EİGM Aylık Bülten Ağustos
-
Upload
dinhnguyet -
Category
Documents
-
view
234 -
download
0
Transcript of EİGM Aylık Bülten Ağustos
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.