’da dengeleme alanlarının

genişletilmesinin faydaları gözükmektedir.

Aşağıdaki şekilde daha büyük dengeleme alanlarının, nasıl daha az rezerv ihtiyacı

doğuracağını göstermektedir.

70

70

Tanımlama ve İşletme Rezervlerinin Dağıtımı

Sistem rezervlerinin büyüklüğünü tespit etmek için arz güvenliği ve fiyat arasında

denge sağlamak gerekmektedir. Mevcut sistem çok basit işlemektedir. Rezerv

seviyelerini belirlemek için deterministik (belirleyici) kurallar vardır. Sistemde

meydana gelebilecek sorunlara karşı fazladan yedek rezerv bırakılır ki bu genelde

sistemin 1,5 ya da 2 katına denk gelmektedir.

DYE’yi elektrik sistemine eklemek, elektrik sisteminin değişken yapısına bir etken

daha eklemek manasına geliyor ki bazen dalgalı DYE ile elektrik kesintileri ve

sorunları aynı anda olabilmektedir. O nedenle rezerv planlamasını tüm boyutlarıyla

düşünerek yapmak gerekmektedir. Mesela Fransız TSO tarafından yapılan bir

çalışmada 10 GW rüzgâr enerjisinin sisteme nasıl dâhil edileceğini

hesaplamışlardır. Bir hesaba göre rüzgar tahminlerinin hiç tutmaması halinde

rezerv ihtiyacının %100 oranında arttığı fakat tahminlerin tutması halinde ise rezerv

ihtiyacının sadece %10 civarında arttığı gözlenmiştir.

Rezerv miktarını ayarlamak için diğer önemli faktör de YE tahminlerini yaparken,

DYE belirsizlik seviyeleri ve üretim seviyelerinin farklı olmasıdır. DYE elektrik

sistemi içerisinde çok fazla olduğunda farklı farklı günlerde farklı rezerv

miktarlarına gereksinim duyulacaktır. Rüzgârlı ya da bulutlu günler de rezerv

miktarları duruma göre değişecektir.

Görünürlük ve DYE Üretiminin Kontrol Edilebilirliği

Sistem operatörleri arz güvenliğini sağlamak için gerçek zamanlı bilgiye ihtiyaç

duyarlar. DYE belli bir zaman için yüksek oranlarda elektrik sistemi içerisinde yer

alırsa, görünürlük ve üretimin kontrol edilebilirliği operatörler için iyice önem

kazanmaktadır. Çünkü yüksek DYE üretimi sadece iletim sistemi ile bağlantılı

71

değildir, sistem operatörleri genellikle DYE’ lerin seviyesine değil, fakat alt

istasyonlardaki net yüke yönelirler.

İletim sistem operatörleri DYE’nin görünürlüğünü ve üretimini kontrol etmek için

sistemler geliştirmişlerdir.

DYE üretiminin tahmin edilmesi

DYE üretimin gerçeğe yakın bir şekilde tahmin edilmesi önemlidir ve aynı zamanda

maliyet etkindir.

Sistem güvenirliğini sağlanabilmesi için DYE’nin önceden tahmin edilmesi çok

önemlidir. Rüzgâr ve güneş tahminleri gerçek zamanlı işletme faaliyetlerinin içine

doğru bir biçimde dâhil edilmelidir. Sisteme dahil olacak bazı santraller uzun

zamanlı başlama zamanı olduğundan bazen DYE de doğru yapılan tahminler daha

az rezerv kullanılması sağlayabilir.

Aşağıdaki tabloda, bir çalışmaya göre, doğru yapılan DYE tahminlerinin etkili

kullanılması ile ne kadar maliyet azaltımı yapılacağı gösterilmiştir.

72

72

5.7. Esnek Yatırım Seçenekleri (Çağrı SAĞLAM)

0 Giriş: Güç sistemi optimizasyonu ve değişken yenilenebilir enerjinin (VRE)

sisteme uyumlu şekilde konumlandırılması, maliyet etkin bir VRE entegrasyonu

için ön şarttır. Buna rağmen, artan VRE kapasitesi sistem esnekliği içerisinde ek

yatırım gereksinimine ihtiyaç duyabilir. Bu bölüm altında VRE’nin sisteme uygun

bir şekilde entegrasyonunu sağlamak için dört farklı esnek kaynak belirlenmiştir:

Şebeke Yapısı,

Sevk Edilebilir Üretim,

Depolama,

Talep Tarafı Katılımı.

Her kaynağın analizi ilgili teknik özelliğine göre ve VRE entegrasyonunu nasıl

sağlayacağını açıklamak için yapılmıştır.

1 Şebeke Yapısı: Hem iletim hem de dağıtım şebekeleri zaman zaman daha iyi

kontrol için ek yönetim ekipmanlarına ihtiyaç duyan karmaşık ağlardır. İletim

hatlarının en kalıcı yapıları yüksek gerilim hatlarıdır. Bugün iletim hatlarında AC

güç sistemi kullanılmaktadır. Enerjinin nakledileceği hat uzadıkça AC güç

sistemindeki kayıplar çoğalmaktadır. Bundan dolayı uzun mesafeli nakil hatlarında

DC güç sistemi tercih edilebilir. AC güç sistemi senkronize çalışırken DC güç

sistemi senkronize çalışmamaktadır. Ayrıca DC nakil hatlarının sonunda bir

konverter konulması gerektiği için kısa mesafelerde çok daha maliyetlidir.

Dağıtım şebekesi ise, iletim şebekelerine göre daha düşük gerilimlidir. Orta

gerilimli ve düşük gerilimli olmak üzere iki farklı şekilde tasarlanır. Şehir içlerinde

kullanıldığı için yer altı kabloları şeklinde kurulması mümkündür. Her iki

şebekenin de ortalama ömrü 40-50 yıl arasındadır.

VRE Entegrasyonuna Katkısı: Şebeke yapısı coğrafi farklılığı ortadan

kaldırabilecek tek esnek kaynaktır. Üretim-tüketim yerlerindeki farklılığı ortadan

kaldırmak, yalnızca şebekenin kurulması ile mümkün olmaktadır.

Ekonomik Analiz: Üretim yatırımlarına göre, şebeke yatırımları daha az

maliyetlidir. 1 km boyunca 1000MW enerji taşıyacak iletim hattı kurmanın bedeli

ortalama 1 milyon dolardır. Maliyetler iki ana bileşenden oluşmaktadır: hat

maliyetleri ve istasyon maliyetleri. 1MWh enerjiyi nakletmenin bedeli ise genel

olarak mesafeye ve enerji hattının kullanımına bağlıdır.

73

2 Sevk Edilebilir Üretim: Sevk edilebilir üretim, bugünün güç sistemlerinde

büyük miktarlarda güç üretilmesini sağlamaktadır. Toplam üretim karışımındaki

katkısı zorunlu olarak azalsa da, esnekliğin sağlanması için hala önemli bir

potansiyel kaynak olmaya devam etmektedir. Nükleer, kömür ve linyit gibi

santraller esnek olmayan sevk edilebilir üretim kaynaklarıdır. Doğalgaz kombine

çevrim, esnek kömür, biyogaz, biyo kütle santralleri ise esnek üretim kaynaklarıdır.

Yüksek esneklikteki güç santralleri ise rezervuarlı hidroelektrik santralleri, yakma

motorlarından oluşmaktadır.

VRE Entegrasyonuna Katkısı: Yaklaşık tüm güç sistemlerinde esnek üretim

teknolojileri sistem esnekliğinin başat kaynağıdır. Yüksek VRE entegrasyonunun

sağlanması esnek üretimin sağlanması ile doğrudan alakalıdır. Bugün esnek üretim

yapan tesislerin tamamı talepten kaynaklanan belirsizlikleri ortadan kaldırabilir.

Ekonomik Analiz: Konvansiyonel kaynaklarla esnek üretimi sağlamanın maliyet

ölçümünü yapmak bir hayli karışıktır. Ek üretim maliyetleri birkaç maliyetin

bileşiminden oluşmaktadır. Pik dönemlerde esnek kaynaklar için ek üretim

maliyetleri 1$/MWh seviyesindeyken bu durum esnek olmayan kaynaklar için

20$/MWh seviyesine kadar çıkmaktadır.

3 Depolama: Depolama, hangi teknoloji kullanıldığına ve şebekenin neresinde

kullanıldığına bağlı olarak, farklı amaçlar ve hizmetler için kullanılmaktadır.

Depolama teknolojileri, enerji depolama prensibi, sisteme yanıt verme süresi ve

enerji depolayabilme kapasitelerine göre incelenmektedir. Enerji; mekanik,

elektrik, elektrokimyasal ve kimyasal olarak depolanabilir.

VRE Entegrasyonuna Katkısı: Depolama, hem elektrik üretimi hem de elektrik

talebi için kaynak olabilir. Pik olmayan saatlerde depolanan enerji pik saatlerde

tüketilebilir. Bu durum da esnekliğin sağlanmasına yardımcı olmaktadır. Bununla

beraber, enerjinin şebeke üzerinde depolanabilmesi, talep ve tüketimden

kaynaklanan belirsizliğin azaltılmasına yardımcı olmaktadır. Tüketim tahmininden

kaynaklanan hataların azaltılması ve bu hataların yol açacağı sorunlar, enerjinin

depolanması sayesinde ortadan kaldırılabilir. Buna rağmen, depolama yine

elektriğin üretildiği ile tüketildiği yer arasındaki farklılığı ortadan kaldırmaz.

Ekonomik Analiz: Enerji depolamanın maliyeti, kullanılan teknolojiye bağlı

olarak değişmektedir. Mekanik enerji depolamanın en yaygın yöntemi olan pompaj

depolamalı hidroelektrik santrallerinin kurulum maliyeti; uygun arazi, türbin ve

üretim istasyonlarına bağlı olarak değişmektedir. Buna karşılık olarak, batarya

teknolojileri ile enerji üretmenin maliyetinin pompaj depolamalı hidroelektrik

santraline göre yüksek olduğu söylenebilir. Pompaj depolamalı hidroelektrik

santrallerinin kurulum maliyeti ortalama olarak 500$/kW’dır.

74

74

4 Talep Tarafı Katılımı: Talep tarafı katılımı iki faaliyetin birleşmesinden

oluşmaktadır. Bu faaliyetlerin birincisi talep tarafı yönetimi ve enerji verimliliği de

dahil olmak üzere yük yönetimini etkileyecek faaliyetler, ikincisi ise aktif talep

tarafı yanıtıdır. Talep tarafı katılımının potansiyelinin anlaşılabilmesi için aşağıdaki

ön koşulların yerine getirilmesi lazımdır:

Elektrik tüketimini anlık olarak yüksek doğrulukla ölçmek,

Tüketiciler için fiyat sinyalinin geçici doğrulukta olması

Yük yönetiminin sisteme uygun sağlanması için teşvik edilmesi,

Yüklerin uzaktan kontrol edilebilmesi altyapının kurulması,

Tüketici yüklerini de yönetebilen yük toplayıcılarının kurulmasına olanak

sağlayan politikaların ve düzenlemelerin yapılması.

VRE Entegrasyonuna Katkısı: Talep tarafı katılımı değişkenliği birkaç farklı

şekilde sağlayabilir. Öncelikle, tüketimi azaltan her enerji verimliliği sağlayan her

önlem, VRE çıkışı düşükken arz ve talebi dengede tutmayı sağlayabilir. İkincisi,

talep tarafı katılımı ile net yük değişkenliği talebi net yük pikinden baz yüke doğru

kaydırmasına yardımcı olabilir.

Talep tarafı katılımı ile yüksek VRE üretimi yapılabileceği dönemlerde talebin

yükselmesi sağlanarak VRE’nin şebekeye entegrasyonu sağlanabilir.

Ekonomik Analiz: Tüketiciler tarafından kullanılması gerekli olan akıllı sayaçların

fiyatı 100$ ile 350$ arasında değişmektedir. Sayaç fiyatları talebin çoğalması ve

nüfusun yoğunluğuna göre düşüş göstermektedir. Örnek olarak İtalya’da 30 milyon

adet akıllı sayacın maliyeti sayaç başına 80$ ile 100$ arasında değişmiştir. Buna ek

olarak üretim tesislerinin tamamına yakınında şebeke operatörü ile iletişimi

sağlayacak materyaller mevcuttur. İşletme maliyeti ise yükün değişim yönüne göre

değişmektedir.

75

5.8. Sistem Dönüşümü ve Piyasa Tasarımı (Aydın KAPTAN)

Karbon salınımlarının azaltılmasının hedeflendiği sistemlerde değişken

yenilenebilir üretimin yüksek oranda olması önemlidir. Buna karşılık, yüksek

orandaki değişken yenilenebilir enerjinin (Variable Renewable Energy-VRE)

maliyet-etkin entegrasyonunun sağlanabilmesi için enerji sektöründe dönüşümün

daha geniş perspektifte ele alınması gerekmektedir. Böyle bir dönüşüm için

zorluklar ve fırsatlar vardır. Örneğin yüksek elektrik talep büyüme oranları ve enerji

altyapısına kısa vadeli ihtiyacı olan dinamik sistemler, istikrarlı bir talep ile az

altyapı yatırımı ihtiyacı olan stabil sistemlere göre daha farklı bir durumla karşı

karşıyadır.

Kararlı (stabil) sistemler, sadece operasyonel değişiklikleri uygulayarak ve yeni

teknolojiye yatırım yaparak yüksek VRE oranına ulaşabilir. Ancak VRE’nin

piyasaya girişi, çalışması zorunlu olan sektörün pazar paylarını azaltma riskinden

dolayı sektörü ekonomik stres altına sokması muhtemeldir. Bu durum bir arz/talep

temellerinin bir sonucu olup VRE’ye özgü değildir. Zaten yeterince olgun

piyasalara büyük miktarda üretimin girişi benzer etkilere sahip olacaktır.

Daha çok gelişen ülkelerde görülen dinamik (değişken) sistemler yatırım yapmak

için daha çok alana sahiptirler ve daha esnek yatırımlara yönelme seçenekleri

vardır.

Teknik nedenlerden dolayı esnekliğin artırılması için değişik yatırımların bir

karışımına ihtiyaç vardır ve sisteme özel koşullar hangi seçeneğin olacağını önemli

ölçüde etkiler.

Piyasa tasarımı, özellikle kıtlık koşulları sırasında yeni teknik çalışma modeli ile

kısa vadede uygun fiyat sinyalleri verilmesini sağlamalıdır. Daha özelde ise,

esnekliğin sağlanarak karşılığının alınabilmesi için daha iyi fiyat sinyallerinin

oluşturulması gerekmektedir. Eğer bir kısa dönem fiyat sinyalleri uygun şekilde

uygulanırsa fakat yatırımların gereksinimleri karşılayamayacağına dair sağlam bir

kanıt varsa, zamanında ve yeterli yatırımı sağlamak için uzun vadeli fiyat sinyalleri

gerekli olabilir.

İncelenen piyasa tasarımlarından hiçbiri, kısa dönem fiyat sinyallerini optimize

potansiyelini ortaya koymamıştır. Politikalar ve düzenleme, uzun dönem

mekanizmaları düşünmeden önce kısa vadeli fiyat sinyallerini geliştirmeyi hedef

almalıdır.

Avrupa’da yüksek gaz fiyatları ve göreceli olarak ucuz kömür fiyatları, ihmal

edilebilir CO2 fiyatları ve artan VRE, bütün bu faktörler gaz üretimini piyasanın

dışına itmektedir.

76

76

Sisteme uyum sağlanması, mid-merit üretimin piyasa payını artırabilir ve

dağıtılabilir üretimin kapasite faktörünün iyileşmesine yardımcı olabilir. (Figure

8.1)

İşletimin optimize edilmesi ve sistem dostu VRE’nin uygulanması, dinamik ve

stabil sistemler için önemlidir. Dinamik sistemler için VRE uygulanmasının

başlangıcında yatırım yapılması önceliklidir. (Figure 8.2)

77

Tarihsel olarak esnek olmayan nükleer kapasite yatırımı artan depolama

yatırımlarıyla beraber yapıldı. (Figure 8.3)

Elektrik sistemlerinde esnek seçenekleri etkileyen bazı faktörler olarak coğrafi

sınırlamalar, halkın yeni teknolojiye olan tepkileri, VRE’nin uygulama şekilleri,

politik uygulamalar ve kar-maliyet analizleri sayılabilir.

Talep Tarafı’nın sisteme uyum sağlaması maliyet oranına yüksek kar sağlar ve ara

bağlantılar diğer seçeneklerle pozitif etki gösterir. (Figure 8.6)

Piyasa tasarımında öne çıkan konular; ilgili operasyonel kısıtlar, piyasadaki

ürünleri tanımı, pazar oluşturulması ve tamamlayıcı, uzun dönem mekanizmalar

olarak sayılabilir.

Özellikle VRE üretimi için esnek güç santralleri ile sistem esnekliğine yapılacak

yatırım, sistem dönüşümü için bilhassa erken dönemlerde önceliklidir. Böylelikle

78

78

çalışması zorunlu olan santrallerin piyasadaki payların azaltılması gerekli değildir

ve buna bağlı karşılaşılacak zorluklar daha küçük olabilir.

Dönüşümün uygulanmasındaki ilk ve en önemli adım, yüksek düzeyde arz

tarafındaki değişkenlikler ve belirsizliklerde sistemi maliyet-etkin olarak

yönetebilmek için operasyonel işlemlerin uyumudur.

79

5.9. Sonuçlar ve Öneriler (Volkan YARAMIŞ)

Önceki bölümlerde rüzgar ve fotovoltaik güneş enerjisinin enerji sistemlerine

yüksek düzeyde entegre edilmesiyle ilgili olarak sıkıntılar ve fırsatların

derinlemesine analizi yapılmıştır. Sonuçlar ve öneriler başlıklı bu bölümde ise açığa

çıkan sonuçlar ile önerilecek politikalar dört önemli alt başlık/alan çerçevesinde ele

alınmıştır. Bu dört başlık; ‘‘Varolan deneyim ve teknik sıkıntılar’’, ‘‘Yenilenebilir

enerji entegrasyonunun ekonomisi’’, ‘‘Sistem dönüşüm stratejileri’’ ve

‘‘Dönüşümü kolaylaştırmak’’ olarak belirlenmiştir.

i) Varolan deneyim ve teknik sıkıntılar

Teknik entegrasyon, rüzgar ve güneşin ilk kurulmasıyla alakalı bir sıkıntı değildir.

Esas sıkıntı sistemin işletilmesi sırasındaki değişkenlik ve belirsizliktir. İyi

uygulamalar hayata geçirildiği müddetçe elektrik üretiminin yıllık %5 ile

%10’unun Değişken Yenilenebilir Enerji’den (DYE) karşılanması, sıkıntı

yaratmayacaktır. Diğer taraftan, sık görülen iki işletim sıkıntısı söz konusudur.

Bunlardan ilki, düşük elektrik talebi ve yüksek DYE üretiminin bir arada olması;

ikincisi ise yüksek yenilenebilirden beslenildiği zamanlardaki şebeke sıkıntılarıdır.

Öneriler

Mevcut durumda varolan sıkıntıları aşmak için DYE üretiminin reel zamanda takip

edilmesi ve kritik işletim durumlarında sistem operatörünün DYE üretimini

azaltabilecek teknik kapasiteye sahip olması gerekmektedir. Ayrıca, yüksek DYE

üretimi ya da düşük yük olduğu zamanlarda mümkün olduğunca konvansiyonel

enerji üretiminin çıktısını azaltacak önlemler teşvik edilmeli, elektrik sektörü ile

ısıtma ve soğutma sektörünün entegrasyonunu güçlendirilmeli, şebeke

kapasitesindeki sınırlılıkların daha verimli kullanılması için işletim protokolleri

geliştirilmelidir (yerel spesifik fiyatlama ve enerji piyasası entegrasyonunu

geliştirmek vb.).

ii) Değişken Yenilenebilir Enerji Entegrasyonunun Ekonomisi

Önceki yaklaşımlarda entegrasyon maliyeti şebeke, yeterlilik ve dengeleme

maliyetlerinin ayrı ayrı bulunması ve daha sonra her birinin toplanması şeklinde

hesaplanmıştır. Bu şekilde şebeke etkisinin, dengeleme etkisinin ve yeterlilik

etkisinin değerlendirilmesinde uzmanlaşılabilmiştir. Ne var ki, bu üç kategori

birbirinden bağımsız değildir. Örneğin, şebeke altyapılarında yatırımların

artırılması sistem seviyesinde değişkenliklerin tesviye edilmesine katkı sağlayacak

ve sistemdeki olumsuz dengeleme ve yeterli olamama etkisi azaltılacaktır.

80

80

Öneriler

Entegrasyon maliyetinin hesaplanmasında metodolojik kusurlardan sakınılmalı ve

DYE'nin sistem seviyesindeki maliyet etkinliği tüm bileşenleriyle birlikte

değerlendirilmelidir. Ayrıca, üretim, şebeke, depolama ve talep tarafının

yönetilmesi hususlarında optimal yatırım modellemelerine imkan tanıyan

simülasyon araçlarının geliştirilmesi teşvik edilmelidir.

iii) Sistem Dönüşüm Stratejileri

Değişkenlik üç kalıcı sıkıntıyı beraberinde getirmektedir. Bunlar, dengeleme etkisi,

faydalanma etkisi ve şebeke ile alakalı etkilerdir. Bu üç etkinin de birbiriyle

ekonomik olarak bağlantılı olması sebebiyle belli bir uyum içerisinde ele alınması

gerekmektedir. Fakat, sistemin işletimi için dengeleme etkisi en fazla öneme

sahiptir. Maliyet etkin DYE'nin yüksek oranda entegrasyonu ise enerji sisteminin

bir bütün olarak dönüştürülmesine yönelik koordinasyonu ve planlamayı

gerektirmektedir. Ayrıca, sistem verimliliğinin artırılması için öncelikli seçenekleri

içeren daha iyi bir piyasa ve sistem işletimi düşük maliyetli olmakta, fakat kurumsal

engellerle karşılaşabilmektedir.

Öneriler

DYE'nin maliyet etkinliği uzun dönem sistem maliyetine dayanarak

değerlendirilmeli ve uzun dönemde toplam sistem maliyetlerinin minimize edecek

tüm uygun seçenekler dikkate alınmalıdır. Ayrıca, reel zamanda talep ve arzın

dengelendiği coğrafi bölgeler (dengeleme bölgeleri) artırılmış olmalı ve komşu

dengeleme bölgeleri arasındaki işbirliği maksimize edilmelidir.

Genel Yatırım Bağlamına Dayanan Farklı Dönüşüm Sistemleri için Fırsat ve

Sıkıntılar

Gelecekte kullanım dışı bırakılmayacak altyapı ve istikrarlı talebe sahip enerji

sistemleri (durağan sistemler) ile gelecekte kullanım dışı bırakılacak altyapı ve

yüksek talebe sahip sistemler (dinamik sistemler) farklı dönüşüm fırsatlarıyla ve

sıkıntılarıyla karşılaşmaktadır. FAST2 analizine göre, Olgun sistemlerde (durağan

sistemler) varolan altyapının %25 ile %40 arasında DYE'yi karşılayabilecek teknik

uygunluğunun olduğu belirtilmektedir. Dinamik sistemlere bakıldığında ise kısa

dönemde ilave yatırımların gerektiği görülmektedir.

Öneriler

81

Yatırım bağlamına göre DYE'ye yönelik entegrasyon yaklaşımları

farklılaştırılmalıdır. Durağan sistemler bağlamında, sistemin dönüşümü için var

olan varlıkların maksimize edilmesi ve sistemin ihtiyaçlarından fazla ve esnek

olmayan kapasitenin işletmeden çıkarılması yoluyla sistem dönüşümünün

hızlandırılması sağlanmalıdır. Dinamik sistemlerde ise sistem entegrasyonuna

bütüncül bir sorun olarak yaklaşılmalı ve ilk aşamadan itibaren uzun dönemli

sistemler planlanmalıdır.

iv) Dönüşümü Kolaylaştırmak

Kısa dönemli işleyen bir piyasanın geliştirilmesi için muhtemel tüm seçenekler

araştırılmalı ve kısa dönemde işleyen bir piyasanın uygulanması esnasında uzun

dönemli önlemler dikkate alınmalıdır. Ayrıca, piyasa fiyatlarının sürdürülemez

olduğu zamanlarda sistemin dönüşümünü hızlandıracak önlemler düşünülmelidir.