· taraftan, güneş enerjisi imalat sanayiinin gelişmesi için uygulanan desteğin...

i

i

TEŞEKKÜR

Çalışmanın ilk aşamasından son aşamasına kadarki bütün süreçte yoğun iş

temposuna rağmen bana vakit ayırarak yönlendiren ve destekleyen, ortaya koyduğu

bilgilendirici, eğitici, yönlendirici ve yetiştirici yaklaşımıyla bu tezin oluşmasında

büyük rolü ve katkısı bulunan Sayın Kubilay KAVAK’a,

Öneri ve yorumlarıyla tez sürecinde beni yönlendiren, aynı zamanda anlayışlı

ve yapıcı bir yöneticilik sunan Sayın Serdinç YILMAZ’a,

Çalışmanın analiz kısmında bilgi, veri ve istatistikleri elde etmemde yardımcı

olan Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Denetim Dairesi Başkanı Sayın Yılmaz

TAMER’e,

Tez sürecinde değerli bilgi ve görüşlerinden yararlandığım ve kendimi

geliştirmemde katkılarını gördüğüm Bakanlık Müşaviri Sayın Vedat ŞAHİN,

Planlama Uzmanları Sayın Davut YILMAZ, Sayın Asaf ERDOĞAN ve Sayın Tülay

YILDIRIM’a,

Tezin formatında bana yardımcı olan Sosyal Güvenlik Uzmanı Sayın Sami

GENÇ, Planlama Uzmanları Sayın Önder DEMİREZEN ve Sayın Feyza

ELDENİZ’e,

Son olarak, sevgi ve desteklerini gördüğüm aileme

teşekkür ederim ve tezimin diğer çalışmalara katkı sağlamasını dilerim.

ii

ii

ÖZET

Planlama Uzmanlığı Tezi

TÜRKİYE’DE GÜNEŞ ENERJİSİNDEN ELEKTRİK ÜRETİM

POTANSİYELİNİN DEĞERLENDİRİLMESİ

SEDA CEBECİ

Fosil kaynakların sınırlı rezervleri, fiyatlarındaki dalgalanmalar ve çevreye verdiği zararlar, ülkelerin birincil enerji kaynaklarına alternatifler aramasına neden olmuştur. Sınırsız ve çevreyle dost bir kaynak olan güneş enerjisi klasik enerji kaynaklarına karşı güçlü bir alternatiftir. Enerjide ithal fosil yakıtlı kaynaklara bağımlılığı yüksek olan Türkiye, güneş enerjisi potansiyelini elektrik üretimi amacıyla değerlendirmeyi planlamaktadır.

Çalışmanın temel amacı, Türkiye’de uygulanan tarife garantili fiyat (FIT) teşvik mekanizmasının güneş enerjisi yatırımları için yeterliliğini araştırmak, hem yatırımcıya hem de karar alıcılara yol göstermektir. Ayrıca güneş enerjisinden elektrik üretiminin uzun vadede fayda ve maliyetlerini değerlendirmek, bu kaynağın ülke ekonomisine azami düzeyde fayda sağlaması için önerilerde bulunmak da çalışmanın amaçları arasında yer almaktadır.

Sayılan amaçlar doğrultusunda çalışmada, dünyada güneş enerjisini teşvik politikaları ele alınmış, güneş enerjisi piyasasının gelişimiyle beraber seçilmiş ülke örneklerinde uygulanan politikalar incelenmiştir. Ardından, Türkiye’de güneş enerjisinden elektrik üretimine yönelik mevzuatın gelişimi ve güneş enerjisi sektörünün mevcut durumu ortaya konulmuştur.

Çalışmanın analiz kısmında, örnek bir güneş enerjisi santralinin finansal analizi yapılmıştır. Analiz sonunda Türkiye’de güneş enerjisi yatırımlarının kârlı ve kamunun yatırımlara uyguladığı desteğin yeterli olduğu sonucuna varılmıştır. Diğer taraftan, güneş enerjisi imalat sanayiinin gelişmesi için uygulanan desteğin yatırımcıları yerli panellere yönlendirecek ölçüde güçlü olmadığı anlaşılmıştır. Analizler yapılırken 2015-2030 yılları arasında güneş enerjisi yatırımlarının ekonomide yaratacağı fayda ve maliyetler değerlendirilmiştir. Güneş enerjisi kurulu gücünün 2030 yılında 8.500 MW ile 21.369 MW arasında değişebileceği, söz konusu yıllar arasında güneş enerjisi santrallerinin doğal gaz yakıtlı santralleri ikame edeceği varsayılarak yapılan analizde, farklı doğal gaz fiyat yaklaşımları altında doğal gaz ithalatında 5 ilâ 26,6 milyar dolar tutarında azalma olacağı tahmin edilmiştir. Güneş enerjisi santrallerinin yerli imalatı geliştirilmediği sürece söz konusu enerji kaynağının enerjide dışa bağımlılığın azaltılmasında beklenen etkiyi göstermeyeceği ortaya çıkmıştır.

Anahtar Kelimeler: Güneş Enerjisi, Fotovoltaik, FIT, Finansal Analiz

iii

iii

ABSTRACT

Planning Expertise Thesis

UTILIZATION OF SOLAR ELECTRICITY GENERATION POTENTIAL IN TURKEY

SEDA CEBECİ

Limited reserves of, price fluctuations in and damage to environment by fossil resources urge countries to look for alternatives to primary energy sources. As an unlimited and environment-friendly source, solar energy is a major alternative to the conventional energy sources. Highly dependent on imported fossil fuels, Turkey intends to utilize solar energy potential to generate electricity.

The basic purpose of this study is to investigate the adequacy of feed-in tariff (FIT) mechanism currently in practice in Turkey for solar energy investments, and offer some guidance both to investors and decision makers. The study also intends to assess the long-term costs and benefits of electricity generation from solar energy, and make recommendations to maximize the benefits of this source for the national economy.

To serve the aforelisted purposes, the study points to various solar energy supporting policies in the world, and exemplifies policies introduced in selected countries in conjunction with the development of solar energy market. Then a brief discussion is made of the development of legislation on electricity generation from solar energy and the current state of solar energy sector in Turkey.

The analysis part of the study engages in a financial analysis of a sample solar power plant which concludes that solar energy investments in Turkey are profitable and the government aid to investments is adequate. On the other hand, it appears that the aid provided for the development of solar energy manufacturing industry is not strong enough to direct investors to locally manufactured solar panels. Analyses also evaluate the likely benefits and costs to the economy of the solar energy investments for the period 2015 to 2030. Assuming that the installed power for solar energy will range from 8,500 MW to 21,369 MW in 2030, and the solar power plants will replace the natural gas fired power plants in the said period, it is predicted that the natural gas imports will decrease by 5 to 26.6 billion dolar under various series of natural gas prices. It is also revealed that the said energy source will not alleviate foreign-dependency in energy unless local manufacturing of solar power plants is developed.

Key Words: Solar Energy, Photovoltaics, Feed-in Tariff, Financial Analysis

iv

İÇİNDEKİLER

Sayfa No

TEŞEKKÜR .................................................................................................................. i

ÖZET............................................................................................................................ ii

ABSTRACT ................................................................................................................ iii

İÇİNDEKİLER ........................................................................................................... iv

TABLOLAR ............................................................................................................... ix

ŞEKİLLER .................................................................................................................. xi

KISALTMALAR ....................................................................................................... xii

GİRİŞ ........................................................................................................................... 1

1. GÜNEŞ ENERJİSİNDEN ELEKTRİK ÜRETİM TEKNOLOJİLERİ................ 4

1.1. Güneş Enerjisi ile İlgili Temel Bilgiler ......................................................... 4

1.2. Güneş Enerjisinden Elektrik Üretim Teknolojileri........................................ 5

1.2.1. Fotovoltaik teknolojisi ......................................................................... 5

1.2.1.1. Kristal silikon fotovoltaik teknolojisi ...................................... 6

1.2.1.2. İnce film fotovoltaik teknolojisi .............................................. 8

1.2.1.3. Gelişmekte olan yeni fotovoltaik teknolojileri ........................ 9

1.2.1.4. Ticarileşmiş fotovoltaik sistem teknolojilerinin karşılaştırılması ...................................................................... 10

1.2.1.5. Fotovoltaik sistem teknolojisinin kullanım alanları .............. 12

1.2.1.6. Fotovoltaik sistem elemanlarının maliyetleri ........................ 13

1.2.2. Yoğunlaştırılmış güneş enerjisi sistemleri ......................................... 16

1.2.3. Fotovoltaik ve yoğunlaştırılmış güneş enerjisi teknolojilerinin karşılaştırılması ................................................................................. 19

2. DÜNYADA GÜNEŞ ENERJİSİ PİYASASININ GELİŞİMİ, POLİTİKA ALTYAPISI, ÜLKE ÖRNEKLERİ ................................................................... 22

2.1. Güneş Enerjisi Piyasasının Gelişimi ........................................................... 22

2.1.1. Fotovoltaik sistem piyasasının gelişimi ............................................. 22

v

iv

İÇİNDEKİLER

Sayfa No

TEŞEKKÜR .................................................................................................................. i

ÖZET............................................................................................................................ ii

ABSTRACT ................................................................................................................ iii

İÇİNDEKİLER ........................................................................................................... iv

TABLOLAR ............................................................................................................... ix

ŞEKİLLER .................................................................................................................. xi

KISALTMALAR ....................................................................................................... xii

GİRİŞ ........................................................................................................................... 1

1. GÜNEŞ ENERJİSİNDEN ELEKTRİK ÜRETİM TEKNOLOJİLERİ................ 4

1.1. Güneş Enerjisi ile İlgili Temel Bilgiler ......................................................... 4

1.2. Güneş Enerjisinden Elektrik Üretim Teknolojileri........................................ 5

1.2.1. Fotovoltaik teknolojisi ......................................................................... 5

1.2.1.1. Kristal silikon fotovoltaik teknolojisi ...................................... 6

1.2.1.2. İnce film fotovoltaik teknolojisi .............................................. 8

1.2.1.3. Gelişmekte olan yeni fotovoltaik teknolojileri ........................ 9

1.2.1.4. Ticarileşmiş fotovoltaik sistem teknolojilerinin karşılaştırılması ...................................................................... 10

1.2.1.5. Fotovoltaik sistem teknolojisinin kullanım alanları .............. 12

1.2.1.6. Fotovoltaik sistem elemanlarının maliyetleri ........................ 13

1.2.2. Yoğunlaştırılmış güneş enerjisi sistemleri ......................................... 16

1.2.3. Fotovoltaik ve yoğunlaştırılmış güneş enerjisi teknolojilerinin karşılaştırılması ................................................................................. 19

2. DÜNYADA GÜNEŞ ENERJİSİ PİYASASININ GELİŞİMİ, POLİTİKA ALTYAPISI, ÜLKE ÖRNEKLERİ ................................................................... 22

2.1. Güneş Enerjisi Piyasasının Gelişimi ........................................................... 22

2.1.1. Fotovoltaik sistem piyasasının gelişimi ............................................. 22

vi

v

2.1.2. Yoğunlaştırılmış güneş enerjisi sistem piyasasının gelişimi ............. 24

2.1.3. Küresel elektrik üretiminde güneş enerjisi teknolojilerinin rolü ....... 25

2.2. Teşvik Politikaları ....................................................................................... 26

2.2.1. Tarife garantisi ................................................................................... 27

2.2.2. Prim garantisi ..................................................................................... 30

2.2.3. Yenilenebilir enerji kota uygulaması ve yeşil sertifika sistemi ......... 31

2.2.4. Yenilenebilir enerji ihaleleri .............................................................. 33

2.2.5. Nihai tüketicilerin kendi ihtiyaçlarını karşılamaları amacıyla elektrik üretmelerini teşvik eden politikalar ..................................... 34

2.2.5.1. Çift taraflı ölçüm sistemleri ................................................... 35

2.2.5.2. Nihai elektrik tüketicilerin kendi ihtiyaçlarını karşılamaları amacıyla üretmelerini teşvik eden diğer politikalar .............. 36

2.2.6. Diğer teşvikler .................................................................................... 37

2.2.6.1. Sermaye sübvansiyonu ya da indirimi ................................... 37

2.2.6.2. Vergi teşvikleri ...................................................................... 37

2.3. Ülke Örnekleri ............................................................................................. 38

2.3.1. Almanya ............................................................................................. 38

2.3.2. Çin ...................................................................................................... 42

2.3.3. ABD ................................................................................................... 47

2.3.4. Japonya .............................................................................................. 51

2.3.5. İtalya .................................................................................................. 54

2.3.6. İspanya ............................................................................................... 57

2.4. Değerlendirme ............................................................................................. 59

3. TÜRKİYE’DE ELEKTRİK ÜRETİMİNDE GÜNEŞ ENERJİSİNE YAKLAŞIM ....................................................................................................... 62

3.1. Türkiye Enerji Sektörünün Genel Görünümü ............................................. 62

3.2. Türkiye’de Elektrik Sektörü ........................................................................ 65

3.2.1. Türkiye’de elektrik üretiminde yenilenebilir enerji kaynak potansiyeli ......................................................................................... 69

vi

3.3. Enerji Arz Güvenliğinin Sağlanması ve İklim Değişikliği ile Mücadele Kapsamında Yenilenebilir Enerji Kaynaklarına Yönelik Politikalar ......... 72

3.3.1. Enerji arz güvenliğinin sağlanması için geliştirilen politikalar ......... 72

3.3.2. Enerji tüketiminden kaynaklı sera gazı salımının azaltılmasına yönelik politika ve tedbirler .............................................................. 73

3.4. Türkiye’de Güneş Enerjisinden Elektrik Üretimini Artırmanın Gerekliliği ve Bu Çerçevede Oluşturulan Politikalar ................................................... 75

3.4.1. Enerji arz güvenliğinin sağlanması ve fosil kaynaklı yakıt tüketiminin ülke ekonomisi üzerindeki olumsuz etkisinin azaltılması ......................................................................................... 75

3.4.2. Türkiye’de enerji sektörünün yarattığı sera gazı salımları ................ 76

3.4.3. Türkiye’de elektrik sektöründe kayıp-kaçak oranlarının azaltılması . 77

3.4.4. Güneş enerjisinin ülke ekonomisine sağlayacağı diğer faydalar ....... 79

4. TÜRKİYE’DE GÜNEŞ ENERJİSİ İLE İLGİLİ MEVZUAT VE PİYASASININ MEVCUT DURUMU ............................................................... 81

4.1. Türkiye’de Güneş Enerjisi İle İlgili Mevzuat .............................................. 81

4.1.1. Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun ............................................................... 81

4.1.2. Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği ve diğer yasal düzenlemeler doğrultusunda güneşten lisanslı elektrik üretim süreci ..................... 84

4.1.3. Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmelik ve diğer mevzuat düzenlemeleri çerçevesinde güneşten lisanssız elektrik üretimi süreci ........................................................ 85

4.2. Türkiye'de Güneş Enerjisi Piyasasındaki Gelişmeler .................................. 87

4.2.1. Türkiye'de lisanslı güneş enerjisi piyasasındaki gelişmeler .............. 87

4.2.2. Türkiye'de lisanssız güneş enerjisi piyasasındaki gelişmeler ............ 88

4.2.3. Türkiye fotovoltaik ve yoğunlaştırılmış güneş enerjisi endüstrisindeki gelişmeler ................................................................ 89

5. TÜRKİYE’DE GÜNEŞ ENERJİSİNE GEÇİŞ EKONOMİSİ VE YANSIMALARI ................................................................................................ 93

5.1. Türkiye’nin Güneş Enerjisinden Elektrik Üretim Potansiyeli..................... 93

5.2. Türkiye’de Güneş Enerjisinden Elektrik Üretim Yatırımlarının Finansal Değerlendirmesi ......................................................................................... 96

v

2.1.2. Yoğunlaştırılmış güneş enerjisi sistem piyasasının gelişimi ............. 24

2.1.3. Küresel elektrik üretiminde güneş enerjisi teknolojilerinin rolü ....... 25

2.2. Teşvik Politikaları ....................................................................................... 26

2.2.1. Tarife garantisi ................................................................................... 27

2.2.2. Prim garantisi ..................................................................................... 30

2.2.3. Yenilenebilir enerji kota uygulaması ve yeşil sertifika sistemi ......... 31

2.2.4. Yenilenebilir enerji ihaleleri .............................................................. 33

2.2.5. Nihai tüketicilerin kendi ihtiyaçlarını karşılamaları amacıyla elektrik üretmelerini teşvik eden politikalar ..................................... 34

2.2.5.1. Çift taraflı ölçüm sistemleri ................................................... 35

2.2.5.2. Nihai elektrik tüketicilerin kendi ihtiyaçlarını karşılamaları amacıyla üretmelerini teşvik eden diğer politikalar .............. 36

2.2.6. Diğer teşvikler .................................................................................... 37

2.2.6.1. Sermaye sübvansiyonu ya da indirimi ................................... 37

2.2.6.2. Vergi teşvikleri ...................................................................... 37

2.3. Ülke Örnekleri ............................................................................................. 38

2.3.1. Almanya ............................................................................................. 38

2.3.2. Çin ...................................................................................................... 42

2.3.3. ABD ................................................................................................... 47

2.3.4. Japonya .............................................................................................. 51

2.3.5. İtalya .................................................................................................. 54

2.3.6. İspanya ............................................................................................... 57

2.4. Değerlendirme ............................................................................................. 59

3. TÜRKİYE’DE ELEKTRİK ÜRETİMİNDE GÜNEŞ ENERJİSİNE YAKLAŞIM ....................................................................................................... 62

3.1. Türkiye Enerji Sektörünün Genel Görünümü ............................................. 62

3.2. Türkiye’de Elektrik Sektörü ........................................................................ 65

3.2.1. Türkiye’de elektrik üretiminde yenilenebilir enerji kaynak potansiyeli ......................................................................................... 69

vii

vi

3.3. Enerji Arz Güvenliğinin Sağlanması ve İklim Değişikliği ile Mücadele Kapsamında Yenilenebilir Enerji Kaynaklarına Yönelik Politikalar ......... 72

3.3.1. Enerji arz güvenliğinin sağlanması için geliştirilen politikalar ......... 72

3.3.2. Enerji tüketiminden kaynaklı sera gazı salımının azaltılmasına yönelik politika ve tedbirler .............................................................. 73

3.4. Türkiye’de Güneş Enerjisinden Elektrik Üretimini Artırmanın Gerekliliği ve Bu Çerçevede Oluşturulan Politikalar ................................................... 75

3.4.1. Enerji arz güvenliğinin sağlanması ve fosil kaynaklı yakıt tüketiminin ülke ekonomisi üzerindeki olumsuz etkisinin azaltılması ......................................................................................... 75

3.4.2. Türkiye’de enerji sektörünün yarattığı sera gazı salımları ................ 76

3.4.3. Türkiye’de elektrik sektöründe kayıp-kaçak oranlarının azaltılması . 77

3.4.4. Güneş enerjisinin ülke ekonomisine sağlayacağı diğer faydalar ....... 79

4. TÜRKİYE’DE GÜNEŞ ENERJİSİ İLE İLGİLİ MEVZUAT VE PİYASASININ MEVCUT DURUMU ............................................................... 81

4.1. Türkiye’de Güneş Enerjisi İle İlgili Mevzuat .............................................. 81

4.1.1. Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun ............................................................... 81

4.1.2. Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği ve diğer yasal düzenlemeler doğrultusunda güneşten lisanslı elektrik üretim süreci ..................... 84

4.1.3. Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmelik ve diğer mevzuat düzenlemeleri çerçevesinde güneşten lisanssız elektrik üretimi süreci ........................................................ 85

4.2. Türkiye'de Güneş Enerjisi Piyasasındaki Gelişmeler .................................. 87

4.2.1. Türkiye'de lisanslı güneş enerjisi piyasasındaki gelişmeler .............. 87

4.2.2. Türkiye'de lisanssız güneş enerjisi piyasasındaki gelişmeler ............ 88

4.2.3. Türkiye fotovoltaik ve yoğunlaştırılmış güneş enerjisi endüstrisindeki gelişmeler ................................................................ 89

5. TÜRKİYE’DE GÜNEŞ ENERJİSİNE GEÇİŞ EKONOMİSİ VE YANSIMALARI ................................................................................................ 93

5.1. Türkiye’nin Güneş Enerjisinden Elektrik Üretim Potansiyeli..................... 93

5.2. Türkiye’de Güneş Enerjisinden Elektrik Üretim Yatırımlarının Finansal Değerlendirmesi ......................................................................................... 96

viii

vii

5.2.1. Fotovoltaik santral yatırımlarının değerlendirilmesinde kullanılan yöntemler .......................................................................................... 97

5.2.1.1. Net bugünkü değer ............................................................... 100

5.2.1.2. Kârlılık endeksi ve fayda maliyet oranı ............................... 101

5.2.1.3. İç kârlılık oranı .................................................................... 102

5.2.1.4. Yatırımın geri ödeme süresi ................................................ 102

5.2.1.5. İndirgenmiş enerji maliyeti .................................................. 103

5.2.2. Fotovoltaik sistem maliyetleri.......................................................... 104

5.2.2.1. Fotovoltaik santral ilk yatırım maliyeti ............................... 104

5.2.2.2. Fotovoltaik santral işletme ve bakım maliyetleri ................ 107

5.2.2.3. Sistem kullanım bedeli ödemeleri ....................................... 111

5.2.2.4. Finansman maliyetleri ......................................................... 111

5.2.2.5. Vergi ödemeleri ................................................................... 112

5.2.3. Fotovoltaik sistem kurulu güç yıllık üretim miktarı ve işletme gelirlerinin belirlenmesinde kullanılan varsayımlar ....................... 113

5.2.4. Fotovoltaik sistem yıllık karbon gelirlerinin belirlenmesinde kullanılan varsayımlar .................................................................... 117

5.2.5. Finansal analiz çalışmasının sonuçları ............................................. 118

5.3. Türkiye Fotovoltaik Santrallerine İlişkin Gelecek Projeksiyonları ........... 126

5.3.1. Resmi hedef senaryosu .................................................................... 128

5.3.2. Muhtemel senaryo ............................................................................ 128

5.3.3. İyimser senaryo ................................................................................ 129

5.4. Güneş Enerjisinden Elektrik Üretmenin Ülkeye Fayda ve Maliyetleri ..... 129

5.4.1. Türkiye’de güneş enerjisinden elektrik üretmenin faydaları ........... 130

5.4.1.1. Doğal gaz üzerinden yakıt tasarruf miktarı ve değeri .......... 130

5.4.1.2. Enerji kaynaklı CO2 emisyonu azaltım miktarı ................... 132

5.4.2. Türkiye’de güneş enerjisinden elektrik üretmenin maliyetleri ........ 132

viii

5.4.2.1. Fotovoltaik sistem makine ve ekipmanlarının ithalat giderleri ....................................................................... 132

5.4.2.2. Fotovoltaik teknolojisine uygulanan alım garantili fiyatların tüketici üzerinde yaratacağı yük .......................................... 134

5.4.2.3. Diğer öngörülemeyen maliyetler ......................................... 136

5.5. Değerlendirme ........................................................................................... 136

6. POLİTİKA ÖNERİLERİ VE ALTERNATİF YAKLAŞIMLAR .................... 139

SONUÇ .................................................................................................................... 147

EKLER ..................................................................................................................... 150

KAYNAKÇA ........................................................................................................... 172

DİZİN ....................................................................................................................... 185

vii

5.2.1. Fotovoltaik santral yatırımlarının değerlendirilmesinde kullanılan yöntemler .......................................................................................... 97

5.2.1.1. Net bugünkü değer ............................................................... 100

5.2.1.2. Kârlılık endeksi ve fayda maliyet oranı ............................... 101

5.2.1.3. İç kârlılık oranı .................................................................... 102

5.2.1.4. Yatırımın geri ödeme süresi ................................................ 102

5.2.1.5. İndirgenmiş enerji maliyeti .................................................. 103

5.2.2. Fotovoltaik sistem maliyetleri.......................................................... 104

5.2.2.1. Fotovoltaik santral ilk yatırım maliyeti ............................... 104

5.2.2.2. Fotovoltaik santral işletme ve bakım maliyetleri ................ 107

5.2.2.3. Sistem kullanım bedeli ödemeleri ....................................... 111

5.2.2.4. Finansman maliyetleri ......................................................... 111

5.2.2.5. Vergi ödemeleri ................................................................... 112

5.2.3. Fotovoltaik sistem kurulu güç yıllık üretim miktarı ve işletme gelirlerinin belirlenmesinde kullanılan varsayımlar ....................... 113

5.2.4. Fotovoltaik sistem yıllık karbon gelirlerinin belirlenmesinde kullanılan varsayımlar .................................................................... 117

5.2.5. Finansal analiz çalışmasının sonuçları ............................................. 118

5.3. Türkiye Fotovoltaik Santrallerine İlişkin Gelecek Projeksiyonları ........... 126

5.3.1. Resmi hedef senaryosu .................................................................... 128

5.3.2. Muhtemel senaryo ............................................................................ 128

5.3.3. İyimser senaryo ................................................................................ 129

5.4. Güneş Enerjisinden Elektrik Üretmenin Ülkeye Fayda ve Maliyetleri ..... 129

5.4.1. Türkiye’de güneş enerjisinden elektrik üretmenin faydaları ........... 130

5.4.1.1. Doğal gaz üzerinden yakıt tasarruf miktarı ve değeri .......... 130

5.4.1.2. Enerji kaynaklı CO2 emisyonu azaltım miktarı ................... 132

5.4.2. Türkiye’de güneş enerjisinden elektrik üretmenin maliyetleri ........ 132

ix

viii

5.4.2.1. Fotovoltaik sistem makine ve ekipmanlarının ithalat giderleri ....................................................................... 132

5.4.2.2. Fotovoltaik teknolojisine uygulanan alım garantili fiyatların tüketici üzerinde yaratacağı yük .......................................... 134

5.4.2.3. Diğer öngörülemeyen maliyetler ......................................... 136

5.5. Değerlendirme ........................................................................................... 136

6. POLİTİKA ÖNERİLERİ VE ALTERNATİF YAKLAŞIMLAR .................... 139

SONUÇ .................................................................................................................... 147

EKLER ..................................................................................................................... 150

KAYNAKÇA ........................................................................................................... 172

DİZİN ....................................................................................................................... 185

x

ix

TABLOLAR

Sayfa No

Tablo 1.1. Ticarileşmiş Fotovoltaik Teknolojilerine İlişkin Temel Veriler ................. 7

Tablo 1.2. Yoğunlaştırılmış Güneş Enerjisi Teknolojilerinin Özellikleri .................. 17

Tablo 1.3. Güneş Enerjisi Teknoloji Türüne Göre Işınım Değerlerinin Uygunluk Derecesi ..................................................................................... 20

Tablo 1.4. Güneş Enerjisinden Elektrik Üretim Sistemlerinin Karşılaştırılması ....... 21

Tablo 2.1. 2014 Yılı Dünya Fotovoltaik Kurulu Güç Ülke Sıralaması ..................... 24

Tablo 2.2. Senaryolara Göre Güneş Enerjisinden Elektrik Üretiminde 2020 ve 2040 Yılları Tahminleri ............................................................................. 26

Tablo 2.3. 2014 Yılı Almanya Elektrik Tüketimi, Nüfus ve Fotovoltaik Kapasite Verileri ....................................................................................................... 39

Tablo 2.4. 2014 Yılı İtalya Elektrik Tüketimi, Nüfus ve Fotovoltaik Kapasite Verileri ....................................................................................................... 57

Tablo 2.5. 2014 Yılı İspanya Elektrik Tüketimi, Nüfus ve Fotovoltaik ve Yoğunlaştırılmış Güneş Enerjisi Sistemleri Kapasite Verileri .................. 59

Tablo 3.1. 1990-2013 Yılları Birincil Enerji Arzının Kaynaklar İtibarıyla Dağılımı 63

Tablo 3.2. 1990-2013 Yılları Arasında Türkiye’nin Enerji Talep-Üretim-İthalat ve İhracatının Gelişimi.................................................................................... 65

Tablo 3.3. Elektrik Enerjisi Kurulu Gücünün Kaynaklara Göre Dağılımı ve Kapasite Gelişimi ....................................................................................... 67

Tablo 3.4. Elektrik Enerjisi Üretiminin Kaynaklara Göre Dağılımı .......................... 68

Tablo 3.5. Elektrik Sektöründe Yenilenebilir Enerji Kaynakları Potansiyeli, Mevcut Durumu, 2023 Yılı Hedefleri ........................................................ 70

Tablo 4.3. Yenilenebilir Enerji Kaynağı Çeşidine Göre Lisanssız Elektrik Üretimi Başvuruları ................................................................................................. 88

Tablo 5.1. Türkiye'nin Yıllık Toplam Güneş Enerjisi Potansiyelinin Bölgelere Göre Dağılımı ..................................................................................................... 95

Tablo 5.2. Fotovoltaik Santral Ekonomik Performansının Belirlenmesinde Kullanılan Ölçütler, Formülleri, Birimleri ve Kullanıcı Türü ................... 99

Tablo 5.3. 1 MW Kurulu Güçteki Fotovoltaik Santralın İlk Yatırım Maliyeti Alt Kalemleri ve Toplamı .............................................................................. 107

Tablo 5.4. 1 MW Kurulu Güçteki Fotovoltaik Tesisin Yıllık İşletme ve Bakım Giderleri ................................................................................................... 110

Tablo 5.5. Fotovoltaik Yatırımının Finansal Analizinde Kullanılan İndirgeme Oranının Sermaye Maliyetlerinin Ağırlıklı Ortalaması Yöntemiyle Hesaplanması ........................................................................................... 112

x

Tablo 5.6. Kurumlar Vergisi Matrahının Hesaplanması .......................................... 112

Tablo 5.7. Konya’nın Karapınar İlçesinde Kurulacak 1 MW Kapasiteli Güneşi Takip Etmeyen Fotovoltaik Sistemin Yıllık Elektrik Üretim Miktarı Tahmini .................................................................................................... 115

Tablo 5.8. Baz Senaryoda 1 MW Kapasiteli Fotovoltaik Santral Yatırımının Nakit Akış Tablosu ............................................................................................ 119

Tablo 5.9. Baz Senaryodan Elde Edilen Ekonomik Performans Ölçütleri ve Bunların Değerlendirilmesi ...................................................................... 121

Tablo 5.10. 1 MW Kurulu Güçteki Fotovoltaik Sistemin Farklı Senaryolarda Ekonomik Performans Ölçütleri .............................................................. 126

Tablo 5.11. 2003-2013 Yılları Arasında 1 MWh Elektrik Üretimi İçin Kullanılan Doğal Gaz Miktarı ................................................................................... 131

Tablo 5.12. 2015-2030 Yılları Arasında Senaryolara Göre Doğal Gaz Yakıt Tasarrufunun Toplam Net Bugünkü Değerlerinin Özet Tablosu ............. 132

Tablo 5.13. 2014-2030 Yılları Arasında Fotovoltaik Sistem Üretiminin Toplam CO2 Emisyonunu Azaltım Miktarı ........................................................... 132

Tablo 5.14. 2015-2030 Yılları Arasında Senaryolara göre Fotovoltaik Sistem Makine ve Ekipmanların İthalatının Toplam Net Bugünkü Değerlerinin Özet Tablosu ............................................................................................ 134

Tablo 5.15. 2015-2030 Yılları Arasında Senaryolara Göre Alım Garantili Fiyatların Tüketici Üzerinde Yaratacağı Toplam Mali Yükün Net Bugünkü Değeri ....................................................................................... 135

ix

TABLOLAR

Sayfa No

Tablo 1.1. Ticarileşmiş Fotovoltaik Teknolojilerine İlişkin Temel Veriler ................. 7

Tablo 1.2. Yoğunlaştırılmış Güneş Enerjisi Teknolojilerinin Özellikleri .................. 17

Tablo 1.3. Güneş Enerjisi Teknoloji Türüne Göre Işınım Değerlerinin Uygunluk Derecesi ..................................................................................... 20

Tablo 1.4. Güneş Enerjisinden Elektrik Üretim Sistemlerinin Karşılaştırılması ....... 21

Tablo 2.1. 2014 Yılı Dünya Fotovoltaik Kurulu Güç Ülke Sıralaması ..................... 24

Tablo 2.2. Senaryolara Göre Güneş Enerjisinden Elektrik Üretiminde 2020 ve 2040 Yılları Tahminleri ............................................................................. 26

Tablo 2.3. 2014 Yılı Almanya Elektrik Tüketimi, Nüfus ve Fotovoltaik Kapasite Verileri ....................................................................................................... 39

Tablo 2.4. 2014 Yılı İtalya Elektrik Tüketimi, Nüfus ve Fotovoltaik Kapasite Verileri ....................................................................................................... 57

Tablo 2.5. 2014 Yılı İspanya Elektrik Tüketimi, Nüfus ve Fotovoltaik ve Yoğunlaştırılmış Güneş Enerjisi Sistemleri Kapasite Verileri .................. 59

Tablo 3.1. 1990-2013 Yılları Birincil Enerji Arzının Kaynaklar İtibarıyla Dağılımı 63

Tablo 3.2. 1990-2013 Yılları Arasında Türkiye’nin Enerji Talep-Üretim-İthalat ve İhracatının Gelişimi.................................................................................... 65

Tablo 3.3. Elektrik Enerjisi Kurulu Gücünün Kaynaklara Göre Dağılımı ve Kapasite Gelişimi ....................................................................................... 67

Tablo 3.4. Elektrik Enerjisi Üretiminin Kaynaklara Göre Dağılımı .......................... 68

Tablo 3.5. Elektrik Sektöründe Yenilenebilir Enerji Kaynakları Potansiyeli, Mevcut Durumu, 2023 Yılı Hedefleri ........................................................ 70

Tablo 4.3. Yenilenebilir Enerji Kaynağı Çeşidine Göre Lisanssız Elektrik Üretimi Başvuruları ................................................................................................. 88

Tablo 5.1. Türkiye'nin Yıllık Toplam Güneş Enerjisi Potansiyelinin Bölgelere Göre Dağılımı ..................................................................................................... 95

Tablo 5.2. Fotovoltaik Santral Ekonomik Performansının Belirlenmesinde Kullanılan Ölçütler, Formülleri, Birimleri ve Kullanıcı Türü ................... 99

Tablo 5.3. 1 MW Kurulu Güçteki Fotovoltaik Santralın İlk Yatırım Maliyeti Alt Kalemleri ve Toplamı .............................................................................. 107

Tablo 5.4. 1 MW Kurulu Güçteki Fotovoltaik Tesisin Yıllık İşletme ve Bakım Giderleri ................................................................................................... 110

Tablo 5.5. Fotovoltaik Yatırımının Finansal Analizinde Kullanılan İndirgeme Oranının Sermaye Maliyetlerinin Ağırlıklı Ortalaması Yöntemiyle Hesaplanması ........................................................................................... 112

xi

x

Tablo 5.6. Kurumlar Vergisi Matrahının Hesaplanması .......................................... 112

Tablo 5.7. Konya’nın Karapınar İlçesinde Kurulacak 1 MW Kapasiteli Güneşi Takip Etmeyen Fotovoltaik Sistemin Yıllık Elektrik Üretim Miktarı Tahmini .................................................................................................... 115

Tablo 5.8. Baz Senaryoda 1 MW Kapasiteli Fotovoltaik Santral Yatırımının Nakit Akış Tablosu ............................................................................................ 119

Tablo 5.9. Baz Senaryodan Elde Edilen Ekonomik Performans Ölçütleri ve Bunların Değerlendirilmesi ...................................................................... 121

Tablo 5.10. 1 MW Kurulu Güçteki Fotovoltaik Sistemin Farklı Senaryolarda Ekonomik Performans Ölçütleri .............................................................. 126

Tablo 5.11. 2003-2013 Yılları Arasında 1 MWh Elektrik Üretimi İçin Kullanılan Doğal Gaz Miktarı ................................................................................... 131

Tablo 5.12. 2015-2030 Yılları Arasında Senaryolara Göre Doğal Gaz Yakıt Tasarrufunun Toplam Net Bugünkü Değerlerinin Özet Tablosu ............. 132

Tablo 5.13. 2014-2030 Yılları Arasında Fotovoltaik Sistem Üretiminin Toplam CO2 Emisyonunu Azaltım Miktarı ........................................................... 132

Tablo 5.14. 2015-2030 Yılları Arasında Senaryolara göre Fotovoltaik Sistem Makine ve Ekipmanların İthalatının Toplam Net Bugünkü Değerlerinin Özet Tablosu ............................................................................................ 134

Tablo 5.15. 2015-2030 Yılları Arasında Senaryolara Göre Alım Garantili Fiyatların Tüketici Üzerinde Yaratacağı Toplam Mali Yükün Net Bugünkü Değeri ....................................................................................... 135

xii

xi

ŞEKİLLER Sayfa No

Şekil 1.1. Fotovoltaik Sistem Elemanlarının Toplam Maliyetteki Payının Değişimi 15

Şekil 1.2. Yoğunlaştırılmış Güneş Enerjisi Sisteminin Bölümleri ............................. 16

Şekil 1.3.Yoğunlaştırılmış Güneş Enerjisi Teknoloji Çeşitleri .................................. 17

Şekil 3.1. Türkiye’de 1984-2013 Yılları Arasında Elektrik Sistemi Kayıp-Kaçak Oranlarının Değişimi.................................................................................. 78

Şekil 4.1. Güneş Enerjisi Santrali Lisanslandırma Süreci.......................................... 85

Şekil 5.1. Türkiye’de Aylar İçerisindeki Bir Günlük Toplam Güneş Radyasyonu ve Toplam Güneşlenme Süresi ....................................................................... 95

xiii

xi

ŞEKİLLER Sayfa No

Şekil 1.1. Fotovoltaik Sistem Elemanlarının Toplam Maliyetteki Payının Değişimi 15

Şekil 1.2. Yoğunlaştırılmış Güneş Enerjisi Sisteminin Bölümleri ............................. 16

Şekil 1.3.Yoğunlaştırılmış Güneş Enerjisi Teknoloji Çeşitleri .................................. 17

Şekil 3.1. Türkiye’de 1984-2013 Yılları Arasında Elektrik Sistemi Kayıp-Kaçak Oranlarının Değişimi.................................................................................. 78

Şekil 4.1. Güneş Enerjisi Santrali Lisanslandırma Süreci.......................................... 85

Şekil 5.1. Türkiye’de Aylar İçerisindeki Bir Günlük Toplam Güneş Radyasyonu ve Toplam Güneşlenme Süresi ....................................................................... 95

xii

KISALTMALAR

AB : Avrupa Birliği ABD : Amerika Birleşik Devletleri AC : Alternatif Akım (Alternative Current) Ar-Ge : Araştırma ve Geliştirme A-si : Amorf Silisyum BGÖS : Basit Geri Ödeme Süresi BMİDÇS : Birleşmiş Milletler İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi BOTAŞ : Boru Hatları İle Petrol Taşıma A.Ş. CdS : Kadmiyum Sülfür (Cadmium Sulfide) Cd-Te : Kadmiyum Tellürid (Cadmium Telluride) CI(G)S : Bakır İndiyum Galyum Sülfür (Copper Indium Gallium

Selenide) CO2 : Karbondioksit CPV : Yoğunlaştırılmış PV (Concentrated Photovoltaic) CSP : Yoğunlaştırılmış Güneş Enerjisi Sistemleri (Concentrated

Solar Power) DC : Doğru Akım (Direct Current) DNI : Direkt Güneş Işınım Değeri (Direct Normal Irradiance) DPT : Devlet Planlama Teşkilatı EDAŞ : Elektrik Dağıtım Şirketi EİE : Elektrik İşleri Etüt İdaresi Genel Müdürlüğü EPC : Mühendislik, Tedarik ve Kurulum (Engineering, Procurement

and Construction Management) EPDK : Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu EPK : Elektrik Piyasası Kanunu ETKB : Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı FIP : Prim Garantisi (Feed in Premium) FIT : Tarife Garantisi (Feed in Tariff) F/M : Fayda Maliyet GEPA : Güneş Enerjisi Potansiyel Atlası GES : Güneş Enerjisi Santrali GNI : Toplam Güneş Işınım Değeri (Global Normal Irradiance) GÖS : Geri Ödeme Süresi GWh : Giga Watt-Saat HES : Hidroelektrik Santral

xiv

xiii

IEA : Uluslararası Enerji Ajansı (International Energy Agency) IPCC : Hükümetlerarası İklim Değişikliği Paneli (Intergovernmental

Panel on Climate Change) İGÖS : İndirgenmiş Geri Ödeme Süresi İKO : İç Kârlılık Oranı KDV : Katma Değer Vergisi KE : Kârlılık Endeksi KP : Kyoto Protokolü KWh : Kilo Watt-Saat LCOE : İndirgenmiş Enerji Maliyeti (Levelised Cost of Capital) LNG : Sıvılaştırılmış Doğal Gaz (Liquefied Natural Gas) LÜY : Lisanssız Elektrik Üretimi Yönetmeliği LY : Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği MTEP : Milyon Ton Eşdeğer Petrol MW : Mega Watt MWh : Mega Watt-Saat NBD : Net Bugünkü Değer PV : Fotovoltaik (Photovoltaics) PVGIS : Avrupa Komisyonu Ortak Araştırma Merkezi RES : Rüzgâr Enerjisi Santrali TCMB : Türkiye Cumhuriyeti Merkez Bankası TEDAŞ : Türkiye Elektrik Dağıtım A.Ş. TEİAŞ : Türkiye Elektrik İletim A.Ş. TEP : Ton Eşdeğer Petrol TORETOSAF : Türkiye Ortalama Elektrik Toptan Satış Fiyatı TSE : Türk Standartları Enstitüsü TÜBİTAK : Türkiye Bilimsel ve Teknolojik Araştırma Kurumu TÜİK : Türkiye İstatistik Kurumu W : Watt WACC : Sermaye Maliyetlerinin Ağırlıklı Ortalaması (Weighted

Average Cost of Capital) Wp : Watt-Pik YEGM : Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü YEKDEM : Yenilenebilir Enerji Kaynakları Destekleme Mekanizması YEK Kanunu : Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi

Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun

1

1

GİRİŞ

Dünyada enerjiye olan talep giderek artmaktadır. 1990-2012 yılları arasında

dünya birincil enerji talebi yaklaşık yüzde 53 oranında artarak 13.361 milyon ton

petrol eşdeğerine (MTEP) ulaşmıştır. 2012 yılında birincil enerji talebinin yaklaşık

yüzde 82’si fosil kaynaklı yakıtlar ile karşılanmıştır.1 Dünyada enerji ihtiyacının her

geçen gün artış göstermesi, yeryüzünde sınırlı miktarda bulunan fosil yakıtlı kaynak

rezervlerinin yavaş yavaş tükenmesine neden olmaktadır. Ayrıca, sanayi devrimi

sonrasında fosil yakıtların kullanımının artması ile başta karbondioksit (CO2) olmak

üzere sera etkisi yaratan gazların (sera gazlarının) atmosferdeki yoğunluğu önemli

ölçüde yükselmiş ve küresel ölçekte bir ısınma yaşanmaya başlamıştır.

Son dönemlerde yaşanan enerji krizleri ve küresel ısınma gerçeği, ülkeleri

kullanımı alışılagelmiş, tükenme riski taşıyan, sera gazı salımında payı bulunan ve

geleneksel enerji kaynakları olan fosil yakıtlar yerine sürekli yenilenen ve çevre

dostu enerji kaynakları arayışına yöneltmiştir. Yenilenebilir enerji kaynakları olarak

tabir edilen bu kaynaklar, günümüzde yoğun ilgi görmektedir.

Yenilenebilir enerji kaynakları arasında güneş enerjisi, hem CO2 salımı

olmadığı için çevre dostu hem de potansiyel olarak tüm dünyanın enerji talebini

karşılayacak kadar büyük bir enerji kaynağıdır. Geleneksel enerji kaynaklarına göre

birden fazla avantajlı yönü olan güneş enerjisinin sıcak su temininden elektrik

enerjisi üretimine kadar birçok kullanım alanı bulunmaktadır.

Son dönemde enerji arz güvenliği ve küresel ısınmayla mücadele kapsamında

yürütülen Ar-Ge faaliyetleri ve uygulanan teşvik mekanizmaları sonucunda, güneş

enerjisi üretim teknolojilerinin; maliyetleri hızla azalmış, verimlilikleri yükselmiş,

birçok ülkede kullanımı yaygınlaşmıştır. Eskiden belirli niş pazarlarda uygulanan

güneş enerjisinden elektrik üretim sistemleri, 2014 yılında dünya elektrik talebinin

yüzde 1’ini karşılayabilecek kapasiteye ulaşmıştır. Böylece güneş enerjisi, hidrolik

ve rüzgârdan sonra dünyanın en büyük üçüncü yenilenebilir enerji kaynağı olmuştur.

Türkiye’nin ekonomik büyümesine, artan nüfusuna, sanayileşmesine ve

yaşam koşullarının iyileşmesine paralel olarak enerji ihtiyacı hızla artmaktadır. Fosil 1 IEA, 2014i:56.

2

2

yakıtlar açısından fakir sayılan ülkemizin enerji talebini yerli üretimle karşılama

oranı 1990-2013 yılları arasında yaklaşık yüzde 22 oranında azalırken, dışa

bağımlılığı aynı oranda yükselmiştir. Türkiye’de son on yılda doğal gazın elektrik

üretimindeki payının yüzde 43-50 aralığında seyretmesi ithal doğal gaz kaynaklarına

bağımlılığının ne kadar yüksek olduğunun açık bir kanıtıdır. Ülkemizin elektrik

üretiminde kaynak çeşitliliğinin sağlanması, fosil yakıtlarda dışa bağımlılığının

azaltılması ve küresel ısınmayla mücadele açısından yüksek güneş enerjisi

potansiyelinin elektrik üretmek amacıyla değerlendirilmesi büyük önem arz

etmektedir. Bu çerçevede, 5346 sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik

Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanunun (YEK Kanunu) sunduğu

teşvikler ile güneş enerjisi yatırımları desteklenmeye başlanmıştır.

Çalışmanın amacı, uzun vadede Türkiye güneş enerjisi potansiyelinden

üretilecek elektriğin faydalarını ve maliyetlerini değerlendirmek, güneş enerjisinin

milli ekonomiye azami düzeyde katkı sağlayabilmesi için alınması gereken önlemleri

ortaya koymaktır. Ayrıca, teşvik mekanizmasının güneş enerjisi piyasasının gelişimi

açısından yeterli olup olmadığına ilişkin değerlendirmeler yapmak ve YEK

Kanununda 2011 yılında yapılan değişiklik ile harekete geçen piyasanın sağlıklı bir

şekilde işlemesine yönelik öneriler getirmektir.

Güneş enerjisinden elektrik üretim faaliyetine yönelik yapılan diğer

çalışmalardan farklı olarak bu çalışmada, güneş enerjisi yatırımlarının uzun vadeli

bakış açısıyla hem özel sektör hem de kamu açısından değerlendirilmesi mümkün

olmuştur. Çalışmada, güneş enerjisinden elektrik üretiminde önde gelen ülkelerin

yaşadıkları tecrübeler incelendikten sonra Türkiye’deki mevcut durum ele alınmıştır.

Ayrıca, güneş enerjisi santral yatırımlarının özel sektör açısından yapılabilirliği

araştırılmış, uygulanan teşvik politikalarının yeterliliği sorgulanmış ve son olarak

güneş enerjisi politikalarının belirlenmesinde dikkat edilmesi gereken hususlar ortaya

konmuştur. Literatür taraması ve piyasa araştırması sonucunda elde edilen bulgular

doğrultusunda örnek bir projenin finansal analizi yapılmıştır. Söz konusu analizde

santralin yapımı aşamasında ve işletmesinde ortaya çıkabilecek bütün gelir ve

giderler hesaplamalara dahil edilmiştir. Sonrasında farklı senaryolarda 2030 yılında

güneş enerjisinden elektrik üretim miktarının ve kapasitesinin ulaşabileceği seviye

3

3

tahmin edilmiş, üretimin ülke ekonomisinde yaratacağı fayda ve maliyetler genel

hatlarıyla ortaya konulmuştur.

Çalışmanın ilk bölümünde güneş enerjisi ile ilgili temel bilgilere yer

verildikten sonra bu enerji türünün kullanım alanlarına değinilmiştir. Ardından,

güneş enerjisinden elektrik üretim teknolojileri; fotovoltaik (photovoltaic-PV) ve

yoğunlaştırılmış güneş enerjisi sistemleri (concentrated solar power-CSP)

anlatılmıştır.

İkinci bölümde, dünyada güneş enerjisi piyasasının gelişimi ele alınmıştır.

Türkiye’de uygulanan güneş enerjisi teşvik politikalarına yol göstermesi amacıyla

yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretimini desteklemeye yönelik politika

uygulamaları ve araçları anlatılmış, dünya güneş enerjisi piyasasının gelişimi

değerlendirilmiş, seçilmiş ülkelerin politika uygulamaları incelenmiştir.

Üçüncü bölümde, öncelikle Türkiye’nin güneş enerjisinden elektrik

üretiminin neden önem taşıdığını doğru bir şekilde ortaya koyabilmek için ülkemizin

enerji ve elektrik sektörü genel bir değerlendirmeye tabi tutulmuştur. Ardından,

Türkiye’nin enerji arz güvenliği ve ilkim değişikliği ile mücadele kapsamında

yenilenebilir enerji kaynaklarına yönelik uyguladığı politikalar özetlenmiştir.

Dördüncü bölümde, güneş enerjisinden elektrik üretimine ilişkin mevcut

politikalara ve mevzuat düzenlemelerine yer verilmiş ardından güneş enerjisi

piyasasındaki güncel gelişmeler anlatılmıştır.

Çalışmanın beşinci bölümünde öncelikle Türkiye’nin sahip olduğu güneş

enerjisi potansiyeli değerlendirildikten sonra güneş enerjisi yatırımcılarına yol

göstermek, PV sistem yatırımcılarına ve endüstrisine uygulanan teşvik

mekanizmasının yeterliliğini değerlendirmek amacıyla Türkiye’de lisanssız üretim

kapsamındaki 1 MW kapasiteli örnek bir PV santral projesinin finansal analizi

yapılmıştır. Ayrıca, farklı senaryolarda güneş enerjisinden elektrik üretiminin ülke

ekonomisinde yaratabileceği olası fayda ve maliyetler hesaplanmıştır.

Çalışmanın sonunda Türkiye’de güneş enerjisinden elektrik üretim

piyasasının gelişimine ve sürekliliğine katkı sağlayacak görüş ve önerilere yer

verilmiştir.

4

4

1. GÜNEŞ ENERJİSİNDEN ELEKTRİK ÜRETİM TEKNOLOJİLERİ

1.1. Güneş Enerjisi ile İlgili Temel Bilgiler

Güneş çekirdeğinde, yüksek sıcaklık ve basınç altında meydana gelen füzyon

reaksiyonlar ile hidrojen elementi helyum elementine dönüştürülmekte, bu

tepkimeler sonucunda güneş büyük miktarda enerji üretmektedir. Güneş enerjisi

genel olarak birim m2 alan başına düşen Watt (W)2 cinsinden enerji olarak

gösterilmektedir. Dünya atmosferinin dışına yaklaşık olarak yılda 1.370 W/m²

değerinde güneş enerjisi ulaşmakta, ancak yeryüzüne ulaşan miktarı 0-1.100 W/m2

değerleri arasında değişim göstermektedir.3

Son yıllarda fosil kaynakların tükenme eğilimine girmesi, hem üretimleri

hem de tüketimleri sırasında neden oldukları çevre kirliliği, sınırsız veçevreyle

uyumlu bir enerji kaynağı olan güneş enerjisini artan önemle gündeme getirmiştir.

Güneş enerjisinden temel olarak ısı ve elektrik enerjisi elde etmek mümkündür.

Güneş ışınlarının odaklanarak yoğunlaştırılmasına dayanan ısıl güneş

teknolojileriyle; binalarda, seralarda, endüstriyel işletmelerde ısıtma ve havalandırma

uygulamaları gerçekleştirilmektedir. Diğer taraftan güneş enerjisinden elektrik

üretim tesisleri, “Watt mertebesinden (küçük haberleşme sistemleri veya diğer

sistemler) kW mertebesine (kırsal bölgelerde katodik koruma, sinyalizasyon,

haberleşme sistemleri, pompalama ve sulama tesisleri, evler, çiftlikler gibi şebekeden

bağımsız tüketiciler ile şebekeye bağlı evler, tesisler) ve MW mertebesine kadar

uzanan üretim seviyesi ile birden fazla kesimin elektrik ihtiyacının karşılanmasına

yardımcı olmaktadır.”4

Tezin ana konusu güneş enerjisinden elektrik üretim faaliyeti olduğundan

bölümün devamında, güneş enerjisinden elektrik üretim teknolojileri üzerinde

durulmaktadır.

2 Elektrik gücünün standart metrik ölçüm birimidir. 3 YEGM (Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü), 17.03.2015. <http://www.eie.gov.tr/yenilenebilir/g_enj_tekno.aspx>. 4 DPT, 2001: 4-31, 4-32.

5

1.2. Güneş Enerjisinden Elektrik Üretim Teknolojileri

Güneş enerjisinden elektrik üretiminde kullanılan teknolojiler; fotovoltaik

(photovoltaic-PV) ve yoğunlaştırılmış güç sistemleri (concentrated solar power-CSP)

olmak üzere iki ana gruba ayrılmaktadır.5 Söz konusu teknolojilere ilişkin ayrıntılı

bilgiler aşağıda yer almaktadır.

1.2.1. Fotovoltaik teknolojisi

PV sistemler, güneş enerjisini doğrudan elektrik enerjisine dönüştüren

düzeneklerdir. Sistemin temel yapı bloğu PV hücrelerdir. PV hücreleri fotovoltaik

ilkeye dayalı olarak çalışırlar, yani üzerlerine ışık düştüğü zaman uçlarında elektrik

gerilimi oluşur. Birden fazla sayıdaki güneş hücresinin birbirine paralel ya da seri

bağlanarak bir yüzey üzerine monte edilmesiyle gerilimi ve dolayısıyla güç çıkışını

artırmak mümkündür. Bu yapıya PV modül adı verilmektedir. Güç talebine bağlı

olarak modüller birbirlerine seri ya da paralel bağlanarak birkaç W’tan MW’lara

kadar büyüklükte üretim sistemleri kurulabilir.6 Çeşitli PV modüllerinin, sırasıyla,

gerilimi ve/veya akımı artırmak için seri ve/veya paralel olarak bağlanmasıyla güneş

ışınlarının etkisiyle elektrik akımının yaratıldığı ana yapı olan PV paneli

oluşturulmaktadır.

Ardından, PV sistem dengeleyicileri (balance of system) olarak isimlendirilen

modül haricindeki diğer sistem elemanları sisteme dâhil edilmektedir. PV sistem

dengeleyicilerini; invertör, güç kontrol sistemleri (şarj kontrolör), enerji depolama

aygıtları (akü) ve diğer sistem dengeleyicileri olarak dört ana bölüme ayırmak

mümkündür. İnvertör modülde doğru akımla (DC)7 üretilen elektriği alternatif akıma

(AC)8 çevirmekte, güç kontrol sistemleri PV sistemdeki voltaj değişimlerini dengede

tutmakta, enerji depolama aygıtları üretilen elektriği daha sonra kullanılması amacı

ile depolamaktadır. Sistemin bağlantılarını sağlayan diğer sistem dengeleyici

5 YEGM, 01.03.2015. <http://www.eie.gov.tr/yenilenebilir/g_enj_tekno.aspx> 6 YEGM, 02.03.2015. <http://www.eie.gov.tr/yenilenebilir/g_enj_tekno.aspx> 7 Doğru akım, elektrik yüklerinin yüksek potansiyelden alçak olana doğru sabit olarak akmasıdır. 8 Alternatif akım, genliği ve yönü periyodik olarak değişen elektriksel akımdır.

5

5

1.2. Güneş Enerjisinden Elektrik Üretim Teknolojileri

Güneş enerjisinden elektrik üretiminde kullanılan teknolojiler; fotovoltaik

(photovoltaic-PV) ve yoğunlaştırılmış güç sistemleri (concentrated solar power-CSP)

olmak üzere iki ana gruba ayrılmaktadır.5 Söz konusu teknolojilere ilişkin ayrıntılı

bilgiler aşağıda yer almaktadır.

1.2.1. Fotovoltaik teknolojisi

PV sistemler, güneş enerjisini doğrudan elektrik enerjisine dönüştüren

düzeneklerdir. Sistemin temel yapı bloğu PV hücrelerdir. PV hücreleri fotovoltaik

ilkeye dayalı olarak çalışırlar, yani üzerlerine ışık düştüğü zaman uçlarında elektrik

gerilimi oluşur. Birden fazla sayıdaki güneş hücresinin birbirine paralel ya da seri

bağlanarak bir yüzey üzerine monte edilmesiyle gerilimi ve dolayısıyla güç çıkışını

artırmak mümkündür. Bu yapıya PV modül adı verilmektedir. Güç talebine bağlı

olarak modüller birbirlerine seri ya da paralel bağlanarak birkaç W’tan MW’lara

kadar büyüklükte üretim sistemleri kurulabilir.6 Çeşitli PV modüllerinin, sırasıyla,

gerilimi ve/veya akımı artırmak için seri ve/veya paralel olarak bağlanmasıyla güneş

ışınlarının etkisiyle elektrik akımının yaratıldığı ana yapı olan PV paneli

oluşturulmaktadır.

Ardından, PV sistem dengeleyicileri (balance of system) olarak isimlendirilen

modül haricindeki diğer sistem elemanları sisteme dâhil edilmektedir. PV sistem

dengeleyicilerini; invertör, güç kontrol sistemleri (şarj kontrolör), enerji depolama

aygıtları (akü) ve diğer sistem dengeleyicileri olarak dört ana bölüme ayırmak

mümkündür. İnvertör modülde doğru akımla (DC)7 üretilen elektriği alternatif akıma

(AC)8 çevirmekte, güç kontrol sistemleri PV sistemdeki voltaj değişimlerini dengede

tutmakta, enerji depolama aygıtları üretilen elektriği daha sonra kullanılması amacı

ile depolamaktadır. Sistemin bağlantılarını sağlayan diğer sistem dengeleyici

5 YEGM, 01.03.2015. <http://www.eie.gov.tr/yenilenebilir/g_enj_tekno.aspx> 6 YEGM, 02.03.2015. <http://www.eie.gov.tr/yenilenebilir/g_enj_tekno.aspx> 7 Doğru akım, elektrik yüklerinin yüksek potansiyelden alçak olana doğru sabit olarak akmasıdır. 8 Alternatif akım, genliği ve yönü periyodik olarak değişen elektriksel akımdır.

6

6

unsurlar; kablolar, bağlantı elemanları, devre anahtarları (şalterler), kablo bağlantı

kutuları, elektrik sigortalarından oluşmaktadır.

PV paneller ve sistem dengeleyicilerinin bir araya getirilmesi sonucunda PV

sistem teknolojisi kuruluma hazır hale gelmektedir. Kullanılan temel malzeme (yarı-

iletken) çeşidine ve ticari olgunluk düzeyine bağlı olarak PV sistem teknolojileri

kristal silikon, ince film ve gelişmekte olan yeni PV teknolojileri olmak üzere üç

grup halinde sınıflandırılmaktadır.9

1.2.1.1. Kristal silikon fotovoltaik teknolojisi

PV hücrelerde yarı-iletken malzeme olarak kristal silikonun (silisyum)

kullanıldığı sistemlere kristal silikon teknolojisi denilmektedir. 1960’lı yıllarda

dünyada silisyumun hücre yapımında kullanılmasına yönelik bilimsel ve teknik

altyapı oluşmaya başlamıştır.10 1963 yılında 242 W gücündeki ilk ticarileşmiş kristal

silikon modül Japon bir firma tarafından üretilmiştir.11

Silisyum, oksijenden sonra yer kabuğunda en çok bulunan elementtir. Doğada

saf kimyasal madde şekilde bulunmayan silisyumun hücre yapımı için hazır hale

gelmesi için yüksek sıcaklık gerektiren işlemler sonucunda silikondioksit

bileşiğinden ayrılması gerekmektedir. Üretim sürecindeki farklılılardan dolayı kristal

silikon PV hücrelerin; monokristal silikon, polikristal silikon ve ribbon silikon hücre

olmak üzere üç çeşidi bulunmaktadır.12

Kristal silikon PV teknolojisi çeşitlerinden ilki olan monokristal silikon PV

sistemlerde hücrenin tamamı tek bir kristal silikon yapıdan oluşmaktadır.

Monokristal hücrelerin atomik yapısı homojendir. Monokristal PV hücrelerin uzun

süreli kullanımlardaki dayanıklılığı kanıtlanmış olup bu hücreler diğer ticarileşmiş

PV sistem teknolojileri arasında en yüksek verimliliğe sahip teknolojidir.

Laboratuvar şartlarında monokristal hücre verimliliği en fazla yüzde 25 olmuştur.13

9 IRENA, 2013b:7. 10 Luque and Hegedus, 2002:23. 11 IRENA, 2012b:5. 12 IRENA, 2013b:7. 13 NREL (National Renewable Energy Labrotary), Best Research-Cell Efficiencies, 01.03.2015. < http://www.nrel.gov/ncpv/images/efficiency_chart.jpg>

7

Ticari monokristal hücre verimliliği yüzde 16-22 arasında değişmekte, modül

verimliliği ise yüzde 13-19 aralığında seyretmektedir14 ( Tablo 1.1).

Tablo 1.1. Ticarileşmiş Fotovoltaik Teknolojilerine İlişkin Temel Veriler

PV Teknoloji Türü Kristal Silikon İnce Film

CPV Monokristal Silikon

Polikristal Silikon

a-Si/m-Si CdTe CI(G)S

Maksimum Hücre Verimliliği (%) 22 18 10 11,2 12,1 -

Laboratuvar Şartlarında En Yüksek Hücre Verimliliği

(%) 25 20,3 13,2 16,5 20,3 46

Maksimum Modül Verimliliği (%) 19-20 15-16 9 - - 36,7

Ticari Modül Verimliliği (%) 13-19 11-15 7-9 10-11 7-12 25-35

2015-2020 Yılı Ticari Modül Verimlilik Hedefi

(%) 16-23 19 10-11 14 15 -

Arazi Kullanımı (m2/kW) 6-8 7-9 11-15 9-10 9-15 36 Ekonomik Ömrü (Yıl) 25-30 25 -

2015-2020 Yılı Ekonomik Ömür Hedefi (Yıl) 30-35

Piyasa Payı (%) 35 55 10 - Kaynak: IRENA (International Renewable Energy Agency), 2013b:23, 8, 11, 9; Fraunhofer, 2014:18, 19; Fraunhofer and NREL, 2015:6 kaynaklarından derlenerek yazar tarafından hazırlanmıştır.

Yüksek verimlilik avantajına karşın monokristal silikon PV teknolojilerin

dezavantajlarının en başında silisyumun yüksek derecede saflaştırılması işleminin

enerji yoğun, karmaşık ve uzun bir süreçte gerçekleştirilmesi ve maliyetli olması

gelmektedir.15 Bunun haricinde, söz konusu teknoloji oldukça hassas ve kırılgan

yapıya sahip olup sert iklim şartlarında kolayca zarar görebilmektedir.

Elektriksel özellikleri açısından monokristal PV hücrelerle hemen hemen

özdeş olan polikristal silikon PV hücreler monokristal hücreye göre daha az enerji

yoğun bir süreçte üretilmektedir. Bu nedenle üretim maliyeti daha azdır. Ancak,

polikristal hücrenin verimliliği daha düşüktür. Polikristal hücrelerde laboratuvar

şartlarında ulaşılan en yüksek verimlilik yüzde 20,4 olmuştur.16 Ticarileşmiş

polikristal hücre verimliliği yüzde 14-18, modül verimliliği iseyüzde 11-15 arasında

değişmektedir (Tablo 1.1). 14 IRENA, 2013b:8, 9. 15 Wenham at al, 2007:34. 16 IRENA, 2013b:8; NREL, Best Research-Cell Efficiencies, 01.03.2015. <http://www.nrel.gov/ncpv/images/efficiency_chart.jpg>

7

6

unsurlar; kablolar, bağlantı elemanları, devre anahtarları (şalterler), kablo bağlantı

kutuları, elektrik sigortalarından oluşmaktadır.

PV paneller ve sistem dengeleyicilerinin bir araya getirilmesi sonucunda PV

sistem teknolojisi kuruluma hazır hale gelmektedir. Kullanılan temel malzeme (yarı-

iletken) çeşidine ve ticari olgunluk düzeyine bağlı olarak PV sistem teknolojileri

kristal silikon, ince film ve gelişmekte olan yeni PV teknolojileri olmak üzere üç

grup halinde sınıflandırılmaktadır.9

1.2.1.1. Kristal silikon fotovoltaik teknolojisi

PV hücrelerde yarı-iletken malzeme olarak kristal silikonun (silisyum)

kullanıldığı sistemlere kristal silikon teknolojisi denilmektedir. 1960’lı yıllarda

dünyada silisyumun hücre yapımında kullanılmasına yönelik bilimsel ve teknik

altyapı oluşmaya başlamıştır.10 1963 yılında 242 W gücündeki ilk ticarileşmiş kristal

silikon modül Japon bir firma tarafından üretilmiştir.11

Silisyum, oksijenden sonra yer kabuğunda en çok bulunan elementtir. Doğada

saf kimyasal madde şekilde bulunmayan silisyumun hücre yapımı için hazır hale

gelmesi için yüksek sıcaklık gerektiren işlemler sonucunda silikondioksit

bileşiğinden ayrılması gerekmektedir. Üretim sürecindeki farklılılardan dolayı kristal

silikon PV hücrelerin; monokristal silikon, polikristal silikon ve ribbon silikon hücre

olmak üzere üç çeşidi bulunmaktadır.12

Kristal silikon PV teknolojisi çeşitlerinden ilki olan monokristal silikon PV

sistemlerde hücrenin tamamı tek bir kristal silikon yapıdan oluşmaktadır.

Monokristal hücrelerin atomik yapısı homojendir. Monokristal PV hücrelerin uzun

süreli kullanımlardaki dayanıklılığı kanıtlanmış olup bu hücreler diğer ticarileşmiş

PV sistem teknolojileri arasında en yüksek verimliliğe sahip teknolojidir.

Laboratuvar şartlarında monokristal hücre verimliliği en fazla yüzde 25 olmuştur.13

9 IRENA, 2013b:7. 10 Luque and Hegedus, 2002:23. 11 IRENA, 2012b:5. 12 IRENA, 2013b:7. 13 NREL (National Renewable Energy Labrotary), Best Research-Cell Efficiencies, 01.03.2015. < http://www.nrel.gov/ncpv/images/efficiency_chart.jpg>

7

Ticari monokristal hücre verimliliği yüzde 16-22 arasında değişmekte, modül

verimliliği ise yüzde 13-19 aralığında seyretmektedir14 ( Tablo 1.1).

Tablo 1.1. Ticarileşmiş Fotovoltaik Teknolojilerine İlişkin Temel Veriler

PV Teknoloji Türü Kristal Silikon İnce Film

CPV Monokristal Silikon

Polikristal Silikon

a-Si/m-Si CdTe CI(G)S

Maksimum Hücre Verimliliği (%) 22 18 10 11,2 12,1 -

Laboratuvar Şartlarında En Yüksek Hücre Verimliliği

(%) 25 20,3 13,2 16,5 20,3 46

Maksimum Modül Verimliliği (%) 19-20 15-16 9 - - 36,7

Ticari Modül Verimliliği (%) 13-19 11-15 7-9 10-11 7-12 25-35

2015-2020 Yılı Ticari Modül Verimlilik Hedefi

(%) 16-23 19 10-11 14 15 -

Arazi Kullanımı (m2/kW) 6-8 7-9 11-15 9-10 9-15 36 Ekonomik Ömrü (Yıl) 25-30 25 -

2015-2020 Yılı Ekonomik Ömür Hedefi (Yıl) 30-35

Piyasa Payı (%) 35 55 10 - Kaynak: IRENA (International Renewable Energy Agency), 2013b:23, 8, 11, 9; Fraunhofer, 2014:18, 19; Fraunhofer and NREL, 2015:6 kaynaklarından derlenerek yazar tarafından hazırlanmıştır.

Yüksek verimlilik avantajına karşın monokristal silikon PV teknolojilerin

dezavantajlarının en başında silisyumun yüksek derecede saflaştırılması işleminin

enerji yoğun, karmaşık ve uzun bir süreçte gerçekleştirilmesi ve maliyetli olması

gelmektedir.15 Bunun haricinde, söz konusu teknoloji oldukça hassas ve kırılgan

yapıya sahip olup sert iklim şartlarında kolayca zarar görebilmektedir.

Elektriksel özellikleri açısından monokristal PV hücrelerle hemen hemen

özdeş olan polikristal silikon PV hücreler monokristal hücreye göre daha az enerji

yoğun bir süreçte üretilmektedir. Bu nedenle üretim maliyeti daha azdır. Ancak,

polikristal hücrenin verimliliği daha düşüktür. Polikristal hücrelerde laboratuvar

şartlarında ulaşılan en yüksek verimlilik yüzde 20,4 olmuştur.16 Ticarileşmiş

polikristal hücre verimliliği yüzde 14-18, modül verimliliği iseyüzde 11-15 arasında

değişmektedir (Tablo 1.1). 14 IRENA, 2013b:8, 9. 15 Wenham at al, 2007:34. 16 IRENA, 2013b:8; NREL, Best Research-Cell Efficiencies, 01.03.2015. <http://www.nrel.gov/ncpv/images/efficiency_chart.jpg>

8

8

Kristal silikon hücrenin geleneksel yöntemlerle üretiminde ham silikonun

yüzde 40’a yakın bölümü israf edilmektedir. Üçüncü kristal silisyum teknolojisi olan

ribbon silisyum PV teknolojisi şekillendirilmiş şerit yöntemi ile malzeme kayıplarını

azaltmaktadır.17

1.2.1.2. İnce film fotovoltaik teknolojisi

Kristal silikon PV hücrelerin üretim maliyetlerini düşürmek amacıyla 1990’lı

yıllarda başlatılan Ar-Ge çalışmaları sonucunda ince film teknolojisi ortaya çıkmıştır.

İnce film temelli PV hücrelerin, üretimlerinde kullanılan yarı-iletken malzemeler

açısından; amorf silisyum (a-si), kadmiyum tellürid (CdTe) ve bakır-indiyum-

galyum-selenyum CI(G)S olmak üzere üç türü mevcuttur.18 Söz konusu ince film PV

teknolojilerine ilişkin temel bilgiler Tablo 1.1’de özetlenmektedir.

İnce film teknolojisinin kristal silikon hücreye göre birden fazla avantajlı

yönü bulunmaktadır. Teknolojide kullanılan yarı-iletken malzemelerin güneş ışığını

yüksek seviyede emme özelliğiyle teorik olarak güneş ışığını elektriğe dönüştürmek

için 0,001 mm tabaka kalınlığına sahip olması yeterlidir.19 İnce film teknolojisinde

hücre üretimi daha az enerji yoğun bir süreçte gerçekleşmektedir. Ayrıca, ince film

hücrede kristal silikon hücreye göre daha düşük miktarda yarı-iletken malzeme

kullanılmaktadır Böylece, ince film PV teknolojisinin üretim maliyetinin kristal

silikondan daha düşük gerçekleşmektedir.20 Plastik alt tabakadan oluşan ince film

teknolojileri kolay bir şekilde farklı yüzeylere uygulanabilmektedir. Kristal silikon

hücrelere göre söz konusu teknolojinin sıcaklığa duyarlılığı daha düşüktür. İnce film

teknolojileri, ince uzun şeritler halindeki hücre şekilleri sayesinde kristal silikon

hücrelere göre gölgelenmeden daha az etkilenmekte, böylece bulutlu ve kapalı

havalarda daha yüksek performansa sahip olmaktadır.21

Ince film teknolojisinin kristal silikon tabanlı PV teknolojilerine oranla düşük

sistem verimliliğine sahip olması ve kullanım ömrünü test etmek için yeterli

tecrübenin endüstride henüz oluşmaması nedeniyle kristal silikon PV teknolojisi

17 DGS (Deutsche Gesellschaft für Seniorenberatung) and Earthscan, 2012:27. 18 IRENA, 2015a:5. 19 DGS and Earthscan, 2012:40. 20 DGS and Earthscan, 2012:40, 41; IRENA, 2013b:2. 21 IRENA, 2013b:10.

9

piyasada hakim konumdadır. Ayrıca, bu teknolojide yarı iletken malzeme olarak

kullanılan elementler sadece PV endüstrisinde değerlendirilmektedir. Bu nedenle,

ince film PV teknolojisinde kullanılan yarı iletken malzemelerin geliştirilmesi daha

çok finansman ihtiyacı gerektirmektedir.22

1.2.1.3. Gelişmekte olan yeni fotovoltaik teknolojileri

Kristal silikon ve ince film PV sistemlere göre daha yüksek verimliliğe sahip

düşük maliyetli PV teknolojilerinin geliştirilmesine yönelik çalışmalar son 20 yıldır

devam etmektedir. Çalışmalar neticesinde; yoğunlaştırılmış PV hücreler (CPV),

organik PV hücreler, gelişmiş inorganik ince film hücreler ve diğer yeni PV hücreler

olmak üzere dört çeşit üçüncü nesil PV sistem ortaya çıkmıştır.23

CPV teknolojisinde güneş ışığı aynalar ve lensler yardımı ile daha küçük bir

yüzeye yansıtılmakta ve güneş enerjisi PV hücreler yardımı ile doğrudan elektrik

enerjisine çevrilmektedir. Diğer PV hücreleri güneş ışınımının hem direkt hem de

difüz bileşeninden24 yararlanırken CPV hücre sadece direkt güneş ışınımından

(Direct Normal Irradiance-DNI)25 yararlanmaktadır. Bu yüzden teknoloji, özellikle

DNI değeri 2.000 kWh/m2-yıl’ın üzerindeki yerlerde tercih edilmektedir.26 CPV

sistemlerde verimliliğin artırılması için genellikle güneş takip sistemi

kullanılmaktadır. Böylece lensler sırasıyla tek ve çift eksenli takip sistemi

kullanılarak güneş ışığına doğru yönlendirilmektedir. Ayrıca bazı uygulamalarda

soğutma sistemleri de sisteme dâhil edilmektedir.27

CPV haricindeki diğer yeni nesil PV teknolojileri çoğunlukla Ar-Ge

aşamasında olup piyasa sürecine henüz tam olarak girememiştir. Teknoloji

verimlilikleri düşük oranlarda gerçekleşmesine rağmen hafif, düşük maliyetli ve

serbest şekilli olmaları yeni nesil PV teknolojilerinin avantajlı yönleridir. Söz konusu

22 Luque and Hegedus, 2011:28. 23 IRENA, 2013b:13, 14; IRENA, 2015a:76. 24 Difüz ışınım, saçılarak ve dağılarak yeryüzüne ulaşabilen ışınımdır. 25 Güneş ışığı atmosferde sayısız yansımalar ve sapmalar nedeniyle hem doğrudan hem de dolaylı olarak yeryüzüne düşmektedir. Açık günlerde güneş enerjisinin yüzde 80-90’ını direkt ışınım oluştururken, bulutlu ya da sisli bir günde yeryüzüne düşen ışığın direkt bileşeni bulunmamaktadır. 26 Fraünhöfer and NREL, 2015:6. 27 IEA, 2014b:30.

9

8

Kristal silikon hücrenin geleneksel yöntemlerle üretiminde ham silikonun

yüzde 40’a yakın bölümü israf edilmektedir. Üçüncü kristal silisyum teknolojisi olan

ribbon silisyum PV teknolojisi şekillendirilmiş şerit yöntemi ile malzeme kayıplarını

azaltmaktadır.17

1.2.1.2. İnce film fotovoltaik teknolojisi

Kristal silikon PV hücrelerin üretim maliyetlerini düşürmek amacıyla 1990’lı

yıllarda başlatılan Ar-Ge çalışmaları sonucunda ince film teknolojisi ortaya çıkmıştır.

İnce film temelli PV hücrelerin, üretimlerinde kullanılan yarı-iletken malzemeler

açısından; amorf silisyum (a-si), kadmiyum tellürid (CdTe) ve bakır-indiyum-

galyum-selenyum CI(G)S olmak üzere üç türü mevcuttur.18 Söz konusu ince film PV

teknolojilerine ilişkin temel bilgiler Tablo 1.1’de özetlenmektedir.

İnce film teknolojisinin kristal silikon hücreye göre birden fazla avantajlı

yönü bulunmaktadır. Teknolojide kullanılan yarı-iletken malzemelerin güneş ışığını

yüksek seviyede emme özelliğiyle teorik olarak güneş ışığını elektriğe dönüştürmek

için 0,001 mm tabaka kalınlığına sahip olması yeterlidir.19 İnce film teknolojisinde

hücre üretimi daha az enerji yoğun bir süreçte gerçekleşmektedir. Ayrıca, ince film

hücrede kristal silikon hücreye göre daha düşük miktarda yarı-iletken malzeme

kullanılmaktadır Böylece, ince film PV teknolojisinin üretim maliyetinin kristal

silikondan daha düşük gerçekleşmektedir.20 Plastik alt tabakadan oluşan ince film

teknolojileri kolay bir şekilde farklı yüzeylere uygulanabilmektedir. Kristal silikon

hücrelere göre söz konusu teknolojinin sıcaklığa duyarlılığı daha düşüktür. İnce film

teknolojileri, ince uzun şeritler halindeki hücre şekilleri sayesinde kristal silikon

hücrelere göre gölgelenmeden daha az etkilenmekte, böylece bulutlu ve kapalı

havalarda daha yüksek performansa sahip olmaktadır.21

Ince film teknolojisinin kristal silikon tabanlı PV teknolojilerine oranla düşük

sistem verimliliğine sahip olması ve kullanım ömrünü test etmek için yeterli

tecrübenin endüstride henüz oluşmaması nedeniyle kristal silikon PV teknolojisi

17 DGS (Deutsche Gesellschaft für Seniorenberatung) and Earthscan, 2012:27. 18 IRENA, 2015a:5. 19 DGS and Earthscan, 2012:40. 20 DGS and Earthscan, 2012:40, 41; IRENA, 2013b:2. 21 IRENA, 2013b:10.

9

piyasada hakim konumdadır. Ayrıca, bu teknolojide yarı iletken malzeme olarak

kullanılan elementler sadece PV endüstrisinde değerlendirilmektedir. Bu nedenle,

ince film PV teknolojisinde kullanılan yarı iletken malzemelerin geliştirilmesi daha

çok finansman ihtiyacı gerektirmektedir.22

1.2.1.3. Gelişmekte olan yeni fotovoltaik teknolojileri

Kristal silikon ve ince film PV sistemlere göre daha yüksek verimliliğe sahip

düşük maliyetli PV teknolojilerinin geliştirilmesine yönelik çalışmalar son 20 yıldır

devam etmektedir. Çalışmalar neticesinde; yoğunlaştırılmış PV hücreler (CPV),

organik PV hücreler, gelişmiş inorganik ince film hücreler ve diğer yeni PV hücreler

olmak üzere dört çeşit üçüncü nesil PV sistem ortaya çıkmıştır.23

CPV teknolojisinde güneş ışığı aynalar ve lensler yardımı ile daha küçük bir

yüzeye yansıtılmakta ve güneş enerjisi PV hücreler yardımı ile doğrudan elektrik

enerjisine çevrilmektedir. Diğer PV hücreleri güneş ışınımının hem direkt hem de

difüz bileşeninden24 yararlanırken CPV hücre sadece direkt güneş ışınımından

(Direct Normal Irradiance-DNI)25 yararlanmaktadır. Bu yüzden teknoloji, özellikle

DNI değeri 2.000 kWh/m2-yıl’ın üzerindeki yerlerde tercih edilmektedir.26 CPV

sistemlerde verimliliğin artırılması için genellikle güneş takip sistemi

kullanılmaktadır. Böylece lensler sırasıyla tek ve çift eksenli takip sistemi

kullanılarak güneş ışığına doğru yönlendirilmektedir. Ayrıca bazı uygulamalarda

soğutma sistemleri de sisteme dâhil edilmektedir.27

CPV haricindeki diğer yeni nesil PV teknolojileri çoğunlukla Ar-Ge

aşamasında olup piyasa sürecine henüz tam olarak girememiştir. Teknoloji

verimlilikleri düşük oranlarda gerçekleşmesine rağmen hafif, düşük maliyetli ve

serbest şekilli olmaları yeni nesil PV teknolojilerinin avantajlı yönleridir. Söz konusu

22 Luque and Hegedus, 2011:28. 23 IRENA, 2013b:13, 14; IRENA, 2015a:76. 24 Difüz ışınım, saçılarak ve dağılarak yeryüzüne ulaşabilen ışınımdır. 25 Güneş ışığı atmosferde sayısız yansımalar ve sapmalar nedeniyle hem doğrudan hem de dolaylı olarak yeryüzüne düşmektedir. Açık günlerde güneş enerjisinin yüzde 80-90’ını direkt ışınım oluştururken, bulutlu ya da sisli bir günde yeryüzüne düşen ışığın direkt bileşeni bulunmamaktadır. 26 Fraünhöfer and NREL, 2015:6. 27 IEA, 2014b:30.

10

10

teknolojiler genellikle mobil uygulamaların olduğu mikro pazarlara hitap

edebilmektedir.28

1.2.1.4. Ticarileşmiş fotovoltaik sistem teknolojilerinin karşılaştırılması

Güneş enerjisinden elektrik üretmek isteyen yatırımcılar; PV sistem

maliyetini, hücre ve modül verimliliklerini, ekonomik ömrü ve birim kW kapasite

kurulumu için gerekli alan gibi bilgileri dikkate alarak karar verebilmektedir. Söz

konusu değişkenler arasında en önemli parametre maliyet olmakla beraber sistem

performansının da yıllık gelirlerin öngörülebilmesi açısından değerlendirilmeye

alınması gerekmektedir.

PV teknoloji maliyetlerine ilişkin ortak bir veriye ulaşmak oldukça zordur.

Çünkü sistem elemanlarının fiyatları imâl edildikleri ülkeye, verimlilik düzeylerine

göre farklılık göstermektedir. Bu nedenle PV teknolojilerini karşılaştırmak amacıyla

hazırlanan tabloda maliyetlere ilişkin bir bilgi yer almamaktadır. Bununla birlikte

teknolojilerin verimliliklerine bakıldığında, kristal silikon teknolojisinin

verimliliğinin ince film teknolojisinden yüksek olduğu görülmektedir. Bu durum,

kristal silikon sistemlerle aynı miktarda güç üretmeleri için ince film PV sistemlerin

daha geniş araziler üzerinde kurulmaları gerektiğini göstermektedir. Birim kW

kapasitedeki panelin kapladığı alan; kristal silikon PV teknolojisinde 6-9 m2 arasında

iken ince film teknolojisinde 9-15 m2 arasına yükselmektedir.29 CPV hücre, modül ve

sistemlerinin geliştirilmesine yönelik çalışmalar uzun zamandır devam etmesine

rağmen, söz konusu teknoloji ancak 2000’li yılların başlarında piyasada yer almaya

başlamıştır. Kristal silikon ve ince film PV teknolojilerinin henüz gerisinde olan

CPV sistemlerinin piyasası, endüstrisi ve fiyatları konusunda güvenilir verilere

ulaşmak oldukça güçtür.30

Son yirmi yılda, PV teknolojilerinin performansları önemli ölçüde

geliştirilmiş olup bu eğilimin gelecekte de devam etmesi beklenmektedir. PV hücre

ve modül üretimi faaliyetleri, Ar-Ge faaliyetlerinin yoğun bir şekilde sürdürüldüğü

rekabetçi bir alanda yürütülmektedir. Son yıllarda, PV sistem verimliliğini artırmaya,

28 IRENA, 2013b:15. 29 IRENA, 2013b:23. 30 Fraunhofer and NREL, 2015:7.

11

ekonomik ömrünü uzatmaya ve maliyetini düşürmeye yönelik çalışmalar hızla

devam etmektedir. Bu kapsamda; 2020 yılına kadar monokristal ticari modüllerin

verimliliğinin yüzde 16-23 aralığına, polikristal silikon modüllerin verimliliğinin

yüzde 19’a yükseltilmesi beklenmektedir. 2030 yılı sonrasında ise monokristal

modül verimliliğinin yüzde 25-40 aralığına ulaşması, polikristal modül verimliliğinin

yüzde 21’e yükseltilmesi hedeflenmektedir. İnce film teknolojisinde ticarileşmiş

modüllerin verimliliği yüzde 7-12 aralığında değişmekte olup bu rakamın 2020 yılına

kadar yüzde 8-16 seviyelerine ulaşacağı öngörülmektedir.31 CPV teknolojisinde ise

2002 yılından itibaren hücre verimliliği yıllık yüzde 0,9 oranında büyümüş olup

sistem verimliliğinin 2020 yılına kadar yüzde 36’ya, 2030 yılından sonrasında yüzde

45’in üzerine çıkması beklenmektedir.32

Mevcut durumda, ticarileşmiş PV sistem modüllerinde sistem ekonomik

ömrü genelde 25 yıl olarak öngörülmekle beraber kristal silikon teknolojisinde bu

süre 30 yıla çıkabilmektedir. PV sistem ekonomik ömrünün; 2015-2020 yılları

arasında 30-35 yıla, 2035 yılından sonra da 35-40 yıla çıkarılması

hedeflenmektedir.33

2013 yılında toplam 35,2 GWp34 seviyesindeki toplam modül üretiminin

yüzde 90’ı kristal silikon teknolojisine ait olmuştur. Polisilikon PV teknolojisinin

sahip olduğu maliyet avantajı, 2013 yılında 21,3 GWp üretim (toplam üretimin yüzde

55’i) seviyesi ile PV pazarında birinci sırada yer almasını sağlamıştır. Monokristal

PV teknolojisi 13,9 GWp üretim ile polikristal PV teknolojisinin ardından gelmiştir.

Aynı yılda ribbon silikon PV sistem üretimi gerçekleşmemiştir. Diğer taraftan, ince

film PV teknolojisi birkaç yıl önce büyük bir büyüme yaşamasına rağmen, son

zamanlarda pazar payı gittikçe azalmaktadır. İnce film teknolojisinin PV

sektöründeki payı 2009 yılında yüzde 15 iken 2013 yılında yüzde 10’a düşmüştür.35

2013 yılında Cd-Te ince film teknolojisi 1,9 GWp, a-Si ve CI(G)S teknolojileri de

31 IRENA, 2013b:4, 8, 9. 32 Fraunhofer and NREL, 2015:14; IRENA, 2013b,13. 33 IEA, 2014ı:140. 34 Wp birimi “Watt peak” PV modüllerin güneş ışınlarının doğru açıda ve yoğunlukta geldiği zaman üreteceği maksimum gücü ifade etmektedir. 35 IEA, 2014b:11.

11

10

teknolojiler genellikle mobil uygulamaların olduğu mikro pazarlara hitap

edebilmektedir.28

1.2.1.4. Ticarileşmiş fotovoltaik sistem teknolojilerinin karşılaştırılması

Güneş enerjisinden elektrik üretmek isteyen yatırımcılar; PV sistem

maliyetini, hücre ve modül verimliliklerini, ekonomik ömrü ve birim kW kapasite

kurulumu için gerekli alan gibi bilgileri dikkate alarak karar verebilmektedir. Söz

konusu değişkenler arasında en önemli parametre maliyet olmakla beraber sistem

performansının da yıllık gelirlerin öngörülebilmesi açısından değerlendirilmeye

alınması gerekmektedir.

PV teknoloji maliyetlerine ilişkin ortak bir veriye ulaşmak oldukça zordur.

Çünkü sistem elemanlarının fiyatları imâl edildikleri ülkeye, verimlilik düzeylerine

göre farklılık göstermektedir. Bu nedenle PV teknolojilerini karşılaştırmak amacıyla

hazırlanan tabloda maliyetlere ilişkin bir bilgi yer almamaktadır. Bununla birlikte

teknolojilerin verimliliklerine bakıldığında, kristal silikon teknolojisinin

verimliliğinin ince film teknolojisinden yüksek olduğu görülmektedir. Bu durum,

kristal silikon sistemlerle aynı miktarda güç üretmeleri için ince film PV sistemlerin

daha geniş araziler üzerinde kurulmaları gerektiğini göstermektedir. Birim kW

kapasitedeki panelin kapladığı alan; kristal silikon PV teknolojisinde 6-9 m2 arasında

iken ince film teknolojisinde 9-15 m2 arasına yükselmektedir.29 CPV hücre, modül ve

sistemlerinin geliştirilmesine yönelik çalışmalar uzun zamandır devam etmesine

rağmen, söz konusu teknoloji ancak 2000’li yılların başlarında piyasada yer almaya

başlamıştır. Kristal silikon ve ince film PV teknolojilerinin henüz gerisinde olan

CPV sistemlerinin piyasası, endüstrisi ve fiyatları konusunda güvenilir verilere

ulaşmak oldukça güçtür.30

Son yirmi yılda, PV teknolojilerinin performansları önemli ölçüde

geliştirilmiş olup bu eğilimin gelecekte de devam etmesi beklenmektedir. PV hücre

ve modül üretimi faaliyetleri, Ar-Ge faaliyetlerinin yoğun bir şekilde sürdürüldüğü

rekabetçi bir alanda yürütülmektedir. Son yıllarda, PV sistem verimliliğini artırmaya,

28 IRENA, 2013b:15. 29 IRENA, 2013b:23. 30 Fraunhofer and NREL, 2015:7.

11

ekonomik ömrünü uzatmaya ve maliyetini düşürmeye yönelik çalışmalar hızla

devam etmektedir. Bu kapsamda; 2020 yılına kadar monokristal ticari modüllerin

verimliliğinin yüzde 16-23 aralığına, polikristal silikon modüllerin verimliliğinin

yüzde 19’a yükseltilmesi beklenmektedir. 2030 yılı sonrasında ise monokristal

modül verimliliğinin yüzde 25-40 aralığına ulaşması, polikristal modül verimliliğinin

yüzde 21’e yükseltilmesi hedeflenmektedir. İnce film teknolojisinde ticarileşmiş

modüllerin verimliliği yüzde 7-12 aralığında değişmekte olup bu rakamın 2020 yılına

kadar yüzde 8-16 seviyelerine ulaşacağı öngörülmektedir.31 CPV teknolojisinde ise

2002 yılından itibaren hücre verimliliği yıllık yüzde 0,9 oranında büyümüş olup

sistem verimliliğinin 2020 yılına kadar yüzde 36’ya, 2030 yılından sonrasında yüzde

45’in üzerine çıkması beklenmektedir.32

Mevcut durumda, ticarileşmiş PV sistem modüllerinde sistem ekonomik

ömrü genelde 25 yıl olarak öngörülmekle beraber kristal silikon teknolojisinde bu

süre 30 yıla çıkabilmektedir. PV sistem ekonomik ömrünün; 2015-2020 yılları

arasında 30-35 yıla, 2035 yılından sonra da 35-40 yıla çıkarılması

hedeflenmektedir.33

2013 yılında toplam 35,2 GWp34 seviyesindeki toplam modül üretiminin

yüzde 90’ı kristal silikon teknolojisine ait olmuştur. Polisilikon PV teknolojisinin

sahip olduğu maliyet avantajı, 2013 yılında 21,3 GWp üretim (toplam üretimin yüzde

55’i) seviyesi ile PV pazarında birinci sırada yer almasını sağlamıştır. Monokristal

PV teknolojisi 13,9 GWp üretim ile polikristal PV teknolojisinin ardından gelmiştir.

Aynı yılda ribbon silikon PV sistem üretimi gerçekleşmemiştir. Diğer taraftan, ince

film PV teknolojisi birkaç yıl önce büyük bir büyüme yaşamasına rağmen, son

zamanlarda pazar payı gittikçe azalmaktadır. İnce film teknolojisinin PV

sektöründeki payı 2009 yılında yüzde 15 iken 2013 yılında yüzde 10’a düşmüştür.35

2013 yılında Cd-Te ince film teknolojisi 1,9 GWp, a-Si ve CI(G)S teknolojileri de

31 IRENA, 2013b:4, 8, 9. 32 Fraunhofer and NREL, 2015:14; IRENA, 2013b,13. 33 IEA, 2014ı:140. 34 Wp birimi “Watt peak” PV modüllerin güneş ışınlarının doğru açıda ve yoğunlukta geldiği zaman üreteceği maksimum gücü ifade etmektedir. 35 IEA, 2014b:11.

12

12

toplam olarak 0,8 GWp seviyesinde üretim yapmıştır.36 İnce film teknolojisinin

geleceği Ar-Ge pazarındaki gelişmelere, uzun süreli güvenilirlik için gerekli

tecrübenin kazanımına bağlıdır. Mevcut durumda şebeke bağlantılı CPV sistem

üretimi ise henüz 330 MWp seviyesindedir.37

Dünyada PV hücre üretiminin 2020 yılına kadar yıllık 100 GWp’ye ulaşması

beklenmektedir. Bu talebin karşılanmasında; kanıtlanmış ve güvenilir teknolojisi,

ekonomik ömrünün uzun olması, içerisinde kullanılan girdilerin tabiatta bol

bulunması, verimliliğinin diğer ticarileşmiş PV teknolojilere oranla daha yüksek

oluşu dolayısıyla kristal silikon PV sistemlerinin en az 2020 yılına kadar piyasadaki

baskın konumunu devam ettireceği öngörülmektedir.38

1.2.1.5. Fotovoltaik sistem teknolojisinin kullanım alanları

Elektrik enerjisi ihtiyacı olan her yerde PV sistem kullanımı mümkün olup

PV sistem uygulamaları genel olarak şebeke bağlantılı ve şebeke bağlantısı olmayan

sistemler olmak üzere iki ana gruba ayrılmaktadır.

Şebeke bağlantılı sistemlerin de kendi içerisinde farklı piyasalarda üç nihai

kullanım alanı bulunmaktadır.39 Bunlar;

Konutlarda uygulanan PV sistemler, genellikle tek binada ya da müstakil

evlerde yer alan kurulu gücü 20 kW’a kadar olan sistemlerdir.

Ticari binalarda uygulanan PV sistemler, kurulu gücü 20 kW ile 1 MW

arasında olan sistemler olup ticari ofis binaları, hastaneler, okullar bu

uygulamalara örnek olabilmektedir.

Büyük ölçekli PV sistemler, 1 MW kurulu gücün üstündeki kapasiteye sahip

olan ve zemine monte edilen sistemlerdir.

Konutlarda ve ticari binalarda uygulanan PV sistemlerde (çatı tipi PV

sistemler) üretim ile tüketim aynı yerde ise çift yönlü sayaç ile şebekeye bağlantısı

sağlanmakta, farklı yerde ise çift sayaç kullanılmaktadır. Büyük ölçekli sistemlerde

36 Fraunhofer, 2014:4, 18, 19. 37 Fraunhofer and NREL, 2015:5. 38 DGS (Deutsche Gesellschaft für Seniorenberatung) and Earthscan, 2012:53; Reddy, 2012:9. 39 IEA, 2010a:10.

13

(zemine monteli sistemler) ise transformatörlerle orta ve yüksek gerilim hatlarına

bağlanılmaktadır.

2013 yılında küresel kurulu PV kapasitesinin yüzde 40’ından fazlasını

ticarileşmiş PV sistemler, yüzde 37’sini büyük ölçekli PV sistemler, yüzde 20’sini

konut tipi PV sistemler, kalan yüzde 1’ini ise şebeke bağlantısı olmayan sistemler

oluşturmuştur.40

1.2.1.6. Fotovoltaik sistem elemanlarının maliyetleri

PV sistem elemanlarının içerisinde elektrik üretiminin gerçekleştiği PV

modülleri, son yıllarda sürekli büyüyen uluslararası piyasada işlem gören ticari bir

ürün haline gelmiştir. Üretilen modüllerin maliyetleri ve verimlilikleri arasında

farklar bulunması ortalama PV modül fiyatları hakkında doğru veri elde edilmesini

zorlaştırmaktadır. Ayrıca, vergi ve gümrük uygulamaları da fiyatların ülkeden ülkeye

farklılık göstermesine neden olmaktadır.

Son yıllarda teknolojik gelişmelerin ve ölçek ekonomilerine ulaşmanın yanı

sıra silikon ve diğer girdi fiyatlarının azalması ile modül fiyatları büyük oranda

düşmüştür. 2008 yılında kristal silikon PV modül fiyatları 3,40 Dolar41/W iken, 2010

yılında 1,80 Dolar/W seviyesine gerileyerek iki yılda yaklaşık yüzde 45 oranında

azalmıştır. 2010 yılında küresel piyasada talebe oranla neredeyse iki katı bir modül

üretim kapasitesi meydana gelmiş, arz fazlası nedeniyle fiyatlarda büyük bir değişim

olmamıştır. 2012 yılına gelindiğinde PV modül fiyatları 0,79 Dolar/W seviyesinde

gerçekleşmiştir.42

2013 yılında modül üreticileri kâr marjlarını sürdürülebilir seviyeye getirmek

için fiyatları sabit tutmuşlardır. AB ve Çin arasında yapılan anlaşma ile Çin menşeli

PV modüllerin en düşük ihraç fiyatı 0,56 Euro/W seviyesinde ve en fazla ithal

edilebilecek modül miktarı 7 GW olarak belirlenmiştir. Yapılan ticaret anlaşmaları

neticesinde 2013 yılı boyunca PV modül fiyatlarındaki azalış miktarı önceki yıllara

göre daha düşük oranlarda gerçekleşmiş (yüzde 12-18 arasında), hatta ortalama

40 IEA, 2014g:176. 41 Çalışmada yer alan Dolar para birimi ABD Dolarını ifade etmektedir. 42 IRENA, 2012b:15.

13

12

toplam olarak 0,8 GWp seviyesinde üretim yapmıştır.36 İnce film teknolojisinin

geleceği Ar-Ge pazarındaki gelişmelere, uzun süreli güvenilirlik için gerekli

tecrübenin kazanımına bağlıdır. Mevcut durumda şebeke bağlantılı CPV sistem

üretimi ise henüz 330 MWp seviyesindedir.37

Dünyada PV hücre üretiminin 2020 yılına kadar yıllık 100 GWp’ye ulaşması

beklenmektedir. Bu talebin karşılanmasında; kanıtlanmış ve güvenilir teknolojisi,

ekonomik ömrünün uzun olması, içerisinde kullanılan girdilerin tabiatta bol

bulunması, verimliliğinin diğer ticarileşmiş PV teknolojilere oranla daha yüksek

oluşu dolayısıyla kristal silikon PV sistemlerinin en az 2020 yılına kadar piyasadaki

baskın konumunu devam ettireceği öngörülmektedir.38

1.2.1.5. Fotovoltaik sistem teknolojisinin kullanım alanları

Elektrik enerjisi ihtiyacı olan her yerde PV sistem kullanımı mümkün olup

PV sistem uygulamaları genel olarak şebeke bağlantılı ve şebeke bağlantısı olmayan

sistemler olmak üzere iki ana gruba ayrılmaktadır.

Şebeke bağlantılı sistemlerin de kendi içerisinde farklı piyasalarda üç nihai

kullanım alanı bulunmaktadır.39 Bunlar;

Konutlarda uygulanan PV sistemler, genellikle tek binada ya da müstakil

evlerde yer alan kurulu gücü 20 kW’a kadar olan sistemlerdir.

Ticari binalarda uygulanan PV sistemler, kurulu gücü 20 kW ile 1 MW

arasında olan sistemler olup ticari ofis binaları, hastaneler, okullar bu

uygulamalara örnek olabilmektedir.

Büyük ölçekli PV sistemler, 1 MW kurulu gücün üstündeki kapasiteye sahip

olan ve zemine monte edilen sistemlerdir.

Konutlarda ve ticari binalarda uygulanan PV sistemlerde (çatı tipi PV

sistemler) üretim ile tüketim aynı yerde ise çift yönlü sayaç ile şebekeye bağlantısı

sağlanmakta, farklı yerde ise çift sayaç kullanılmaktadır. Büyük ölçekli sistemlerde

36 Fraunhofer, 2014:4, 18, 19. 37 Fraunhofer and NREL, 2015:5. 38 DGS (Deutsche Gesellschaft für Seniorenberatung) and Earthscan, 2012:53; Reddy, 2012:9. 39 IEA, 2010a:10.

13

(zemine monteli sistemler) ise transformatörlerle orta ve yüksek gerilim hatlarına

bağlanılmaktadır.

2013 yılında küresel kurulu PV kapasitesinin yüzde 40’ından fazlasını

ticarileşmiş PV sistemler, yüzde 37’sini büyük ölçekli PV sistemler, yüzde 20’sini

konut tipi PV sistemler, kalan yüzde 1’ini ise şebeke bağlantısı olmayan sistemler

oluşturmuştur.40

1.2.1.6. Fotovoltaik sistem elemanlarının maliyetleri

PV sistem elemanlarının içerisinde elektrik üretiminin gerçekleştiği PV

modülleri, son yıllarda sürekli büyüyen uluslararası piyasada işlem gören ticari bir

ürün haline gelmiştir. Üretilen modüllerin maliyetleri ve verimlilikleri arasında

farklar bulunması ortalama PV modül fiyatları hakkında doğru veri elde edilmesini

zorlaştırmaktadır. Ayrıca, vergi ve gümrük uygulamaları da fiyatların ülkeden ülkeye

farklılık göstermesine neden olmaktadır.

Son yıllarda teknolojik gelişmelerin ve ölçek ekonomilerine ulaşmanın yanı

sıra silikon ve diğer girdi fiyatlarının azalması ile modül fiyatları büyük oranda

düşmüştür. 2008 yılında kristal silikon PV modül fiyatları 3,40 Dolar41/W iken, 2010

yılında 1,80 Dolar/W seviyesine gerileyerek iki yılda yaklaşık yüzde 45 oranında

azalmıştır. 2010 yılında küresel piyasada talebe oranla neredeyse iki katı bir modül

üretim kapasitesi meydana gelmiş, arz fazlası nedeniyle fiyatlarda büyük bir değişim

olmamıştır. 2012 yılına gelindiğinde PV modül fiyatları 0,79 Dolar/W seviyesinde

gerçekleşmiştir.42

2013 yılında modül üreticileri kâr marjlarını sürdürülebilir seviyeye getirmek

için fiyatları sabit tutmuşlardır. AB ve Çin arasında yapılan anlaşma ile Çin menşeli

PV modüllerin en düşük ihraç fiyatı 0,56 Euro/W seviyesinde ve en fazla ithal

edilebilecek modül miktarı 7 GW olarak belirlenmiştir. Yapılan ticaret anlaşmaları

neticesinde 2013 yılı boyunca PV modül fiyatlarındaki azalış miktarı önceki yıllara

göre daha düşük oranlarda gerçekleşmiş (yüzde 12-18 arasında), hatta ortalama

40 IEA, 2014g:176. 41 Çalışmada yer alan Dolar para birimi ABD Dolarını ifade etmektedir. 42 IRENA, 2012b:15.

14

14

modül fiyatları Çin’de yüzde 7 oranında artmıştır. 2013 ve 2014 yıllarında, Avrupa

ve Japonya’da üretilen modüllerin maliyetlerinin daha yüksek oranlarda düşmesi ile

Çin menşeli ürünlerle aralarındaki fiyat farkı azalmıştır.43

2009-2014 yıllarını kapsayan beş yıllık dönemde modül fiyatları yaklaşık

yüzde 75 oranında düşmüştür.44 Son birkaç yılda, küresel modül arz fazlası

azalmasına rağmen teknolojik maliyetlerdeki düşüşün önceki yıllarda olduğu gibi

yüksek oranlarda gerçekleşmesi mümkün görülmemektedir.45

Modül haricindeki invertör, güç kontrol sistemleri, enerji depolama aygıtları

gibi diğer sistem bileşenlerini içeren sistem dengeleyicilerin maliyetleri son yıllarda

modül fiyatları ile beraber azalsa da bunların toplam maliyetteki payı artmıştır.

PV sistemlerde kW başına sistem dengeleyici maliyetleri sistem türüne göre

(yere veya çatıya monteli uygulamalarda) farklılık göstermektedir. Diğer değişkenler

sabitken, konutlarda çatı tipi PV sistem uygulamalarında kW başına sistem

dengeleyicileri maliyeti ticari binalardaki çatı uygulamalarına oranla daha fazladır.

Ölçek ekonomisinden dolayı büyük ölçekli PV’ler, kW başına sistem dengeleyici

maliyeti en düşük olan sistemlerdir. Bir başka deyişle, sistem büyüklüğü arttıkça kW

başına sistem dengeleyici maliyetleri azalmaktadır. 2013 yılında İtalya’da; 3-20 kW

aralığındaki çatı sistemlerinin kW başına sistem dengeleyici maliyeti, 1-3 kW

aralığındaki çatı sistemlerine oranla yaklaşık yüzde 26 daha düşük gerçekleşmiştir.

Ayrıca, sistem dengeleyicilerin 20-200 kW aralığında çatı tipi PV sistemlerde kW

başına maliyeti; 200-1000 kW aralığında zemine monteli sistemlere oranla yüzde 47,

1.000 kW’nin üzerindeki yere monteli sistemlerden yüzde 60 daha fazladır.46

Ayrıca, sistem dengeleyici maliyetleri ülkelerdeki uygulamalara (vergi,

gümrük) göre de farklılık göstermektedir. 2014 yılında büyük ölçekli zemine monte

edilen PV sistemlerde ortalama sistem dengeleyici maliyetlerinin; Çin, Hindistan ve

İtalya’da 0,8 Doları/W ve Almanya’da 0,84 Dolar/W seviyesinde gerçekleştiği

tahmin edilmektedir. Diğer önemli pazarlarda büyük ölçekli zemine monteli sistem

43 IRENA, 2015a:79. 44 IRENA, 2015a:79. 45 IEA, 2014d: 168. 46 IRENA, 2015a:85.

15

kurulumlarında sistem dengeleyici maliyetleri daha yüksek oranlarda

gerçekleşmiştir. Örneğin bu rakamın, İspanya’da 1,07 Dolar/W, Birleşik Krallıkta

1,35 Dolar/W değerinde olduğu tahmin edilmektedir. Söz konusu farklılıklar,

ülkelerdeki piyasanın ve tedarik zincirinin olgunluk düzeyinin yanı sıra uygulanan

destek politikalarının etkinliğinden kaynaklanmaktadır.47

Uluslararası Yenilenebilir Enerji Ajansının (International Renewable Energy

Agency-IRENA) 2010-2020 yılları arasında PV sistem toplam maliyetlerini ve alt

bileşenlerinin toplam içerisindeki miktarını gösteren projeksiyon çalışmasına göre,

2020 yılına doğru modül maliyetinin toplam içerisindeki payının azalacağı, buna

karşın sistem dengeleyicilerin payının artacağı öngörülmektedir.48 Bu durum,

gelecek yıllarda PV modül maliyetindeki azalış oranlarının geçmişteki kadar

olmayacağını göstermekte ve PV sistem maliyetlerini azaltmanın ancak sistem

dengeleyicilerin maliyetlerinin düşmesiyle mümkün olacağına işaret etmektedir.49

Şekil 1.1. Fotovoltaik Sistem Elemanlarının Toplam Maliyetteki Payının Değişimi

Kaynak: IRENA, 2014d:35’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

47 IRENA, 2015a: 85 48 IRENA, 2014d:35. 49 IRENA, 2015a: 82.

15

14

modül fiyatları Çin’de yüzde 7 oranında artmıştır. 2013 ve 2014 yıllarında, Avrupa

ve Japonya’da üretilen modüllerin maliyetlerinin daha yüksek oranlarda düşmesi ile

Çin menşeli ürünlerle aralarındaki fiyat farkı azalmıştır.43

2009-2014 yıllarını kapsayan beş yıllık dönemde modül fiyatları yaklaşık

yüzde 75 oranında düşmüştür.44 Son birkaç yılda, küresel modül arz fazlası

azalmasına rağmen teknolojik maliyetlerdeki düşüşün önceki yıllarda olduğu gibi

yüksek oranlarda gerçekleşmesi mümkün görülmemektedir.45

Modül haricindeki invertör, güç kontrol sistemleri, enerji depolama aygıtları

gibi diğer sistem bileşenlerini içeren sistem dengeleyicilerin maliyetleri son yıllarda

modül fiyatları ile beraber azalsa da bunların toplam maliyetteki payı artmıştır.

PV sistemlerde kW başına sistem dengeleyici maliyetleri sistem türüne göre

(yere veya çatıya monteli uygulamalarda) farklılık göstermektedir. Diğer değişkenler

sabitken, konutlarda çatı tipi PV sistem uygulamalarında kW başına sistem

dengeleyicileri maliyeti ticari binalardaki çatı uygulamalarına oranla daha fazladır.

Ölçek ekonomisinden dolayı büyük ölçekli PV’ler, kW başına sistem dengeleyici

maliyeti en düşük olan sistemlerdir. Bir başka deyişle, sistem büyüklüğü arttıkça kW

başına sistem dengeleyici maliyetleri azalmaktadır. 2013 yılında İtalya’da; 3-20 kW

aralığındaki çatı sistemlerinin kW başına sistem dengeleyici maliyeti, 1-3 kW

aralığındaki çatı sistemlerine oranla yaklaşık yüzde 26 daha düşük gerçekleşmiştir.

Ayrıca, sistem dengeleyicilerin 20-200 kW aralığında çatı tipi PV sistemlerde kW

başına maliyeti; 200-1000 kW aralığında zemine monteli sistemlere oranla yüzde 47,

1.000 kW’nin üzerindeki yere monteli sistemlerden yüzde 60 daha fazladır.46

Ayrıca, sistem dengeleyici maliyetleri ülkelerdeki uygulamalara (vergi,

gümrük) göre de farklılık göstermektedir. 2014 yılında büyük ölçekli zemine monte

edilen PV sistemlerde ortalama sistem dengeleyici maliyetlerinin; Çin, Hindistan ve

İtalya’da 0,8 Doları/W ve Almanya’da 0,84 Dolar/W seviyesinde gerçekleştiği

tahmin edilmektedir. Diğer önemli pazarlarda büyük ölçekli zemine monteli sistem

43 IRENA, 2015a:79. 44 IRENA, 2015a:79. 45 IEA, 2014d: 168. 46 IRENA, 2015a:85.

15

kurulumlarında sistem dengeleyici maliyetleri daha yüksek oranlarda

gerçekleşmiştir. Örneğin bu rakamın, İspanya’da 1,07 Dolar/W, Birleşik Krallıkta

1,35 Dolar/W değerinde olduğu tahmin edilmektedir. Söz konusu farklılıklar,

ülkelerdeki piyasanın ve tedarik zincirinin olgunluk düzeyinin yanı sıra uygulanan

destek politikalarının etkinliğinden kaynaklanmaktadır.47

Uluslararası Yenilenebilir Enerji Ajansının (International Renewable Energy

Agency-IRENA) 2010-2020 yılları arasında PV sistem toplam maliyetlerini ve alt

bileşenlerinin toplam içerisindeki miktarını gösteren projeksiyon çalışmasına göre,

2020 yılına doğru modül maliyetinin toplam içerisindeki payının azalacağı, buna

karşın sistem dengeleyicilerin payının artacağı öngörülmektedir.48 Bu durum,

gelecek yıllarda PV modül maliyetindeki azalış oranlarının geçmişteki kadar

olmayacağını göstermekte ve PV sistem maliyetlerini azaltmanın ancak sistem

dengeleyicilerin maliyetlerinin düşmesiyle mümkün olacağına işaret etmektedir.49

Şekil 1.1. Fotovoltaik Sistem Elemanlarının Toplam Maliyetteki Payının Değişimi

Kaynak: IRENA, 2014d:35’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

47 IRENA, 2015a: 85 48 IRENA, 2014d:35. 49 IRENA, 2015a: 82.

16

16

1.2.2. Yoğunlaştırılmış güneş enerjisi sistemleri

CSP sistemlerde güneş ışığı, çeşitli aynalar ve aynalara bağlı güneşi izleme

sistemleri vasıtasıyla alıcıya (receiver) yansıtılarak yüksek sıcaklıklarda ısı enerjisine

çevrilmekte, daha sonra geleneksel termik santrallere benzer bir şekilde bu ısı buhar

türbinleri kullanılarak elektriğe dönüştürülmektedir.50

CSP teknolojisi genellikle güneş tarlası (solar field), termal depolama (power

block) ve güç bloğu olmak üzere üç bölümden oluşmaktadır. Güneş tarlası, boru ya

da merkezi alıcıların içerisinde güneş ışığının yoğunlaştırılıp ısının toplandığı yer

olarak tanımlanmaktadır. Güç bloğu, ısınan akışkanın buhar türbinini çevirmesi

sonucunda elektrik üretiminin gerçekleştirildiği bölümdür. Bu sistemlerde, gece

boyunca ve güneşin olmadığı saatlerde de düzenli bir şekilde elektrik üretilebilmesi

için ayrıca termal enerji depolama sistemleri de dâhil edilebilmektedir (Şekil 1.2).

Söz konusu sistemlerde eriyik tuz (molten salt) kullanımı ile güneş ışığının

yoğunlaştırılması sonucunda elde edilen ısı enerjisi birkaç saat

depolanabilmektedir.51

Şekil 1.2. Yoğunlaştırılmış Güneş Enerjisi Sisteminin Bölümleri

Kaynak: IEA, 2010b:13’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

CSP teknolojileri güneş ışınlarını yoğunlaştırma prensibine ve kullanılan

teknolojiye göre parabolik çanak, parabolik oluk, güneş kulesi ve fresnel oluk olmak 50 Ummadisingu and Soni, 2011:5171. 51 IEA, 2014h:13.

17

üzere dört grupta toplanmaktadır (Şekil 1.3). CSP teknolojilerine ilişkin temel

bilgiler Tablo 1.2’de yer almaktadır.

Şekil 1.3.Yoğunlaştırılmış Güneş Enerjisi Teknoloji Çeşitleri

Kaynak: IEA, 2014h:12’den alınmıştır.

Tablo 1.2. Yoğunlaştırılmış Güneş Enerjisi Teknolojilerinin Özellikleri

Parabolik Oluk Güneş Kulesi Fresnel Oluk Parabolik Çanak

Teknolojinin Gelişmişlik Düzeyi

Ticari olarak kanıtlanmıştır.


Ticarileşmiş projelerin

başlangıcındadır.

Deneme aşamasındadır.

Kapasite (MW) 10-300 10-370 10-200 0,01-0,025 İşletme Sıcaklığı (0C) 350-550 250-565 390 550-750 En Yüksek Verim (%) 14-20 23-35 18 30 Yıllık Güneş-Elektrik Verimi (%)

11-16 7-20 13 12-24

Yıllık Kapasite Faktörü (%)

25-28 (Depolamasız) 29-48 (7 saat depolamalı)

55 (10 saat

depolamalı)

22-24 25-28

Alan Gereksinimi (m2/kW) 18 21 18-20 15-17 Arazinin Eğimi (%) <1-2 <2-4 <4 >10 Eriyik Tuz Kullanımı ile Isı Depolama

Mevcut Mevcut Henüz ispat edilmemiştir.

Henüz ispat edilmemiştir

Kaynak: IRENA, 2012c:10; IRENA, 2013c:8; IRENA 2015a:100 kaynaklarından derlenerek hazırlanmıştır. (*) Güneş verimi, net elektrik üretiminin güneş ışınımına oranını ifade etmektedir.

2014 yılında toplam CSP kurulu kapasitesinin yüzde 85’ini oluşturan

parabolik oluk sistemler, diğer CSP teknolojileri arasındaki en olgun teknolojidir.

Sistem temel olarak kollektörler (aynalar), alıcılar (tüpler), ısı transfer akışkanı ve

destek elemanlarından oluşmaktadır.52 Kolektörler, kesiti parabolik olan

52 IRENA, 2015a:99.

17

16

1.2.2. Yoğunlaştırılmış güneş enerjisi sistemleri

CSP sistemlerde güneş ışığı, çeşitli aynalar ve aynalara bağlı güneşi izleme

sistemleri vasıtasıyla alıcıya (receiver) yansıtılarak yüksek sıcaklıklarda ısı enerjisine

çevrilmekte, daha sonra geleneksel termik santrallere benzer bir şekilde bu ısı buhar

türbinleri kullanılarak elektriğe dönüştürülmektedir.50

CSP teknolojisi genellikle güneş tarlası (solar field), termal depolama (power

block) ve güç bloğu olmak üzere üç bölümden oluşmaktadır. Güneş tarlası, boru ya

da merkezi alıcıların içerisinde güneş ışığının yoğunlaştırılıp ısının toplandığı yer

olarak tanımlanmaktadır. Güç bloğu, ısınan akışkanın buhar türbinini çevirmesi

sonucunda elektrik üretiminin gerçekleştirildiği bölümdür. Bu sistemlerde, gece

boyunca ve güneşin olmadığı saatlerde de düzenli bir şekilde elektrik üretilebilmesi

için ayrıca termal enerji depolama sistemleri de dâhil edilebilmektedir (Şekil 1.2).

Söz konusu sistemlerde eriyik tuz (molten salt) kullanımı ile güneş ışığının

yoğunlaştırılması sonucunda elde edilen ısı enerjisi birkaç saat

depolanabilmektedir.51

Şekil 1.2. Yoğunlaştırılmış Güneş Enerjisi Sisteminin Bölümleri

Kaynak: IEA, 2010b:13’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

CSP teknolojileri güneş ışınlarını yoğunlaştırma prensibine ve kullanılan

teknolojiye göre parabolik çanak, parabolik oluk, güneş kulesi ve fresnel oluk olmak 50 Ummadisingu and Soni, 2011:5171. 51 IEA, 2014h:13.

17

üzere dört grupta toplanmaktadır (Şekil 1.3). CSP teknolojilerine ilişkin temel

bilgiler Tablo 1.2’de yer almaktadır.

Şekil 1.3.Yoğunlaştırılmış Güneş Enerjisi Teknoloji Çeşitleri

Kaynak: IEA, 2014h:12’den alınmıştır.

Tablo 1.2. Yoğunlaştırılmış Güneş Enerjisi Teknolojilerinin Özellikleri

Parabolik Oluk Güneş Kulesi Fresnel Oluk Parabolik Çanak

Teknolojinin Gelişmişlik Düzeyi



Ticarileşmiş projelerin

başlangıcındadır.

Deneme aşamasındadır.

Kapasite (MW) 10-300 10-370 10-200 0,01-0,025 İşletme Sıcaklığı (0C) 350-550 250-565 390 550-750 En Yüksek Verim (%) 14-20 23-35 18 30 Yıllık Güneş-Elektrik Verimi (%)

11-16 7-20 13 12-24

Yıllık Kapasite Faktörü (%)

25-28 (Depolamasız) 29-48 (7 saat depolamalı)

55 (10 saat

depolamalı)

22-24 25-28

Alan Gereksinimi (m2/kW) 18 21 18-20 15-17 Arazinin Eğimi (%) <1-2 <2-4 <4 >10 Eriyik Tuz Kullanımı ile Isı Depolama

Mevcut Mevcut Henüz ispat edilmemiştir.

Henüz ispat edilmemiştir

Kaynak: IRENA, 2012c:10; IRENA, 2013c:8; IRENA 2015a:100 kaynaklarından derlenerek hazırlanmıştır. (*) Güneş verimi, net elektrik üretiminin güneş ışınımına oranını ifade etmektedir.

2014 yılında toplam CSP kurulu kapasitesinin yüzde 85’ini oluşturan

parabolik oluk sistemler, diğer CSP teknolojileri arasındaki en olgun teknolojidir.

Sistem temel olarak kollektörler (aynalar), alıcılar (tüpler), ısı transfer akışkanı ve

destek elemanlarından oluşmaktadır.52 Kolektörler, kesiti parabolik olan

52 IRENA, 2015a:99.

18

18

yoğunlaştırıcı aynalardan oluşmaktadır. Kolektörün iç kısmındaki yansıtıcı yüzeyler,

güneş enerjisini kolektörün odağında yer alan ve boydan boya uzanan siyah bir alıcı

boruya odaklayarak alıcı borunun içerisinde yer alan ısı transfer akışkanının

ısınmasını sağlamaktadır.53 Isı transfer akışkanı; sentetik yağ, eriyik tuz, su ya da

ısıyı aktarma yeteneğine sahip diğer bir akışkan olabilmektedir. Isı transfer akışkanı

olarak eriyik tuz kullanımı 6-15 saat aralığında ısı depolama imkânı sağlamaktadır.

Bu durum parabolik oluk sistemlerin kapasite faktörünü sırasıyla yüzde 40’ların ve

yüzde 70’lerin üzerine yükseltmektedir.54

Fresnel oluk teknolojisinde parabolik oluk sistemlerden farklı olarak aynalar

düz, uzun ve dar şekildedir. Bu sistemde alıcı sabit bir yükseklikte yer almakta,

yansıtma işlemi güneşi takip edebilen sıra sıra dizilmiş düz aynalarla

gerçekleştirilmektedir. Bu nedenle sistemin optik verimi parabolik oluk kolektörlere

göre düşüktür.55

Diğer CSP teknolojilerinden farklı bir tasarıma sahip olan parabolik çanak

sistemler çanak şeklindeki aynalar ve aynaların odak noktasına yerleştirilmiş stirling

moturu ya da mikro türbinden (micro turbine) oluşmaktadır.56 Diğer CSP sistemlere

göre birim kWh elektrik üretiminin maliyeti daha yüksek olsa da özellikle şebeke

bağlantısı olmayan uzak bölgelerde parabolik çanak teknolojisi

uygulanabilmektedir.57 Ancak, teknoloji riskinin ve maliyetinin yüksek olması, ısı

depolama sisteminin kullanılamaması, parabolik çanak teknolojisinin PV ve CPV

sistemlerle rekabet gücünü olumsuz etkilemektedir.58

Güneş enerjisini yoğunlaştırarak elektrik üreten diğer bir CSP teknolojisi

güneş kulesidir. Güneş tarlasına yerleştirilmiş “heliostat” (gün dönüştürücü) adı

verilen yüzlerce ayna, güneşten gelen ışınları bilgisayar kontrollü olarak iki eksende

takip etmekte ve tesisin merkezindeki alıcı kuleye odaklamaktadır. Diğer CSP

teknolojilerine oranla güneş kuleleri; verimlilik, ısı depolama, kapasite faktörü ve

53 IRENA, 2013c:7, 8. 54 IRENA, 2012c:26. 55 YEGM, 15.06.2014. <http://www.eie.gov.tr/yenilenebilir/g_enj_tekno.aspx> 56 Ummadisingu and Suni, 2011:5172. 57 IRENA, 2012c:4, 5. 58 IEA, 2014h:13; Baharoon at al, 2015:1017.

19

maliyet açısından bazı avantajlara sahiptir.59 Parabolik oluk tesisleri bugüne kadar

pazara hâkim olmasına rağmen güneş kulelerinin gelecekte pazarda önemli bir paya

sahip olması beklenmektedir.60

1.2.3. Fotovoltaik ve yoğunlaştırılmış güneş enerjisi teknolojilerinin

karşılaştırılması

Güneş enerjisi kaynağını kullanarak elektrik üretmek amacıyla uygulanan PV

ve CSP teknolojilerinden hangisinin tercih edileceği hususu birçok değişkene

bağlıdır. Güneş enerjisi santrali (GES) kurulması planlanan sahanın coğrafi ve

topoğrafik özellikleri, santralin kurulu gücü, enerji verimliliği ve birim kWh üretim

başına ortaya çıkan maliyet gibi faktörlerin karşılaştırılması sonucunda yatırım kararı

alınmaktadır.

Söz konusu teknolojiler arasındaki en temel fark; PV sistemlerde güneş

enerjisi direkt elektrik enerjisine çevrilirken, CSP sistemlerde güneş enerjisinden

öncelikle ısı enerjisi, sonra elektrik enerjisi üretilmektedir.61 Ayrıca, PV teknolojisi

güneş ışınımının hem direkt hem de difüz bileşeninden yararlanarak elektrik

üretirken, CSP teknolojisi yalnızca direkt bileşenini kullanabilmektedir. CSP

teknolojisinin veriminin artması için DNI değerinin 1.800 kWh/m2-yıl’ın üzerine

çıkması gerekmektedir. DNI’nın 1.800 kWh/m2-yıl’ın altında olması halinde hem

direkt ve hem de difüz ışınımdan yararlanarak elektrik üreten PV sistemler rekabet

avantajına sahip olmaktadır. Diğer taraftan, toplam güneş ışınım değeri (GNI)62

1.000 kWh/m2-yıl’ın üzerinde olan her yerde PV sistemler uygulanabilmektedir. 63

59 IEA, 2010b:12. 60 IRENA, 2015a:101. 61 Py at al, 2013:308. 62 Güneş enerjisinin direk ve difüz ışınım değerinin toplamını ifade etmektedir. 63 IRENA, 2014c:14.

19

18

yoğunlaştırıcı aynalardan oluşmaktadır. Kolektörün iç kısmındaki yansıtıcı yüzeyler,

güneş enerjisini kolektörün odağında yer alan ve boydan boya uzanan siyah bir alıcı

boruya odaklayarak alıcı borunun içerisinde yer alan ısı transfer akışkanının

ısınmasını sağlamaktadır.53 Isı transfer akışkanı; sentetik yağ, eriyik tuz, su ya da

ısıyı aktarma yeteneğine sahip diğer bir akışkan olabilmektedir. Isı transfer akışkanı

olarak eriyik tuz kullanımı 6-15 saat aralığında ısı depolama imkânı sağlamaktadır.

Bu durum parabolik oluk sistemlerin kapasite faktörünü sırasıyla yüzde 40’ların ve

yüzde 70’lerin üzerine yükseltmektedir.54

Fresnel oluk teknolojisinde parabolik oluk sistemlerden farklı olarak aynalar

düz, uzun ve dar şekildedir. Bu sistemde alıcı sabit bir yükseklikte yer almakta,

yansıtma işlemi güneşi takip edebilen sıra sıra dizilmiş düz aynalarla

gerçekleştirilmektedir. Bu nedenle sistemin optik verimi parabolik oluk kolektörlere

göre düşüktür.55

Diğer CSP teknolojilerinden farklı bir tasarıma sahip olan parabolik çanak

sistemler çanak şeklindeki aynalar ve aynaların odak noktasına yerleştirilmiş stirling

moturu ya da mikro türbinden (micro turbine) oluşmaktadır.56 Diğer CSP sistemlere

göre birim kWh elektrik üretiminin maliyeti daha yüksek olsa da özellikle şebeke

bağlantısı olmayan uzak bölgelerde parabolik çanak teknolojisi

uygulanabilmektedir.57 Ancak, teknoloji riskinin ve maliyetinin yüksek olması, ısı

depolama sisteminin kullanılamaması, parabolik çanak teknolojisinin PV ve CPV

sistemlerle rekabet gücünü olumsuz etkilemektedir.58

Güneş enerjisini yoğunlaştırarak elektrik üreten diğer bir CSP teknolojisi

güneş kulesidir. Güneş tarlasına yerleştirilmiş “heliostat” (gün dönüştürücü) adı

verilen yüzlerce ayna, güneşten gelen ışınları bilgisayar kontrollü olarak iki eksende

takip etmekte ve tesisin merkezindeki alıcı kuleye odaklamaktadır. Diğer CSP

teknolojilerine oranla güneş kuleleri; verimlilik, ısı depolama, kapasite faktörü ve

53 IRENA, 2013c:7, 8. 54 IRENA, 2012c:26. 55 YEGM, 15.06.2014. <http://www.eie.gov.tr/yenilenebilir/g_enj_tekno.aspx> 56 Ummadisingu and Suni, 2011:5172. 57 IRENA, 2012c:4, 5. 58 IEA, 2014h:13; Baharoon at al, 2015:1017.

19

maliyet açısından bazı avantajlara sahiptir.59 Parabolik oluk tesisleri bugüne kadar

pazara hâkim olmasına rağmen güneş kulelerinin gelecekte pazarda önemli bir paya

sahip olması beklenmektedir.60

1.2.3. Fotovoltaik ve yoğunlaştırılmış güneş enerjisi teknolojilerinin

karşılaştırılması

Güneş enerjisi kaynağını kullanarak elektrik üretmek amacıyla uygulanan PV

ve CSP teknolojilerinden hangisinin tercih edileceği hususu birçok değişkene

bağlıdır. Güneş enerjisi santrali (GES) kurulması planlanan sahanın coğrafi ve

topoğrafik özellikleri, santralin kurulu gücü, enerji verimliliği ve birim kWh üretim

başına ortaya çıkan maliyet gibi faktörlerin karşılaştırılması sonucunda yatırım kararı

alınmaktadır.

Söz konusu teknolojiler arasındaki en temel fark; PV sistemlerde güneş

enerjisi direkt elektrik enerjisine çevrilirken, CSP sistemlerde güneş enerjisinden

öncelikle ısı enerjisi, sonra elektrik enerjisi üretilmektedir.61 Ayrıca, PV teknolojisi

güneş ışınımının hem direkt hem de difüz bileşeninden yararlanarak elektrik

üretirken, CSP teknolojisi yalnızca direkt bileşenini kullanabilmektedir. CSP

teknolojisinin veriminin artması için DNI değerinin 1.800 kWh/m2-yıl’ın üzerine

çıkması gerekmektedir. DNI’nın 1.800 kWh/m2-yıl’ın altında olması halinde hem

direkt ve hem de difüz ışınımdan yararlanarak elektrik üreten PV sistemler rekabet

avantajına sahip olmaktadır. Diğer taraftan, toplam güneş ışınım değeri (GNI)62

1.000 kWh/m2-yıl’ın üzerinde olan her yerde PV sistemler uygulanabilmektedir. 63

59 IEA, 2010b:12. 60 IRENA, 2015a:101. 61 Py at al, 2013:308. 62 Güneş enerjisinin direk ve difüz ışınım değerinin toplamını ifade etmektedir. 63 IRENA, 2014c:14.

20

20

Tablo 1.3. Güneş Enerjisi Teknoloji Türüne Göre Işınım Değerlerinin Uygunluk Derecesi

Sınırlı Derecede Uygun Uygun Yüksek Derecede

Uygun Mükemmel

PV <1000 kWh/m2-yıl (GNI)

1000-1500 kWh/m2-yıl (GNI)

1500-2500 kWh/m2-yıl (GNI)

2500-3000 kWh/m2-yıl (GNI)

CSP <1800 kWh/m2-yıl (DNI)

1800-2000 kWh/m2-yıl (DNI)

2000-2500 kWh/m2-yıl (DNI)

2500-3000 kWh/m2-yıl (DNI)

Kaynak: IRENA, 2014c:14’ten yararlanılarak hazırlanmıştır.

PV sistemlerden farklı olarak CSP sistemlerin kısa süreliğine ısı enerjisini

depolama özelliği, bu sistemlerin pik talebin olduğu saatlerde depoladıkları ısı

enerjisini elektriğe çevirebilmelerini sağlamaktadır.64 Bu da tesisin faydalı pik yük

profiline yakın bir çalışma potansiyeli ile işletilmesini mümkün hale getirmektedir.

PV sistemlerde ise gün içerisinde üretim fazlası elektrik batarya kullanılarak

depolanabilmektedir. Ancak bataryalı tesislerin maliyetlerinin yüksek oluşu şu an

için bu sistemlerin kullanımını cazip kılmamaktadır.65

Güneş enerjisi teknolojilerinin maliyet açısından karşılaştırılmasını sağlayan

en önemli parametre söz konusu sistemlerin indirgenmiş enerji maliyetleridir

(levelised cost of electricity) (LCOE).66 2014 yılında büyük ölçekli PV sistemlerin

LCOE’sinin ağırlıklı ortalaması 0,11-0,28 Dolar/kWh arasında değişmiştir. Bununla

birlikte piyasada rekabetin yoğun olduğu bazı bölgelerde, büyük ölçekli PV

sistemlerin LCOE değerinin 0,08 Dolar/kWh’e, hatta güneş ışınım miktarı yüksek

bazı bölgelerde ise 0,06 Dolar/kWh’e kadar indiği görülmüştür. Diğer taraftan CSP

sistemlerin LCOE değeri, PV sistemlerin neredeyse iki katına ulaşarak 0,20-0,35

Dolar/kWh arasında değişmektedir.67

Güneş enerjisi elektrik üretim teknolojileri arasındaki yukarıda bahsedilen

farklara ilâve olarak diğer karşılaştırmalı özellikler Tablo 1.4’te özetlenmektedir.

64 IEA, 2010b:7. 65 Anıl Erdoğan, Sözlü Görüşme, 06.11.2014. 66 LCOE, birim kWh veya MWh elektrik üretimin toplam maliyetini ifade etmektedir. Çalışmanın beşinci bölümünde LCOE hesaplama yöntemine ilişkin ayrıntılı bilgilere yer verilecektir. 67 IRENA, 2015a:75, 76, 99.

21

Tablo 1.4. Güneş Enerjisinden Elektrik Üretim Sistemlerinin Karşılaştırılması

PV CSP GNI’yı kullanarak elektrik üretmektedir. Elektrik üretmek için için yalnızca

DNI’yı kullanmaktadır. Kullanılan teknolojiye, çatıya- zemine monteli olmasına, arazi topoğrafyasına göre 1 MW kapasiteli PV santral 9.000-25.000 m2 alan üzerine kurulmaktadır.

1 MW kurulu güç için, yaklaşık olarak 20.000-40.000 m2 alan gerekmektedir.

Kurulum süresi 3-12 ay arasındadır. Kurulum süresi 12-36 ay arasındadır. Kurulu güçleri genellikle 1-50 MW arasında değişmektedir.

Parabolik çanak sistemler haricinde kurulu güçleri 10-370 MW arasında değişmektedir.

Düz ya da eğimli her yere kurulabilmektedir.

Parabolik çanak sistemler haricinde en fazla yüzde 4 eğimli arazilerde kurulmaktadırlar.

Kapasite faktörü yüzde 16,5 seviyesindedir.

Kapasite faktörü ortalama yüzde 24’tür.

Sıcaklık 40 oC’nin üzerine çıktığında verim yüzde 1-2 oranında azalmaktadır.

Yıllık elektrik üretim verimi ışınım artışı ile artmaktadır.

İşletmesi sırasında su kullanımı söz konusu değildir.

İşletme esnasında su ve sıvı yakıt kullanım miktarı yüksektir. Birim MWh üretim için 2-3 m3 su tüketilmektedir. İşletme ve bakımı PV tesislere göre zordur.

Her yerde kurulabilmektedir. Güneş ışınlarını yansıttığından uçuş güzergâhlarına kurulmamalıdır.

Büyük ölçekli PV sistemlerde LCOE’nin bölgesel ağırlıklı ortalaması 0,11-0,28 Dolar/kWh arasında değişmektedir. Küçük ölçekli PV sistemlerde birim kWh başına elektrik üretim maliyeti 0,14-0,47 Dolar aralığındadır.

Küresel ölçekte CSP sistemlerde LCOE 0,20-0,35 Dolar/kWh arasındadır.

Kaynak: IRENA, 2012c:10; IRENA, 2013c:12; IRENA, 2015a:75, 76, 99; Chu, 2011:42 kaynaklarından derlenerek hazırlanmıştır.

21

20

Tablo 1.3. Güneş Enerjisi Teknoloji Türüne Göre Işınım Değerlerinin Uygunluk Derecesi

Sınırlı Derecede Uygun Uygun Yüksek Derecede

Uygun Mükemmel

PV <1000 kWh/m2-yıl (GNI)

1000-1500 kWh/m2-yıl (GNI)

1500-2500 kWh/m2-yıl (GNI)

2500-3000 kWh/m2-yıl (GNI)

CSP <1800 kWh/m2-yıl (DNI)

1800-2000 kWh/m2-yıl (DNI)

2000-2500 kWh/m2-yıl (DNI)

2500-3000 kWh/m2-yıl (DNI)

Kaynak: IRENA, 2014c:14’ten yararlanılarak hazırlanmıştır.

PV sistemlerden farklı olarak CSP sistemlerin kısa süreliğine ısı enerjisini

depolama özelliği, bu sistemlerin pik talebin olduğu saatlerde depoladıkları ısı

enerjisini elektriğe çevirebilmelerini sağlamaktadır.64 Bu da tesisin faydalı pik yük

profiline yakın bir çalışma potansiyeli ile işletilmesini mümkün hale getirmektedir.

PV sistemlerde ise gün içerisinde üretim fazlası elektrik batarya kullanılarak

depolanabilmektedir. Ancak bataryalı tesislerin maliyetlerinin yüksek oluşu şu an

için bu sistemlerin kullanımını cazip kılmamaktadır.65

Güneş enerjisi teknolojilerinin maliyet açısından karşılaştırılmasını sağlayan

en önemli parametre söz konusu sistemlerin indirgenmiş enerji maliyetleridir

(levelised cost of electricity) (LCOE).66 2014 yılında büyük ölçekli PV sistemlerin

LCOE’sinin ağırlıklı ortalaması 0,11-0,28 Dolar/kWh arasında değişmiştir. Bununla

birlikte piyasada rekabetin yoğun olduğu bazı bölgelerde, büyük ölçekli PV

sistemlerin LCOE değerinin 0,08 Dolar/kWh’e, hatta güneş ışınım miktarı yüksek

bazı bölgelerde ise 0,06 Dolar/kWh’e kadar indiği görülmüştür. Diğer taraftan CSP

sistemlerin LCOE değeri, PV sistemlerin neredeyse iki katına ulaşarak 0,20-0,35

Dolar/kWh arasında değişmektedir.67

Güneş enerjisi elektrik üretim teknolojileri arasındaki yukarıda bahsedilen

farklara ilâve olarak diğer karşılaştırmalı özellikler Tablo 1.4’te özetlenmektedir.

64 IEA, 2010b:7. 65 Anıl Erdoğan, Sözlü Görüşme, 06.11.2014. 66 LCOE, birim kWh veya MWh elektrik üretimin toplam maliyetini ifade etmektedir. Çalışmanın beşinci bölümünde LCOE hesaplama yöntemine ilişkin ayrıntılı bilgilere yer verilecektir. 67 IRENA, 2015a:75, 76, 99.

21

Tablo 1.4. Güneş Enerjisinden Elektrik Üretim Sistemlerinin Karşılaştırılması

PV CSP GNI’yı kullanarak elektrik üretmektedir. Elektrik üretmek için için yalnızca

DNI’yı kullanmaktadır. Kullanılan teknolojiye, çatıya- zemine monteli olmasına, arazi topoğrafyasına göre 1 MW kapasiteli PV santral 9.000-25.000 m2 alan üzerine kurulmaktadır.

1 MW kurulu güç için, yaklaşık olarak 20.000-40.000 m2 alan gerekmektedir.

Kurulum süresi 3-12 ay arasındadır. Kurulum süresi 12-36 ay arasındadır. Kurulu güçleri genellikle 1-50 MW arasında değişmektedir.

Parabolik çanak sistemler haricinde kurulu güçleri 10-370 MW arasında değişmektedir.

Düz ya da eğimli her yere kurulabilmektedir.

Parabolik çanak sistemler haricinde en fazla yüzde 4 eğimli arazilerde kurulmaktadırlar.

Kapasite faktörü yüzde 16,5 seviyesindedir.

Kapasite faktörü ortalama yüzde 24’tür.

Sıcaklık 40 oC’nin üzerine çıktığında verim yüzde 1-2 oranında azalmaktadır.

Yıllık elektrik üretim verimi ışınım artışı ile artmaktadır.

İşletmesi sırasında su kullanımı söz konusu değildir.

İşletme esnasında su ve sıvı yakıt kullanım miktarı yüksektir. Birim MWh üretim için 2-3 m3 su tüketilmektedir. İşletme ve bakımı PV tesislere göre zordur.

Her yerde kurulabilmektedir. Güneş ışınlarını yansıttığından uçuş güzergâhlarına kurulmamalıdır.

Büyük ölçekli PV sistemlerde LCOE’nin bölgesel ağırlıklı ortalaması 0,11-0,28 Dolar/kWh arasında değişmektedir. Küçük ölçekli PV sistemlerde birim kWh başına elektrik üretim maliyeti 0,14-0,47 Dolar aralığındadır.

Küresel ölçekte CSP sistemlerde LCOE 0,20-0,35 Dolar/kWh arasındadır.

Kaynak: IRENA, 2012c:10; IRENA, 2013c:12; IRENA, 2015a:75, 76, 99; Chu, 2011:42 kaynaklarından derlenerek hazırlanmıştır.

22

22

2. DÜNYADA GÜNEŞ ENERJİSİ PİYASASININ GELİŞİMİ, POLİTİKA ALTYAPISI, ÜLKE ÖRNEKLERİ

Dünya enerji talebinin büyük bir kısmını karşılayan, üretim teknolojileri

yönünden gelişmiş, yüksek verimli ve düşük maliyetli fosil yakıtlara alternatif

kaynak arayışı ilk kez 1973 yılında yaşanan Petrol Krizi’nden sonra ortaya çıkmıştır.

Petrol fiyatlarında meydana gelen beklenmedik artış enerjide arz güvenliği sorununu

gündeme getirmiştir. Ayrıca, fosil yakıtların enerji üretimi sırasında neden oldukları

sera gazı emisyonu ülkelerin, çevreyle uyumlu yenilenebilir enerji kaynaklarına

yönelmelerine yol açmıştır. Dünyanın enerji ihtiyacının üzerinde bir potansiyeli

bulunan güneş enerjisi, yenilenebilir enerji kaynakları arasında önemli bir yere

sahiptir.

Geleneksel enerji kaynakları ile karşılaştırıldığında sahip olduğu avantajlar

ülkelerin, güneş enerjisinin elektrik üretiminde kullanımını geliştirmesine ve

yaygınlaştırmasına neden olmuştur. Güneş enerjisinin elektrik üretimi amacıyla

kullanımının yaygınlaşmasının arkasında yatan en önemli sebep, ülkelerin yasal

düzenlemeleri ve politika araçlarıyla PV ve CSP sistem teknolojilerini

desteklemeleridir. Birçok ülke kendisine güneş enerjisinden elektrik üretim hedefi

koymuş ve bu hedeflere ulaşabilmek için destekleme araçlarını devreye sokmuştur.

Uygulanan teşvik mekanizmalarına bağlı olarak Almanya, Çin, İtalya, İspanya,

Japonya, ABD başta olmak üzere pek çok ülkede GES’ler yaygınlaşmıştır.

2.1. Güneş Enerjisi Piyasasının Gelişimi

2.1.1. Fotovoltaik sistem piyasasının gelişimi

1992 yılından itibaren PV sistem kurulu gücü yılda ortalama yüzde 62

oranında büyüyerek 2014 yılı sonunda 177 GW’a ve güneş enerjisi dünya

elektriğinin neredeyse yüzde 1’ini karşılayacak kapasiteye yükselmiştir.68 Söz

konusu dönemde PV’nin gelecek vaat eden bir yenilenebilir enerji teknolojisi

olduğunu keşfeden birkaç ülke tarife garantisi (feed-in tariff- FIT) gibi çeşitli mali

destek politikaları uygulayarak yatırımları desteklemeye başlamışlardır. Dünya PV

kapasitesindeki büyüme, 2004 yılına kadar ağırlıklı olarak Japonya’da gerçekleşmiş 68 IEA PVPS (Photovolaic Power System Programmes), 2015a:4.

23

olup söz konusu yıldan itibaren Almanya başta olmak üzere PV piyasasında bazı

Avrupa ülkeleri de (İspanya, İtalya gibi) söz sahibi olmaya başlamıştır (EK.3). PV

teknolojilerine verilen desteklerle PV teknolojisi küresel düzeyde gelişmiş ve ölçek

ekonomileri oluşmuştur. Bu gelişmelere ilâve olarak Çin’in hücre ve modül üretimini

büyük oranda artırmasıyla PV sistem maliyetleri büyük oranda azalmıştır.

2008-2010 yılları arasında toplam PV kurulu gücünün yaklaşık yüzde 80’i

Avrupa bölgesinde yer almıştır. Ancak Avrupa’da güneş enerjisi yatırımlarına

uygulanan desteklerin azaltılması ve bazı ülkelerin geçmişe yönelik politika

değişiklikleri yapmaları sonucunda yıllık PV kurulu güç artışlarında yavaşlama

gözlenmiştir. Böylece söz konusu bölgenin toplam kurulu güç içerisindeki payı 2013

yılı sonunda yaklaşık yüzde 59’a inmiştir.69

Diğer taraftan, güneş ışınım değeri yüksek Asya Pasifik bölgesindeki bazı

ülkeler ile Kuzey Amerika’da, PV sistem üretim maliyetleri geleneksel santrallerle

rekabet edecek düzeye inmiştir. Azalan maliyetlere ilâve olarak teşviklere devam

edilmesi Asya Pasifik bölgesinde yer alan ülkelerin toplam PV kurulu gücündeki

payının 2013 yılında yüzde 30’a yükselmesini sağlamıştır.70

2014 yılında PV piyasasında yer alan en büyük 10 ülkenin 3’ü Asya-Pasifik

bölgesinde (Çin, Japonya, Avustralya), 6’sı Avrupa’da (Almanya, İtalya, Fransa,

İspanya, Belçika, Birleşik Krallık) yer almıştır. Aynı yılda Almanya, PV kurulu

gücüne 1,9 GW’lık kapasite ilâve ederek toplam 38,2 GW kurulu kapasiteye ulaşmış

ve dünya toplam PV kurulu kapasitenin yaklaşık yüzde 21,6’sına sahip olarak

liderlik konumunu devam ettirmiştir. Çin, 10,6 GW’lık ilâve kurulu kapasite ile

toplam 28,1 GW kapasiteye ulaşmış ve 2014 yılında küresel piyasada ikinci sırada

yer almıştır. Japonya ise ilâve 9,7 GW kurulu kapasite ile toplam 23,3 GW kurulu

PV kapasiteye ulaşmış ve üçüncü sıraya yükselmiştir. İtalya ve ABD sırasıyla 18,5

GW ve 18,3 GW toplam PV kurulu kapasitesi ile dördüncü ve beşinci sıradaki

ülkeler olmuştur (Tablo 2.1).71

69 IEA PVPS, 2014:13. 70 IEA PVPS, 2014:13. 71 REN 21, 2014:112.

23

22

2. DÜNYADA GÜNEŞ ENERJİSİ PİYASASININ GELİŞİMİ, POLİTİKA ALTYAPISI, ÜLKE ÖRNEKLERİ

Dünya enerji talebinin büyük bir kısmını karşılayan, üretim teknolojileri

yönünden gelişmiş, yüksek verimli ve düşük maliyetli fosil yakıtlara alternatif

kaynak arayışı ilk kez 1973 yılında yaşanan Petrol Krizi’nden sonra ortaya çıkmıştır.

Petrol fiyatlarında meydana gelen beklenmedik artış enerjide arz güvenliği sorununu

gündeme getirmiştir. Ayrıca, fosil yakıtların enerji üretimi sırasında neden oldukları

sera gazı emisyonu ülkelerin, çevreyle uyumlu yenilenebilir enerji kaynaklarına

yönelmelerine yol açmıştır. Dünyanın enerji ihtiyacının üzerinde bir potansiyeli

bulunan güneş enerjisi, yenilenebilir enerji kaynakları arasında önemli bir yere

sahiptir.

Geleneksel enerji kaynakları ile karşılaştırıldığında sahip olduğu avantajlar

ülkelerin, güneş enerjisinin elektrik üretiminde kullanımını geliştirmesine ve

yaygınlaştırmasına neden olmuştur. Güneş enerjisinin elektrik üretimi amacıyla

kullanımının yaygınlaşmasının arkasında yatan en önemli sebep, ülkelerin yasal

düzenlemeleri ve politika araçlarıyla PV ve CSP sistem teknolojilerini

desteklemeleridir. Birçok ülke kendisine güneş enerjisinden elektrik üretim hedefi

koymuş ve bu hedeflere ulaşabilmek için destekleme araçlarını devreye sokmuştur.

Uygulanan teşvik mekanizmalarına bağlı olarak Almanya, Çin, İtalya, İspanya,

Japonya, ABD başta olmak üzere pek çok ülkede GES’ler yaygınlaşmıştır.

2.1. Güneş Enerjisi Piyasasının Gelişimi

2.1.1. Fotovoltaik sistem piyasasının gelişimi

1992 yılından itibaren PV sistem kurulu gücü yılda ortalama yüzde 62

oranında büyüyerek 2014 yılı sonunda 177 GW’a ve güneş enerjisi dünya

elektriğinin neredeyse yüzde 1’ini karşılayacak kapasiteye yükselmiştir.68 Söz

konusu dönemde PV’nin gelecek vaat eden bir yenilenebilir enerji teknolojisi

olduğunu keşfeden birkaç ülke tarife garantisi (feed-in tariff- FIT) gibi çeşitli mali

destek politikaları uygulayarak yatırımları desteklemeye başlamışlardır. Dünya PV

kapasitesindeki büyüme, 2004 yılına kadar ağırlıklı olarak Japonya’da gerçekleşmiş 68 IEA PVPS (Photovolaic Power System Programmes), 2015a:4.

23

olup söz konusu yıldan itibaren Almanya başta olmak üzere PV piyasasında bazı

Avrupa ülkeleri de (İspanya, İtalya gibi) söz sahibi olmaya başlamıştır (EK.3). PV

teknolojilerine verilen desteklerle PV teknolojisi küresel düzeyde gelişmiş ve ölçek

ekonomileri oluşmuştur. Bu gelişmelere ilâve olarak Çin’in hücre ve modül üretimini

büyük oranda artırmasıyla PV sistem maliyetleri büyük oranda azalmıştır.

2008-2010 yılları arasında toplam PV kurulu gücünün yaklaşık yüzde 80’i

Avrupa bölgesinde yer almıştır. Ancak Avrupa’da güneş enerjisi yatırımlarına

uygulanan desteklerin azaltılması ve bazı ülkelerin geçmişe yönelik politika

değişiklikleri yapmaları sonucunda yıllık PV kurulu güç artışlarında yavaşlama

gözlenmiştir. Böylece söz konusu bölgenin toplam kurulu güç içerisindeki payı 2013

yılı sonunda yaklaşık yüzde 59’a inmiştir.69

Diğer taraftan, güneş ışınım değeri yüksek Asya Pasifik bölgesindeki bazı

ülkeler ile Kuzey Amerika’da, PV sistem üretim maliyetleri geleneksel santrallerle

rekabet edecek düzeye inmiştir. Azalan maliyetlere ilâve olarak teşviklere devam

edilmesi Asya Pasifik bölgesinde yer alan ülkelerin toplam PV kurulu gücündeki

payının 2013 yılında yüzde 30’a yükselmesini sağlamıştır.70

2014 yılında PV piyasasında yer alan en büyük 10 ülkenin 3’ü Asya-Pasifik

bölgesinde (Çin, Japonya, Avustralya), 6’sı Avrupa’da (Almanya, İtalya, Fransa,

İspanya, Belçika, Birleşik Krallık) yer almıştır. Aynı yılda Almanya, PV kurulu

gücüne 1,9 GW’lık kapasite ilâve ederek toplam 38,2 GW kurulu kapasiteye ulaşmış

ve dünya toplam PV kurulu kapasitenin yaklaşık yüzde 21,6’sına sahip olarak

liderlik konumunu devam ettirmiştir. Çin, 10,6 GW’lık ilâve kurulu kapasite ile

toplam 28,1 GW kapasiteye ulaşmış ve 2014 yılında küresel piyasada ikinci sırada

yer almıştır. Japonya ise ilâve 9,7 GW kurulu kapasite ile toplam 23,3 GW kurulu

PV kapasiteye ulaşmış ve üçüncü sıraya yükselmiştir. İtalya ve ABD sırasıyla 18,5

GW ve 18,3 GW toplam PV kurulu kapasitesi ile dördüncü ve beşinci sıradaki

ülkeler olmuştur (Tablo 2.1).71

69 IEA PVPS, 2014:13. 70 IEA PVPS, 2014:13. 71 REN 21, 2014:112.

24

24

Tablo 2.1. 2014 Yılı Dünya Fotovoltaik Kurulu Güç Ülke Sıralaması Sıra Ülkeler 2014

Yılında İlâve

Edilen PV

Kurulu Gücü (GW)

Toplam İlâve

Kurulu Güç İçindeki

Payı (%)

Ülkeler 2014 Yılı Toplam

PV Kurulu Gücü (GW)

Toplam Kurulu

Güç İçindeki

Payı (%)

1 Çin 10,6 28,5 Almanya 38,2 21,6 2 Japonya 9,7 26,1 Çin 28,1 15,9 3 ABD 6,2 16,7 Japonya 23,3 13,2 4 Birleşik Krallık 2,3 6,2 İtalya 18,5 10,5 5 Almanya 1,9 5,1 ABD 18,3 10,3 6 Fransa 0,9 2,4 Fransa 5,7 3,2 7 Avustralya 0,9 2,4 İspanya 5,4 3,1 8 Kore 0,9 2,4 Birleşik Krallık 5,1 2,9 9 Güney Afrika 0,8 2,2 Avustralya 4,1 2,3 10 Hindistan 0,6 1,6 Belçika 3,1 1,8

Kaynak: IEA PVPS, 2015a:12’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

Özellikle 2000’li yılların ortalarından itibaren hızla artan taleple eş zamanlı

olarak PV sistem endüstrisi de gelişmektedir. Günümüzden on yıl öncesine

gidildiğinde modül üretimi yoğunlukla ABD’de gerçekleştirilirken, sonraki yıllarda

üretimin büyük bölümü Japonya, Avrupa ve az gelişmiş Asya ülkelerine kaymıştır.

2014 yılı sonunda küresel modül üretiminin yüzde 87’si Asya’da, yüzde 8’i

Avrupa’da, yüzde 2’si ABD’de gerçekleştirilmiştir. Aynı yıl Asya ülkeleri arasında

Çin dünyada üretilen toplam modüllerin yüzde 67’sinin, Japonya yüzde 5’inin arzını

sağlamıştır.72 Ülkede sermaye, arazi ve işgücü maliyetinin düşük olması ile beraber

uygulanan teşvik sistemi sayesinde Çin PV modül ve hücre üretiminde lider konuma

gelmiştir.

2.1.2. Yoğunlaştırılmış güneş enerjisi sistem piyasasının gelişimi

CSP piyasası ilk kez 1970’li yıllarda petrol krizi sonrasında ABD’nin federal

ve eyalet düzeyinde sağladığı vergi teşvikleri ve uzun dönemli alım garantisi

sözleşmeleri ile güneş enerjisi projelerini desteklemesi sonucunda oluşmaya

başlamıştır. 1986-1990 yılları arasında ABD’nin Kaliforniya eyaletinde Mojova

çölünde dünyadaki ilk CSP tesisleri (toplam 354 MW kurulu gücünde 9 adet santral)

inşa edilmiştir. Akabinde CSP piyasasının gelişmesini ve büyümesini destekleyen

72 REN 21, 2015:62.

25

hükümetler, fosil kaynaklı yakıtların fiyatlarının tekrar düşmesiyle uyguladıkları

teşvik politikalarını sona erdirmişlerdir. Bu nedenle, 2006 yılına kadar yeni bir CSP

tesisi inşa edilmemiştir. 2006 yılında ABD ve İspanya’da CSP yatırımlarının teşvik

edilmesi hususu yeniden gündeme gelmiş, böylece yeni CSP sistem kurulumları

yapılmıştır.73 2009-2014 yılları arasında CSP kurulu gücü 354 MW'tan yaklaşık 12,4

kat artarak 4,4 GW'a yükselmiştir.74 Özellikle 2014 yılı ve öncesindeki iki yılda üst

üste yıllık kapasite artışı rekoru kırılsa da toplam kurulu güç büyüklüğü açısından

diğer yenilenebilir enerji kaynakları ile karşılaştırıldığında CSP teknolojisinin henüz

emekleme aşamasında olduğunu söylemek mümkündür. Kurulumların büyük bölümü

ABD’de (1,6 GW) ve İspanya'da (2,3 GW) yer almaktadır.75 CSP piyasasına yüksek

DNI değerlerine sahip diğer ülkeler (Şili, Çin, Hindistan, İsrail, Fas, Suudi Arabistan,

Güney Afrika ve Birleşik Arap Emirlikleri) de ilgi göstermeye başlamışlardır.76

Son dönemde İspanya’da, geriye dönük tarife garantisi (feed-in tariffs) (FIT)

indirimleri, elektrik üreticilerinin vergilendirilmesi, yeni kurulan bir tesisin borcunun

ertelenmesi gibi politika değişiklikleri CSP piyasa şartlarını zorlaştırmıştır.

İspanya’daki olumsuz yatırım ortamı gelecek dönemde İspanya’nın yerine ABD’nin

önde gelen CSP pazarı konumuna geleceğinin göstergesi olmuştur.77

2.1.3. Küresel elektrik üretiminde güneş enerjisi teknolojilerinin rolü

Küresel elektrik talebinin çok küçük bir payını güneş enerjisi karşılasa da

gelecek yıllarda teknolojik gelişmeler ve maliyet azalışları ile güneş enerjisinin

karbonsuz enerji sistemi içerisindeki rolünün artacağı tahmin edilmektedir. PV

teknolojisi, hızlı büyümesi ve azalan maliyetleri nedeniyle güneş enerjisinden

elektrik üretim sistemleri arasında baskın konumda yer almaktadır. Bugüne kadar

CSP teknolojisi daha az gelişme göstermesine karşın gelecekte elektrik üretimindeki

payının artacağı öngörülmektedir.

Güneş enerjisinden elektrik üretimine ilişkin birbirinden farklı projeksiyon

çalışmaları bulunmakla beraber Uluslararası Enerji Ajansının (International Energy

73 IEA, 2014h:9. 74 IRENA, 2015a:99. 75 REN 21, 2015:62. 76 IEA, 2014ı: 145. 77 REN 21, 2014:51.

25

24

Tablo 2.1. 2014 Yılı Dünya Fotovoltaik Kurulu Güç Ülke Sıralaması Sıra Ülkeler 2014

Yılında İlâve

Edilen PV

Kurulu Gücü (GW)

Toplam İlâve

Kurulu Güç İçindeki

Payı (%)

Ülkeler 2014 Yılı Toplam

PV Kurulu Gücü (GW)

Toplam Kurulu

Güç İçindeki

Payı (%)

1 Çin 10,6 28,5 Almanya 38,2 21,6 2 Japonya 9,7 26,1 Çin 28,1 15,9 3 ABD 6,2 16,7 Japonya 23,3 13,2 4 Birleşik Krallık 2,3 6,2 İtalya 18,5 10,5 5 Almanya 1,9 5,1 ABD 18,3 10,3 6 Fransa 0,9 2,4 Fransa 5,7 3,2 7 Avustralya 0,9 2,4 İspanya 5,4 3,1 8 Kore 0,9 2,4 Birleşik Krallık 5,1 2,9 9 Güney Afrika 0,8 2,2 Avustralya 4,1 2,3 10 Hindistan 0,6 1,6 Belçika 3,1 1,8

Kaynak: IEA PVPS, 2015a:12’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

Özellikle 2000’li yılların ortalarından itibaren hızla artan taleple eş zamanlı

olarak PV sistem endüstrisi de gelişmektedir. Günümüzden on yıl öncesine

gidildiğinde modül üretimi yoğunlukla ABD’de gerçekleştirilirken, sonraki yıllarda

üretimin büyük bölümü Japonya, Avrupa ve az gelişmiş Asya ülkelerine kaymıştır.

2014 yılı sonunda küresel modül üretiminin yüzde 87’si Asya’da, yüzde 8’i

Avrupa’da, yüzde 2’si ABD’de gerçekleştirilmiştir. Aynı yıl Asya ülkeleri arasında

Çin dünyada üretilen toplam modüllerin yüzde 67’sinin, Japonya yüzde 5’inin arzını

sağlamıştır.72 Ülkede sermaye, arazi ve işgücü maliyetinin düşük olması ile beraber

uygulanan teşvik sistemi sayesinde Çin PV modül ve hücre üretiminde lider konuma

gelmiştir.

2.1.2. Yoğunlaştırılmış güneş enerjisi sistem piyasasının gelişimi

CSP piyasası ilk kez 1970’li yıllarda petrol krizi sonrasında ABD’nin federal

ve eyalet düzeyinde sağladığı vergi teşvikleri ve uzun dönemli alım garantisi

sözleşmeleri ile güneş enerjisi projelerini desteklemesi sonucunda oluşmaya

başlamıştır. 1986-1990 yılları arasında ABD’nin Kaliforniya eyaletinde Mojova

çölünde dünyadaki ilk CSP tesisleri (toplam 354 MW kurulu gücünde 9 adet santral)

inşa edilmiştir. Akabinde CSP piyasasının gelişmesini ve büyümesini destekleyen

72 REN 21, 2015:62.

25

hükümetler, fosil kaynaklı yakıtların fiyatlarının tekrar düşmesiyle uyguladıkları

teşvik politikalarını sona erdirmişlerdir. Bu nedenle, 2006 yılına kadar yeni bir CSP

tesisi inşa edilmemiştir. 2006 yılında ABD ve İspanya’da CSP yatırımlarının teşvik

edilmesi hususu yeniden gündeme gelmiş, böylece yeni CSP sistem kurulumları

yapılmıştır.73 2009-2014 yılları arasında CSP kurulu gücü 354 MW'tan yaklaşık 12,4

kat artarak 4,4 GW'a yükselmiştir.74 Özellikle 2014 yılı ve öncesindeki iki yılda üst

üste yıllık kapasite artışı rekoru kırılsa da toplam kurulu güç büyüklüğü açısından

diğer yenilenebilir enerji kaynakları ile karşılaştırıldığında CSP teknolojisinin henüz

emekleme aşamasında olduğunu söylemek mümkündür. Kurulumların büyük bölümü

ABD’de (1,6 GW) ve İspanya'da (2,3 GW) yer almaktadır.75 CSP piyasasına yüksek

DNI değerlerine sahip diğer ülkeler (Şili, Çin, Hindistan, İsrail, Fas, Suudi Arabistan,

Güney Afrika ve Birleşik Arap Emirlikleri) de ilgi göstermeye başlamışlardır.76

Son dönemde İspanya’da, geriye dönük tarife garantisi (feed-in tariffs) (FIT)

indirimleri, elektrik üreticilerinin vergilendirilmesi, yeni kurulan bir tesisin borcunun

ertelenmesi gibi politika değişiklikleri CSP piyasa şartlarını zorlaştırmıştır.

İspanya’daki olumsuz yatırım ortamı gelecek dönemde İspanya’nın yerine ABD’nin

önde gelen CSP pazarı konumuna geleceğinin göstergesi olmuştur.77

2.1.3. Küresel elektrik üretiminde güneş enerjisi teknolojilerinin rolü

Küresel elektrik talebinin çok küçük bir payını güneş enerjisi karşılasa da

gelecek yıllarda teknolojik gelişmeler ve maliyet azalışları ile güneş enerjisinin

karbonsuz enerji sistemi içerisindeki rolünün artacağı tahmin edilmektedir. PV

teknolojisi, hızlı büyümesi ve azalan maliyetleri nedeniyle güneş enerjisinden

elektrik üretim sistemleri arasında baskın konumda yer almaktadır. Bugüne kadar

CSP teknolojisi daha az gelişme göstermesine karşın gelecekte elektrik üretimindeki

payının artacağı öngörülmektedir.

Güneş enerjisinden elektrik üretimine ilişkin birbirinden farklı projeksiyon

çalışmaları bulunmakla beraber Uluslararası Enerji Ajansının (International Energy

73 IEA, 2014h:9. 74 IRENA, 2015a:99. 75 REN 21, 2015:62. 76 IEA, 2014ı: 145. 77 REN 21, 2014:51.

26

26

Agency-IEA) yayımlamış olduğu Dünya Enerji Görünümü 2014 (World Energy

Outlook 2014) Raporunda 2020 ve 2040 yılında PV ve CSP sistemlerden elektrik

üretim miktarı ve bunların dünya elektrik üretimindeki payları Mevcut Politikalar78,

Yeni Politikalar79 ve 450 Senaryosu80 olmak üzere üç senaryo ile tahmin edilmiştir

(Tablo 2.2).

Tablo 2.2. Senaryolara Göre Güneş Enerjisinden Elektrik Üretiminde 2020 ve 2040 Yılları Tahminleri

Senaryolar Mevcut Politikalar Senaryosu

Yeni Politikalar

Senaryosu

450 Senaryosu

2012 2020 2040 2020 2040 2020 2040 PV (TWh) 97 408 832 449 1.291 459 1.982 Pay (%) 1,4 1,8 1,6 3,2 1,7 5,6

CSP (TWh) 5 34 173 41 357 42 1.158 Pay (%) 0,1 0,3 0,14 0,8 0,15 3,3

Kaynak: IEA, 2014i:208, 242’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

Söz konusu raporunun merkez senaryosu olan Yeni Politikalar Senaryosuna

göre toplam PV kurulu gücü yıllık yüzde 7,4 oranında büyümeye devam ederek 2040

yılında toplam 930 GW’a ulaşacaktır. 2040 yılında küresel elektrik üretiminin yüzde

3,2’sinin PV sistemler tarafından gerçekleştirilmesi beklenmektedir. 2040 yılına

kadar PV sistem kurulu güç artışında birinci sırada yer alması beklenen Çin’i (220

GW) sırasıyla Hindistan (118 GW), ABD (111 GW), Avrupa Birliği (85 GW) ve

Japonya (60 GW) takip etmektedir.81

2.2. Teşvik Politikaları

Ülkelerin kendi iç piyasa yapılarına ve gelişmişlik düzeylerine göre

yenilenebilir enerji kaynaklarına uyguladıkları teşvik politikaları değişiklik

göstermekte olup dünyada başarıyla uygulanan belli başlı yenilenebilir enerji teşvik

mekanizmaları aşağıda ayrıntılı bir şekilde anlatılmaktadır.

78 2014 yılı ortası itibarıyla yürürlükteki enerji politikalarının 2035 yılına kadar değiştirilmeden devam edeceği varsayımına dayanmaktadır. 79 Yeni Politikalar Senaryosu, Dünya Enerji Görünümü 2014 çalışmasının merkezi senaryosu olup hükümetler tarafından uygulanan mevcut politikaların ve tedbirlerin sürdürülüleceğini, ayrıca ilan edilen politikaların ihtiyatlı bir şekilde gerçekleştirileceğini varsayarak enerji piyasalarının gelişimini analiz etmektedir. 80 Küresel ısınmanın 2ºC artış ile sınırlandırılması hedefli doğrultusunda enerji sektörü kaynaklı CO2 salımlarının azaltılması için gereken ek tedbirlerin alındığı durumu ortaya koymaktadır. 81 IEA, 2014i, 208, 242.

27

2.2.1. Tarife garantisi

Yenilenebilir enerji teknolojilerine yapılan yatırımları hızlandırmak için

tasarlanmış tarife garantisi (FIT) mekanizmasında devlet, önceden belirlediği süre

zarfında geçerli olmak üzere, yerel dağıtım şirketlerinin bölgesindeki yenilenebilir

enerji kaynaklarından üretilen elektrik enerjisini sabit bir tarife üzerinden almasını

garantilemektedir.82

FIT politikasının uygulanma biçimi ülkeler arasında farklılık göstermektedir.

Tarife miktarının ve garantili alım süresinin belirlenmesinde, FIT mekanizması

sonucunda oluşan maliyetin finansmanında farklı uygulamalar ile karşılaşılmaktadır.

Teşvik sistemindeki FIT oranı hesaplamasında genellikle yenilenebilir enerji

kaynaklarından üretilen elektriğin LCOE’si dikkate alınmaktadır. Böylece FIT

seviyesi, yenilenebilir enerji üretim tesisinin inşası ve işletilmesi esnasında ortaya

çıkan birçok maliyetin (sermaye maliyeti, işletme-bakım maliyeti, yakıt maliyeti

gibi) finansmanı için yeterli olmakta, ayrıca yatırımcı belirli düzeyde kâr elde

edebilmektedir. FIT oranının belirlenmesinde kullanılan ikinci yöntemde, destek

miktarı, yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektriğin toplumda oluşturduğu

pozitif dışsallıklar dikkate alınarak hesaplanmaktadır (örneğin iklim değişikliği ile

mücadeledeki rolü, insan sağlığı üzerindeki etkisi, arz güvenliğinin sağlanması, vb.).

Üçüncü yöntemde, üretim maliyetine ya da üretilen elektriğin değerine bakılmaksızın

devlet tarafından sabit bir fiyat belirlenmektedir. Çin ve Hindistan'da daha önce

uygulanmış olan dördüncü yöntemde ise, yapılan ihaleler ile FIT seviyesinin tespit

edilmesi mümkün olmaktadır.83

FIT oranı; üretim maliyetine, teknoloji çeşidine, yenilenebilir enerji tesisinin

konumuna (örneğin çatı veya zemine monte edilmiş güneş PV projeleri için), sistem

büyüklüğüne (konut ya da ticari ölçekte) ve tesisin bulunduğu yerdeki yenilenebilir

enerji kaynağının kalitesine göre farklılık gösterebilmektedir. Alternatif uygulama

yöntemleri ile yenilenebilir enerji teknoloji çeşitliliğinin teşvik edilmesi, bölgelerin

yenilenebilir enerji potansiyelindeki farklılıkların ortaya çıkardığı

82 DPT, 2000:4-28. 83 Klein at al, 2008:11,12.

27

26

Agency-IEA) yayımlamış olduğu Dünya Enerji Görünümü 2014 (World Energy

Outlook 2014) Raporunda 2020 ve 2040 yılında PV ve CSP sistemlerden elektrik

üretim miktarı ve bunların dünya elektrik üretimindeki payları Mevcut Politikalar78,

Yeni Politikalar79 ve 450 Senaryosu80 olmak üzere üç senaryo ile tahmin edilmiştir

(Tablo 2.2).

Tablo 2.2. Senaryolara Göre Güneş Enerjisinden Elektrik Üretiminde 2020 ve 2040 Yılları Tahminleri

Senaryolar Mevcut Politikalar Senaryosu

Yeni Politikalar

Senaryosu

450 Senaryosu

2012 2020 2040 2020 2040 2020 2040 PV (TWh) 97 408 832 449 1.291 459 1.982 Pay (%) 1,4 1,8 1,6 3,2 1,7 5,6

CSP (TWh) 5 34 173 41 357 42 1.158 Pay (%) 0,1 0,3 0,14 0,8 0,15 3,3

Kaynak: IEA, 2014i:208, 242’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

Söz konusu raporunun merkez senaryosu olan Yeni Politikalar Senaryosuna

göre toplam PV kurulu gücü yıllık yüzde 7,4 oranında büyümeye devam ederek 2040

yılında toplam 930 GW’a ulaşacaktır. 2040 yılında küresel elektrik üretiminin yüzde

3,2’sinin PV sistemler tarafından gerçekleştirilmesi beklenmektedir. 2040 yılına

kadar PV sistem kurulu güç artışında birinci sırada yer alması beklenen Çin’i (220

GW) sırasıyla Hindistan (118 GW), ABD (111 GW), Avrupa Birliği (85 GW) ve

Japonya (60 GW) takip etmektedir.81

2.2. Teşvik Politikaları

Ülkelerin kendi iç piyasa yapılarına ve gelişmişlik düzeylerine göre

yenilenebilir enerji kaynaklarına uyguladıkları teşvik politikaları değişiklik

göstermekte olup dünyada başarıyla uygulanan belli başlı yenilenebilir enerji teşvik

mekanizmaları aşağıda ayrıntılı bir şekilde anlatılmaktadır.

78 2014 yılı ortası itibarıyla yürürlükteki enerji politikalarının 2035 yılına kadar değiştirilmeden devam edeceği varsayımına dayanmaktadır. 79 Yeni Politikalar Senaryosu, Dünya Enerji Görünümü 2014 çalışmasının merkezi senaryosu olup hükümetler tarafından uygulanan mevcut politikaların ve tedbirlerin sürdürülüleceğini, ayrıca ilan edilen politikaların ihtiyatlı bir şekilde gerçekleştirileceğini varsayarak enerji piyasalarının gelişimini analiz etmektedir. 80 Küresel ısınmanın 2ºC artış ile sınırlandırılması hedefli doğrultusunda enerji sektörü kaynaklı CO2 salımlarının azaltılması için gereken ek tedbirlerin alındığı durumu ortaya koymaktadır. 81 IEA, 2014i, 208, 242.

27

2.2.1. Tarife garantisi

Yenilenebilir enerji teknolojilerine yapılan yatırımları hızlandırmak için

tasarlanmış tarife garantisi (FIT) mekanizmasında devlet, önceden belirlediği süre

zarfında geçerli olmak üzere, yerel dağıtım şirketlerinin bölgesindeki yenilenebilir

enerji kaynaklarından üretilen elektrik enerjisini sabit bir tarife üzerinden almasını

garantilemektedir.82

FIT politikasının uygulanma biçimi ülkeler arasında farklılık göstermektedir.

Tarife miktarının ve garantili alım süresinin belirlenmesinde, FIT mekanizması

sonucunda oluşan maliyetin finansmanında farklı uygulamalar ile karşılaşılmaktadır.

Teşvik sistemindeki FIT oranı hesaplamasında genellikle yenilenebilir enerji

kaynaklarından üretilen elektriğin LCOE’si dikkate alınmaktadır. Böylece FIT

seviyesi, yenilenebilir enerji üretim tesisinin inşası ve işletilmesi esnasında ortaya

çıkan birçok maliyetin (sermaye maliyeti, işletme-bakım maliyeti, yakıt maliyeti

gibi) finansmanı için yeterli olmakta, ayrıca yatırımcı belirli düzeyde kâr elde

edebilmektedir. FIT oranının belirlenmesinde kullanılan ikinci yöntemde, destek

miktarı, yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektriğin toplumda oluşturduğu

pozitif dışsallıklar dikkate alınarak hesaplanmaktadır (örneğin iklim değişikliği ile

mücadeledeki rolü, insan sağlığı üzerindeki etkisi, arz güvenliğinin sağlanması, vb.).

Üçüncü yöntemde, üretim maliyetine ya da üretilen elektriğin değerine bakılmaksızın

devlet tarafından sabit bir fiyat belirlenmektedir. Çin ve Hindistan'da daha önce

uygulanmış olan dördüncü yöntemde ise, yapılan ihaleler ile FIT seviyesinin tespit

edilmesi mümkün olmaktadır.83

FIT oranı; üretim maliyetine, teknoloji çeşidine, yenilenebilir enerji tesisinin

konumuna (örneğin çatı veya zemine monte edilmiş güneş PV projeleri için), sistem

büyüklüğüne (konut ya da ticari ölçekte) ve tesisin bulunduğu yerdeki yenilenebilir

enerji kaynağının kalitesine göre farklılık gösterebilmektedir. Alternatif uygulama

yöntemleri ile yenilenebilir enerji teknoloji çeşitliliğinin teşvik edilmesi, bölgelerin

yenilenebilir enerji potansiyelindeki farklılıkların ortaya çıkardığı

82 DPT, 2000:4-28. 83 Klein at al, 2008:11,12.

28

28

avantajlı/dezavantajlı durumların en aza indirilmesi ve farklı büyüklükteki

yenilenebilir enerji projelerinin sisteme dâhil edilmesi amaçlanmaktadır.

FIT mekanizmasında yenilenebilir enerji tesisi işletmecisine belli bir süre için

alım garantisi verilmektedir. Politikada belirlenen süreler kendi içerisinde kısa (3-7

yıl), orta (10-14 yıl) ve uzun vadeli (15-20 yıl) olmak üzere üçe ayrılmaktadır.84

Uygulamada genellikle tarife miktarı ve süresi arasında bir ters orantı söz konusu

olup garantili alım süresi kısa olan sözleşmelerde tarife miktarı daha yüksek

olmaktadır. Ayrıca, FIT oranı, alım garantisi süresi boyunca sabit olmakla beraber

bazı durumlarda sermaye yoğun yenilenebilir enerji yatırımlarının finansmanını

kolaylaştırması açısından ilk yıllarda yüksek, diğer yıllarda düşük seviyelerde

belirlenebilmektedir.

Piyasa fiyatı üzerinde belirlenen FIT oranlarının finansmanı, kamu

bütçesinden ya da nihai elektrik tüketicilerinden faturalama yöntemiyle

sağlanmaktadır. Avrupa ülkelerinde genel uygulama finansmanın nihai tüketiciden

karşılanması yönündedir. Ülke örneklerinde ayrıntılı bir şekilde bahsedileceği üzere,

FIT mekanizması sonucunda oluşabilecek aşırı kapasitenin ve bütçe üzerindeki

yükünün önüne geçmek amacıyla kapasite sınırlaması, tarife tavanı gibi politikalar

oluşturulmaktadır.85

FIT destek politikasının birden fazla avantajlı yönü bulunmaktadır.

Tasarlanması kolay olan ve diğer teşvik politikaları ile beraber uygulanabilen FIT

sistemi birçok politika hedefine (bölgesel kalkınma, iklim değişikliği ile mücadele

gibi) aynı anda ulaşmada etkili olabilmektedir. Uzun vadeli sözleşmeler yenilenebilir

enerji yatırımcıları ve finans kuruluşlarının kendilerini güvende hissetmelerini ve

piyasanın geleceğini öngörebilmelerini sağlamaktadır. Böylece, söz konusu teşvik

politikası yenilenebilir enerji yatırım riskinin ve finansman maliyetinin azalmasına

katkıda bulunmakta, yenilenebilir enerji piyasasındaki yatırımların sürekli ve

istikrarlı bir biçimde gelişmesinde önemli bir rol oynamaktadır. Birçok ülkede

uygulanan çeşitli FIT politikaları, büyük ölçekli yenilenebilir enerji tesislerini teşvik

84 Grace at al, 2008:33 85 UNEP (United Nations Environment Programme), 2012:56, 61.

29

etmenin yanı sıra küçük ve orta ölçekli tesislerin kurulumunu da artırmış, ayrıca daha

az olgun yenilenebilir enerji teknolojilerinin geliştirilmesine katkıda bulunmuştur.86

Sayılan avantajlarına rağmen, söz konusu destek politikasının uygulaması

esnasında çeşitli zorluklarla da karşılaşılmaktadır. Bunlar arasında en önemlisi, FIT

oranlarının hem yenilenebilir enerji yatırımlarını cazip kılacak hem de yatırımcıların

aşırı kâr elde etmesini önleyecek şekilde tasarlanmasının zor olmasıdır. Tarifelerin

doğru olarak belirlenmesinde, yenilenebilir enerji projelerinin gerçek maliyetleri

hakkında bilgilerin elde edilmesi ve maliyetlerdeki dalgalanmaların takip edilmesi

oldukça önemlidir. Ancak, uygulamada genel olarak rastlanılan en büyük sorun,

kamu ve özel sektör arasındaki bilgi akışında eksikliklerin bulunmasıdır. Ayrıca,

serbest piyasa şartlarında belirlenmeyen tarife oranları, genellikle siyasi otoritenin

tercihlerinden büyük ölçüde etkilenmektedir. Piyasadaki arz ve talep miktarına göre

belirlenmeyen tarife oranları, rekabetçi elektrik piyasasının işleyiş biçimini olumsuz

etkileyebilmektedir. Uzun vadeli sözleşmeler altında uygulanan alım garantili tarife

oranları, zamanla piyasada gerçekleşen elektrik fiyatlarından büyük miktarda

sapmakta, böylece teşvik politikası perakende ve toptan elektrik piyasalarını

bozmaktadır.87 FIT uygulaması neticesinde, gelişmekte olan yüksek maliyetli

yenilenebilir enerji teknolojilerinin kurulumlarında hızlı bir artış meydana gelmesi

halinde, elektrik fiyatlarında yukarı yönlü bir baskı oluşabilmektedir. Bu durum nihai

elektrik tüketicisinin faturasına yansımakta ve bütçesine ilâve yük getirmektedir.

FIT teşvik sistemi dünyada uygulanan yenilenebilir enerji destekleme

mekanizmaları içerisinde en yaygın olarak kullanılan politikadır. 2013 yılının

başında çoğunluğu gelişmekte olan 71 ülke ve 28 eyalet FIT politikasını

benimsemiştir.88 Dünyada bu teşvik sisteminin en iyi uygulamaları Almanya, İtalya,

Japonya ve Çin’de görülmüştür. Aynı yılda PV tesislerinden üretilen elektriğin yüzde

70’i FIT kapsamında değerlendirilmiştir.89

86 Mendonça, 2007:13. 87 Lesser and Su, 2008:983. 88 REN 21, 2013:68. 89 IEA PVPS, 2014:36, 41.

29

28

avantajlı/dezavantajlı durumların en aza indirilmesi ve farklı büyüklükteki

yenilenebilir enerji projelerinin sisteme dâhil edilmesi amaçlanmaktadır.

FIT mekanizmasında yenilenebilir enerji tesisi işletmecisine belli bir süre için

alım garantisi verilmektedir. Politikada belirlenen süreler kendi içerisinde kısa (3-7

yıl), orta (10-14 yıl) ve uzun vadeli (15-20 yıl) olmak üzere üçe ayrılmaktadır.84

Uygulamada genellikle tarife miktarı ve süresi arasında bir ters orantı söz konusu

olup garantili alım süresi kısa olan sözleşmelerde tarife miktarı daha yüksek

olmaktadır. Ayrıca, FIT oranı, alım garantisi süresi boyunca sabit olmakla beraber

bazı durumlarda sermaye yoğun yenilenebilir enerji yatırımlarının finansmanını

kolaylaştırması açısından ilk yıllarda yüksek, diğer yıllarda düşük seviyelerde

belirlenebilmektedir.

Piyasa fiyatı üzerinde belirlenen FIT oranlarının finansmanı, kamu

bütçesinden ya da nihai elektrik tüketicilerinden faturalama yöntemiyle

sağlanmaktadır. Avrupa ülkelerinde genel uygulama finansmanın nihai tüketiciden

karşılanması yönündedir. Ülke örneklerinde ayrıntılı bir şekilde bahsedileceği üzere,

FIT mekanizması sonucunda oluşabilecek aşırı kapasitenin ve bütçe üzerindeki

yükünün önüne geçmek amacıyla kapasite sınırlaması, tarife tavanı gibi politikalar

oluşturulmaktadır.85

FIT destek politikasının birden fazla avantajlı yönü bulunmaktadır.

Tasarlanması kolay olan ve diğer teşvik politikaları ile beraber uygulanabilen FIT

sistemi birçok politika hedefine (bölgesel kalkınma, iklim değişikliği ile mücadele

gibi) aynı anda ulaşmada etkili olabilmektedir. Uzun vadeli sözleşmeler yenilenebilir

enerji yatırımcıları ve finans kuruluşlarının kendilerini güvende hissetmelerini ve

piyasanın geleceğini öngörebilmelerini sağlamaktadır. Böylece, söz konusu teşvik

politikası yenilenebilir enerji yatırım riskinin ve finansman maliyetinin azalmasına

katkıda bulunmakta, yenilenebilir enerji piyasasındaki yatırımların sürekli ve

istikrarlı bir biçimde gelişmesinde önemli bir rol oynamaktadır. Birçok ülkede

uygulanan çeşitli FIT politikaları, büyük ölçekli yenilenebilir enerji tesislerini teşvik

84 Grace at al, 2008:33 85 UNEP (United Nations Environment Programme), 2012:56, 61.

29

etmenin yanı sıra küçük ve orta ölçekli tesislerin kurulumunu da artırmış, ayrıca daha

az olgun yenilenebilir enerji teknolojilerinin geliştirilmesine katkıda bulunmuştur.86

Sayılan avantajlarına rağmen, söz konusu destek politikasının uygulaması

esnasında çeşitli zorluklarla da karşılaşılmaktadır. Bunlar arasında en önemlisi, FIT

oranlarının hem yenilenebilir enerji yatırımlarını cazip kılacak hem de yatırımcıların

aşırı kâr elde etmesini önleyecek şekilde tasarlanmasının zor olmasıdır. Tarifelerin

doğru olarak belirlenmesinde, yenilenebilir enerji projelerinin gerçek maliyetleri

hakkında bilgilerin elde edilmesi ve maliyetlerdeki dalgalanmaların takip edilmesi

oldukça önemlidir. Ancak, uygulamada genel olarak rastlanılan en büyük sorun,

kamu ve özel sektör arasındaki bilgi akışında eksikliklerin bulunmasıdır. Ayrıca,

serbest piyasa şartlarında belirlenmeyen tarife oranları, genellikle siyasi otoritenin

tercihlerinden büyük ölçüde etkilenmektedir. Piyasadaki arz ve talep miktarına göre

belirlenmeyen tarife oranları, rekabetçi elektrik piyasasının işleyiş biçimini olumsuz

etkileyebilmektedir. Uzun vadeli sözleşmeler altında uygulanan alım garantili tarife

oranları, zamanla piyasada gerçekleşen elektrik fiyatlarından büyük miktarda

sapmakta, böylece teşvik politikası perakende ve toptan elektrik piyasalarını

bozmaktadır.87 FIT uygulaması neticesinde, gelişmekte olan yüksek maliyetli

yenilenebilir enerji teknolojilerinin kurulumlarında hızlı bir artış meydana gelmesi

halinde, elektrik fiyatlarında yukarı yönlü bir baskı oluşabilmektedir. Bu durum nihai

elektrik tüketicisinin faturasına yansımakta ve bütçesine ilâve yük getirmektedir.

FIT teşvik sistemi dünyada uygulanan yenilenebilir enerji destekleme

mekanizmaları içerisinde en yaygın olarak kullanılan politikadır. 2013 yılının

başında çoğunluğu gelişmekte olan 71 ülke ve 28 eyalet FIT politikasını

benimsemiştir.88 Dünyada bu teşvik sisteminin en iyi uygulamaları Almanya, İtalya,

Japonya ve Çin’de görülmüştür. Aynı yılda PV tesislerinden üretilen elektriğin yüzde

70’i FIT kapsamında değerlendirilmiştir.89

86 Mendonça, 2007:13. 87 Lesser and Su, 2008:983. 88 REN 21, 2013:68. 89 IEA PVPS, 2014:36, 41.

30

30

2.2.2. Prim garantisi

FIT mekanizmasına alternatif bir yaklaşım sunan, ama özde aynı mantığa

dayalı olarak geliştirilen bir başka mekanizma prim garantisidir (feed in premiums-

FIP). Prim ödeme sistemlerinde, yenilenebilir enerji üreticilerine elektrik piyasasında

oluşan fiyata ilâve olarak prim ödenmektedir. Bu şekilde üretici iki çeşit gelir elde

etmektedir. Sonuçta birim elektrik satış geliri piyasa ortalama fiyatından yukarıda

kaldığı için, projelerin finansmanında kolaylık sağlanmaktadır.

Spot elektrik fiyatına ilâve edilen prim iki şekilde belirlenebilmektedir.

Bunlardan ilkinde prim, piyasa fiyatından bağımsız olarak sabit bir seviyede

olmakta, buna sabit prim denilmektedir. Değişken prim olarak isimlendirilen diğer

uygulamada yenilenebilir enerji işletmecisine ödenen prim piyasa fiyatının

gelişimine göre değişmektedir. Sabit prim sisteminin tasarlanması kolay olsa da

piyasa fiyatlarının yüksek seyrettiği zamanlarda fazla ödeme yapılmakta ya da tersi

mümkün olmaktadır. Bu nedenle birim prim miktarına ya da toplam prim ödemesine

(piyasa fiyatı + prim) alt ve üst limitler getirilmektedir. Değişken prim sisteminde,

belirli bir süre içerisinde (ortalama 1 ay) spot elektrik fiyatları ile önceden

tanımlanmış referans tarife düzeyi (genellikle FIT oranı) arasında oluşan fark kadar

yenilenebilir enerji üreticisine ödeme yapılmaktadır. Piyasa fiyatının referans fiyatın

üzerinde olması halinde tesis işletmecisine ilâve bir ödeme yapılmamaktadır. Bazı

durumlarda piyasa fiyatının çok düşük ya da negatif seyretmesi halinde destek

programının maliyetini azaltmak için FIP hesaplamasında minimum piyasa fiyatı

belirlenmektedir.90

Söz konusu teşvik mekanizmasında yenilenebilir enerji üreticileri, elektrik

piyasasındaki fiyat sinyalleri doğrultusunda, talebin yüksek ya da diğer enerji

kaynaklarından sağlanan üretimin düşük olduğu zamanlarda daha fazla elektriği

şebekeye vermeye çalışmaktadır. Böylece FIT mekanizmasından farklı olarak

elektrik piyasasında üreticiler arasında rekabet devam etmekte ve yenilenebilir enerji

kaynaklarının elektrik piyasasına uyumu kolaylaşmaktadır. Prim ödemeleri için

belirlenen alt ve üst limitler ya da referans fiyatlar, geleneksel üretim santrallerine

90 Toby Couture and Yves Gagnon, 2009:956, 959, 960.

31

göre üretim maliyeti yüksek olan yenilenebilir enerji teknolojilerinde yatırımcının

kendisini güvende hissetmesini sağlamaktadır.91

FIT teşvik politikasından farklı olarak FIP’te devletin genellikle yenilenebilir

enerji işletmecisine alım garantisi vermemesi, yatırımcılar için risk unsuru

oluşturmaktadır. Ayrıca, FIP gibi piyasa tabanlı yenilenebilir enerji destek

programları, daha çok jeotermal ya da biyokütle santralleri ile üretilen elektriği

depolama imkânı olan santraller (örneğin CSP sistemler) için uygundur. Rüzgâr

enerjisi ve PV sistemler gibi değişken üretim santrallerinin elektrik piyasasındaki

fiyat sinyallerine uyum sağlaması oldukça zordur. FIT teşvik politikasına benzer

şekilde FIP’te de yatırımcının aşırı kâr elde etmesini önlemek için doğru prim

miktarının belirlenmesi oldukça önemlidir. Teşvik politikasının olumsuz bir yanı,

küçük ölçekli yüksek maliyetli yenilenebilir enerji tesislerinin elektrik piyasasındaki

rekabetini zorlaştırmasıdır.92

2.2.3. Yenilenebilir enerji kota uygulaması ve yeşil sertifika sistemi

Yenilenebilir enerji kota uygulaması ve yeşil sertifika sistemi, ülkeler

tarafından ulusal ya da yerel düzeyde yaygın olarak kullanılan bir diğer politika

aracıdır. Her iki politika aracı birbirinden farklı görünse de genellikle beraber

uygulandıkları için bunları aynı başlık altında değerlendirmek mümkündür.

Yenilenebilir enerji kota uygulamasında, devlet yenilenebilir enerji

kaynaklarından elektrik üretim hedefi belirlemekte ve elektrik tedarik zincirindeki

(üretici, toptan satıcı ya da tüketici) bir gruba toplam elektrik üretiminin,

kapasitesinin ya da tüketiminin belirlenen asgari bir oranı kadarının yenilenebilir

enerji kaynaklarından karşılanması zorunluluğu getirmektedir. Ardından, yeşil

sertifika piyasası kurulmakta olup söz konusu piyasadaki arz-talep miktarlarına göre

sertifika fiyatları belirlenmektedir. Yeşil sertifika, yenilenebilir enerji tesisinden

üretilen elektrik ya da tesisin karbon emisyon azaltım miktarına göre

verilebilmektedir. Piyasadaki üreticiler kotayı dolduramamaları halinde

sertifikalardan almakta ve belirlenen kotanın üzerinde yenilenebilir kaynaklı elektrik

91 IRENA, 2012a: 15. 92 Couture at al, 2010: 62, 63.

31

30

2.2.2. Prim garantisi

FIT mekanizmasına alternatif bir yaklaşım sunan, ama özde aynı mantığa

dayalı olarak geliştirilen bir başka mekanizma prim garantisidir (feed in premiums-

FIP). Prim ödeme sistemlerinde, yenilenebilir enerji üreticilerine elektrik piyasasında

oluşan fiyata ilâve olarak prim ödenmektedir. Bu şekilde üretici iki çeşit gelir elde

etmektedir. Sonuçta birim elektrik satış geliri piyasa ortalama fiyatından yukarıda

kaldığı için, projelerin finansmanında kolaylık sağlanmaktadır.

Spot elektrik fiyatına ilâve edilen prim iki şekilde belirlenebilmektedir.

Bunlardan ilkinde prim, piyasa fiyatından bağımsız olarak sabit bir seviyede

olmakta, buna sabit prim denilmektedir. Değişken prim olarak isimlendirilen diğer

uygulamada yenilenebilir enerji işletmecisine ödenen prim piyasa fiyatının

gelişimine göre değişmektedir. Sabit prim sisteminin tasarlanması kolay olsa da

piyasa fiyatlarının yüksek seyrettiği zamanlarda fazla ödeme yapılmakta ya da tersi

mümkün olmaktadır. Bu nedenle birim prim miktarına ya da toplam prim ödemesine

(piyasa fiyatı + prim) alt ve üst limitler getirilmektedir. Değişken prim sisteminde,

belirli bir süre içerisinde (ortalama 1 ay) spot elektrik fiyatları ile önceden

tanımlanmış referans tarife düzeyi (genellikle FIT oranı) arasında oluşan fark kadar

yenilenebilir enerji üreticisine ödeme yapılmaktadır. Piyasa fiyatının referans fiyatın

üzerinde olması halinde tesis işletmecisine ilâve bir ödeme yapılmamaktadır. Bazı

durumlarda piyasa fiyatının çok düşük ya da negatif seyretmesi halinde destek

programının maliyetini azaltmak için FIP hesaplamasında minimum piyasa fiyatı

belirlenmektedir.90

Söz konusu teşvik mekanizmasında yenilenebilir enerji üreticileri, elektrik

piyasasındaki fiyat sinyalleri doğrultusunda, talebin yüksek ya da diğer enerji

kaynaklarından sağlanan üretimin düşük olduğu zamanlarda daha fazla elektriği

şebekeye vermeye çalışmaktadır. Böylece FIT mekanizmasından farklı olarak

elektrik piyasasında üreticiler arasında rekabet devam etmekte ve yenilenebilir enerji

kaynaklarının elektrik piyasasına uyumu kolaylaşmaktadır. Prim ödemeleri için

belirlenen alt ve üst limitler ya da referans fiyatlar, geleneksel üretim santrallerine

90 Toby Couture and Yves Gagnon, 2009:956, 959, 960.

31

göre üretim maliyeti yüksek olan yenilenebilir enerji teknolojilerinde yatırımcının

kendisini güvende hissetmesini sağlamaktadır.91

FIT teşvik politikasından farklı olarak FIP’te devletin genellikle yenilenebilir

enerji işletmecisine alım garantisi vermemesi, yatırımcılar için risk unsuru

oluşturmaktadır. Ayrıca, FIP gibi piyasa tabanlı yenilenebilir enerji destek

programları, daha çok jeotermal ya da biyokütle santralleri ile üretilen elektriği

depolama imkânı olan santraller (örneğin CSP sistemler) için uygundur. Rüzgâr

enerjisi ve PV sistemler gibi değişken üretim santrallerinin elektrik piyasasındaki

fiyat sinyallerine uyum sağlaması oldukça zordur. FIT teşvik politikasına benzer

şekilde FIP’te de yatırımcının aşırı kâr elde etmesini önlemek için doğru prim

miktarının belirlenmesi oldukça önemlidir. Teşvik politikasının olumsuz bir yanı,

küçük ölçekli yüksek maliyetli yenilenebilir enerji tesislerinin elektrik piyasasındaki

rekabetini zorlaştırmasıdır.92

2.2.3. Yenilenebilir enerji kota uygulaması ve yeşil sertifika sistemi

Yenilenebilir enerji kota uygulaması ve yeşil sertifika sistemi, ülkeler

tarafından ulusal ya da yerel düzeyde yaygın olarak kullanılan bir diğer politika

aracıdır. Her iki politika aracı birbirinden farklı görünse de genellikle beraber

uygulandıkları için bunları aynı başlık altında değerlendirmek mümkündür.

Yenilenebilir enerji kota uygulamasında, devlet yenilenebilir enerji

kaynaklarından elektrik üretim hedefi belirlemekte ve elektrik tedarik zincirindeki

(üretici, toptan satıcı ya da tüketici) bir gruba toplam elektrik üretiminin,

kapasitesinin ya da tüketiminin belirlenen asgari bir oranı kadarının yenilenebilir

enerji kaynaklarından karşılanması zorunluluğu getirmektedir. Ardından, yeşil

sertifika piyasası kurulmakta olup söz konusu piyasadaki arz-talep miktarlarına göre

sertifika fiyatları belirlenmektedir. Yeşil sertifika, yenilenebilir enerji tesisinden

üretilen elektrik ya da tesisin karbon emisyon azaltım miktarına göre

verilebilmektedir. Piyasadaki üreticiler kotayı dolduramamaları halinde

sertifikalardan almakta ve belirlenen kotanın üzerinde yenilenebilir kaynaklı elektrik

91 IRENA, 2012a: 15. 92 Couture at al, 2010: 62, 63.

32

32

üretmeleri durumunda sertifikaları satarak gelir elde etmektedirler.93 Bu şekilde, söz

konusu enerji üretim tesisleri iki farklı ürün üretebilmektedir. Bunlardan ilki ticari

mal olan elektrik veya enerjinin başka türleri, diğeri ise sertifikadır. Bu iki ürünün

yenilenebilir enerji sertifikalarının piyasadaki değeri üzerinden ayrı ayrı alım-satımı

mümkün olmaktadır. Politika aracının uygulanması ile yenilenebilir enerji piyasasına

esneklik ve likidite sağlanmaktadır.

Yenilenebilir enerji kota ve sertifika sistemlerinin en önemli avantajı,

sertifika fiyatlarının piyasa şartlarında belirlenmesidir. Elektrik üreticileri belirlenen

kotaya ulaşmak için düşük maliyetle üretmenin yollarını arayacak, bu şekilde

politikanın temel hedefi olan yenilenebilir enerji kaynağından maliyet etkin üretim

gerçekleştirilmiş olacaktır. Üretim maliyetleri azaldıkça yenilenebilir enerji

kaynakları destekleme politikasının nihai elektrik tüketicileri üzerinde oluşturduğu

bütçe yükü azalacaktır. Ayrıca, teşvik sistemi ile yenilenebilir enerji tesislerinin

kontrolsüz bir şekilde büyümeleri riski ortadan kalkacaktır.94

Yenilenebilir enerji kota uygulaması ve yeşil sertifika sistemini uygulayan

ülkelerdeki deneyimlere bakıldığında söz konusu teşvik sisteminin diğer teşvik

politika araçları kadar (örneğin FIT) maliyet etkin üretimi oluşturamadığı

gözlenmiştir. Bunun en önemli nedeni, sertifika ticaretinin içerisinde hem elektrik

fiyat riskini hem de yeşil sertifika fiyat riskini barındırmasıdır. Yenilenebilir enerji

üreticileri bu riski ortadan kaldırmak için uzun vadeli alım sözleşmeleri imzalamakta,

ancak bu durum da fiyatları yüksek tutmaktadırlar. Ayrıca bu mekanizma, teşvik

sistemi henüz olgunlaşmamış ve yüksek maliyetli yenilenebilir enerji teknolojilerinin

yaygınlaşmasını sağlayamamakta, teknolojik gelişmeleri ve yeniliği yeterince

destekleyememektedir. Son olarak politika aracı, küçük ölçeklilerden ziyade düşük

maliyetli üretim yapan büyük ölçekli yenilenebilir enerji tesislerini daha fazla teşvik

edebilmektedir.95

Yenilenebilir enerji kota uygulaması ve sertifika sisteminin uygulanma şekli

ülkeler arasında farklılık göstermektedir. Belçika ve Kore’de GES’lerin kurulu 93 Resch at al, 2007:26, 27. 94 Wiser and Barbose, 2010: 5. 95 Energypedia, 27.02.2015. <https://energypedia.info/wiki/Renewable_Energy_Quota_and_Certificate_Schemes>

33

gücüne (çatı tipi veya zemine monte edilen GES’lerde) ve üretim miktarına göre

farklı bir çarpan belirlenmiştir. Buna göre her bir yenilenebilir enerji teknoloji

çeşidinden birim MWh üretim başına ticareti söz konusu olan yeşil sertifika sayısı

birbirinden farklıdır. Romanya ve Birleşik Krallık’ta uygulanan destek politikası,

daha çok büyük ölçekli PV sistemlerinin kurulumlarını artırmak üzere

kurgulanmıştır. Söz konusu politika aracı ulusal ölçekte 22 ülkede, ABD’de yer alan

29 eyalette, Hindistan ve Kanada’da uygulanmaktadır.96

2009 yılında Avrupa Parlamentosu ve Konseyi, enerji tüketiminin belirli bir

oranının yenilenebilir enerji kaynaklarından karşılanmasını sağlamak amacıyla tüm

Avrupa Birliği ülkelerini kapsayan bir direktif yayımlamıştır.97 Her bir Avrupa ülkesi

ayrıca hazırladıkları Ulusal Yenilenebilir Enerji Eylem Planı (National Renewable

Energy Action Plan) ile farklı bir hedef belirlemiş olsa da söz konusu direktifte 2020

yılına kadar toplam enerji tüketiminin yüzde 20’sinin ve toplam elektrik tüketiminin

yüzde 33’ünün yenilenebilir enerji kaynaklarından karşılanması hedeflenmektedir.

2.2.4. Yenilenebilir enerji ihaleleri

Yenilenebilir enerji ihalelerinde piyasa düzenleyicileri, yenilenebilir

kaynaklardan sağlanacak kapasite veya üretim miktarı için asgari bir seviye tespit

etmekte, ardından belirlenen kurulu güç veya üretim miktarı için en uygun

tedarikçinin belirleneceği bir ihale süreci başlatmaktadır. Bakanlık ya da piyasa

düzenleyicileri, teklifleri fiyat ve diğer kriterlere göre değerlendirdikten sonra

kazanan taraf ile enerji alım anlaşması imzalamaktadır.98 İhale sonucunda, hem

yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretim kapasitesi kontrol altına

alınabilmekte, hem de tarife serbest piyasa ortamında belirlenmiş olmaktadır. İhaleler

yenilenebilir enerji teknoloji çeşidine (rüzgâr, güneş enerjisi gibi) göre ayrı ayrı

yapılabilmektedir.

İyi tasarlanmış ihale mekanizması; fiyat rekabetinin doğası gereği

beklenmedik kâr ya da zarar durumlarının ortadan kalkmasına, yenilenebilir enerji

kaynaklı elektrik birim fiyatının doğru bir şekilde belirlenmesine imkân

96 REN 21, 2013:68; DSIRE, 2015. 97 Official Journal of the European Union, 2009. 98 Wiser at al, 2002:6.

33

32

üretmeleri durumunda sertifikaları satarak gelir elde etmektedirler.93 Bu şekilde, söz

konusu enerji üretim tesisleri iki farklı ürün üretebilmektedir. Bunlardan ilki ticari

mal olan elektrik veya enerjinin başka türleri, diğeri ise sertifikadır. Bu iki ürünün

yenilenebilir enerji sertifikalarının piyasadaki değeri üzerinden ayrı ayrı alım-satımı

mümkün olmaktadır. Politika aracının uygulanması ile yenilenebilir enerji piyasasına

esneklik ve likidite sağlanmaktadır.

Yenilenebilir enerji kota ve sertifika sistemlerinin en önemli avantajı,

sertifika fiyatlarının piyasa şartlarında belirlenmesidir. Elektrik üreticileri belirlenen

kotaya ulaşmak için düşük maliyetle üretmenin yollarını arayacak, bu şekilde

politikanın temel hedefi olan yenilenebilir enerji kaynağından maliyet etkin üretim

gerçekleştirilmiş olacaktır. Üretim maliyetleri azaldıkça yenilenebilir enerji

kaynakları destekleme politikasının nihai elektrik tüketicileri üzerinde oluşturduğu

bütçe yükü azalacaktır. Ayrıca, teşvik sistemi ile yenilenebilir enerji tesislerinin

kontrolsüz bir şekilde büyümeleri riski ortadan kalkacaktır.94

Yenilenebilir enerji kota uygulaması ve yeşil sertifika sistemini uygulayan

ülkelerdeki deneyimlere bakıldığında söz konusu teşvik sisteminin diğer teşvik

politika araçları kadar (örneğin FIT) maliyet etkin üretimi oluşturamadığı

gözlenmiştir. Bunun en önemli nedeni, sertifika ticaretinin içerisinde hem elektrik

fiyat riskini hem de yeşil sertifika fiyat riskini barındırmasıdır. Yenilenebilir enerji

üreticileri bu riski ortadan kaldırmak için uzun vadeli alım sözleşmeleri imzalamakta,

ancak bu durum da fiyatları yüksek tutmaktadırlar. Ayrıca bu mekanizma, teşvik

sistemi henüz olgunlaşmamış ve yüksek maliyetli yenilenebilir enerji teknolojilerinin

yaygınlaşmasını sağlayamamakta, teknolojik gelişmeleri ve yeniliği yeterince

destekleyememektedir. Son olarak politika aracı, küçük ölçeklilerden ziyade düşük

maliyetli üretim yapan büyük ölçekli yenilenebilir enerji tesislerini daha fazla teşvik

edebilmektedir.95

Yenilenebilir enerji kota uygulaması ve sertifika sisteminin uygulanma şekli

ülkeler arasında farklılık göstermektedir. Belçika ve Kore’de GES’lerin kurulu 93 Resch at al, 2007:26, 27. 94 Wiser and Barbose, 2010: 5. 95 Energypedia, 27.02.2015. <https://energypedia.info/wiki/Renewable_Energy_Quota_and_Certificate_Schemes>

33

gücüne (çatı tipi veya zemine monte edilen GES’lerde) ve üretim miktarına göre

farklı bir çarpan belirlenmiştir. Buna göre her bir yenilenebilir enerji teknoloji

çeşidinden birim MWh üretim başına ticareti söz konusu olan yeşil sertifika sayısı

birbirinden farklıdır. Romanya ve Birleşik Krallık’ta uygulanan destek politikası,

daha çok büyük ölçekli PV sistemlerinin kurulumlarını artırmak üzere

kurgulanmıştır. Söz konusu politika aracı ulusal ölçekte 22 ülkede, ABD’de yer alan

29 eyalette, Hindistan ve Kanada’da uygulanmaktadır.96

2009 yılında Avrupa Parlamentosu ve Konseyi, enerji tüketiminin belirli bir

oranının yenilenebilir enerji kaynaklarından karşılanmasını sağlamak amacıyla tüm

Avrupa Birliği ülkelerini kapsayan bir direktif yayımlamıştır.97 Her bir Avrupa ülkesi

ayrıca hazırladıkları Ulusal Yenilenebilir Enerji Eylem Planı (National Renewable

Energy Action Plan) ile farklı bir hedef belirlemiş olsa da söz konusu direktifte 2020

yılına kadar toplam enerji tüketiminin yüzde 20’sinin ve toplam elektrik tüketiminin

yüzde 33’ünün yenilenebilir enerji kaynaklarından karşılanması hedeflenmektedir.

2.2.4. Yenilenebilir enerji ihaleleri

Yenilenebilir enerji ihalelerinde piyasa düzenleyicileri, yenilenebilir

kaynaklardan sağlanacak kapasite veya üretim miktarı için asgari bir seviye tespit

etmekte, ardından belirlenen kurulu güç veya üretim miktarı için en uygun

tedarikçinin belirleneceği bir ihale süreci başlatmaktadır. Bakanlık ya da piyasa

düzenleyicileri, teklifleri fiyat ve diğer kriterlere göre değerlendirdikten sonra

kazanan taraf ile enerji alım anlaşması imzalamaktadır.98 İhale sonucunda, hem

yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretim kapasitesi kontrol altına

alınabilmekte, hem de tarife serbest piyasa ortamında belirlenmiş olmaktadır. İhaleler

yenilenebilir enerji teknoloji çeşidine (rüzgâr, güneş enerjisi gibi) göre ayrı ayrı

yapılabilmektedir.

İyi tasarlanmış ihale mekanizması; fiyat rekabetinin doğası gereği

beklenmedik kâr ya da zarar durumlarının ortadan kalkmasına, yenilenebilir enerji

kaynaklı elektrik birim fiyatının doğru bir şekilde belirlenmesine imkân

96 REN 21, 2013:68; DSIRE, 2015. 97 Official Journal of the European Union, 2009. 98 Wiser at al, 2002:6.

34

34

sağlamaktadır.99 Böylece, yenilenebilir enerji kaynaklarının üretim maliyeti

konusunda hükümet ve endüstri arasındaki bilgi asimetrisinin de önlenmesine

yardımcı olmaktadır. Söz konusu destek politikasının bir diğer faydası, kamu

otoritesinin belirlediği kapasite ya da üretim seviyesi doğrultusunda açılan ihalelerle

yenilenebilir enerji kaynaklı elektrik üretiminde beklenmedik artışların önüne

geçilmesidir. Ayrıca, söz konusu destek politikası diğer politikalarla (örneğin FIT)

beraber uygulanabilmekte olup bu şekilde yatırımcılar kendilerini daha güvende

hissetmektedir.

İhale mekanizmasının başarısını etkileyen en önemli faktörler; ihale

şartlarının doğru bir şekilde tasarlanması ile ihaleye katılanların niteliği ve sayısının

rekabet ortamını oluşturacak düzeyde olmasıdır. Yenilenebilir enerji yatırımcıları

ihaleye katılmadan önce belirli risk ve maliyet hesabı yapmakta olup bu durum bazen

küçük ölçekli yatırımcıların ihaleye katılmama yönünde karar almalarına neden

olmaktadır. İhaleye yeterince katılımcı sağlanmadığı takdirde fiyatlar eksik rekabet

ortamında belirlenmekte ve böylece yüksek olmaktadır. Uygulamadaki önemli bir

diğer risk ise; ihaleyi kazanmak uğruna düşük gösterilen fiyatların üretim maliyetinin

altında seyretmesi durumunda, üretime başlanılamama ya da tesisin ekonomik ömrü

süresince sözleşmede belirlenen düzeyde üretimin gerçekleştirilememesi sonucunu

ortaya çıkarmaktadır.100

2005 yılında 9 ülke yenilenebilir enerji ihaleleri teşvik politikasını

benimsemişken bu sayı 2015 yılının başlarında 60’a çıkmıştır.101

2.2.5. Nihai tüketicilerin kendi ihtiyaçlarını karşılamaları amacıyla elektrik

üretmelerini teşvik eden politikalar

Dünyada çatı tipi PV sistemler ile dağıtık enerji üretim tesisleri102 olarak

isimlendirilen diğer küçük ölçekli üretim tesislerine olan ilgi her geçen gün

artmaktadır. Söz konusu tesislerin kurulumunu teşvik etmek için ülkeler çift taraflı

sayaç sistemleri olarak isimlendirilen teşvik sistemini benimsemişlerdir. Çift taraflı

99 IRENA, 2014a:25. 100 UNEP, 2012:23. 101 IRENA, 2015b:13. 102 Elektrik sistemine yerel dağıtım şebekesinden bağlanan küçük ölçekli santrallere dağıtık enerji üretim tesisleri denilmektedir.

35

sayaç sistemleri ile özde aynı fakat işleyişi farklı olan ve elektrik tüketicilerinin

ihtiyaçları olan elektriğin tümünü ya da bir kısmını kendilerinin üretmesine imkan

veren başka teşvik eden diğer uygulamalar da bulunmaktadır.

2.2.5.1. Çift taraflı ölçüm sistemleri

Çift taraflı sayaç sistemleri (net metering), yenilenebilir enerji kaynaklarından

üretilen elektriğin ihtiyaç fazlası olan kısmının şebekeye verilmesini mümkün

kılmakta, satılan bu elektrik ile şebeke işleticisinden tedarik edilen elektriğin fatura

dönemi sonunda mahsuplaştırılmasını sağlamaktadır. Böylece, normal şartlarda

ödenmesi gereken elektrik faturası şebekeye verilen enerji miktarı nispetinde

azalmaktadır. Üretilen ve tüketilen elektriğin mahsuplaştırılması işlemi, bir aydan

birkaç yıla kadar süren bir zaman diliminde gerçekleşebilmektedir.

Çift taraflı sayaç sistemleri ilk kez 1980’li yılların başında ABD’nin

Minnesota ve Iowa eyaletlerinde uygulanmaya başlamıştır.103 2013 yılında söz

konusu teşvik politikasının eyalet ya da devlet düzeyinde uygulandığı yer sayısı 43’e

yükselmiştir. Son yıllarda özellikle çatı tipi PV sistemlerinin yaygınlaştırılması

amacıyla bu sistem Güney Asya ve Lâtin Amerika’daki birçok ülkede de tercih

edilmeye başlanmıştır.104

Söz konusu teşvik politikasının uygulaması ülkeler arasında farklılık

göstermekte olup her bir devlet ya da eyalet kendi politika hedefleri doğrultusunda

teşvik programının çerçevesini belirlemektedir. Tüketim fazlasının şebekeye

verileceği miktar değişik yöntemlerle sınırlandırılabilmektedir. Örneğin, pik talebin

belli bir yüzdesi kadar elektriğin şebekeye verilmesi, şebekeye verilen toplam

yenilenebilir kapasite miktarının sınırlandırılması ya da her bir üretici için getirilen

kota gibi uygulamalar söz konusu olabilmektedir.

Çift taraflı ölçüm sistemleri piyasa temelli bir destekleme politikası olup ilk

yatırım maliyeti yüksek olan küçük ölçekli yenilenebilir enerji teknolojilerinin

kurulumlarını canlandırmaktadır. Uygulamasının kolay olması ve destek ödemeleri

için ayrı bir kamu bütçesinin oluşturulmasına gerek kalmaması politikanın avantajlı

103 Drury at al, 2009:1. 104 REN 21, 2014:79.

35

34

sağlamaktadır.99 Böylece, yenilenebilir enerji kaynaklarının üretim maliyeti

konusunda hükümet ve endüstri arasındaki bilgi asimetrisinin de önlenmesine

yardımcı olmaktadır. Söz konusu destek politikasının bir diğer faydası, kamu

otoritesinin belirlediği kapasite ya da üretim seviyesi doğrultusunda açılan ihalelerle

yenilenebilir enerji kaynaklı elektrik üretiminde beklenmedik artışların önüne

geçilmesidir. Ayrıca, söz konusu destek politikası diğer politikalarla (örneğin FIT)

beraber uygulanabilmekte olup bu şekilde yatırımcılar kendilerini daha güvende

hissetmektedir.

İhale mekanizmasının başarısını etkileyen en önemli faktörler; ihale

şartlarının doğru bir şekilde tasarlanması ile ihaleye katılanların niteliği ve sayısının

rekabet ortamını oluşturacak düzeyde olmasıdır. Yenilenebilir enerji yatırımcıları

ihaleye katılmadan önce belirli risk ve maliyet hesabı yapmakta olup bu durum bazen

küçük ölçekli yatırımcıların ihaleye katılmama yönünde karar almalarına neden

olmaktadır. İhaleye yeterince katılımcı sağlanmadığı takdirde fiyatlar eksik rekabet

ortamında belirlenmekte ve böylece yüksek olmaktadır. Uygulamadaki önemli bir

diğer risk ise; ihaleyi kazanmak uğruna düşük gösterilen fiyatların üretim maliyetinin

altında seyretmesi durumunda, üretime başlanılamama ya da tesisin ekonomik ömrü

süresince sözleşmede belirlenen düzeyde üretimin gerçekleştirilememesi sonucunu

ortaya çıkarmaktadır.100

2005 yılında 9 ülke yenilenebilir enerji ihaleleri teşvik politikasını

benimsemişken bu sayı 2015 yılının başlarında 60’a çıkmıştır.101

2.2.5. Nihai tüketicilerin kendi ihtiyaçlarını karşılamaları amacıyla elektrik

üretmelerini teşvik eden politikalar

Dünyada çatı tipi PV sistemler ile dağıtık enerji üretim tesisleri102 olarak

isimlendirilen diğer küçük ölçekli üretim tesislerine olan ilgi her geçen gün

artmaktadır. Söz konusu tesislerin kurulumunu teşvik etmek için ülkeler çift taraflı

sayaç sistemleri olarak isimlendirilen teşvik sistemini benimsemişlerdir. Çift taraflı

99 IRENA, 2014a:25. 100 UNEP, 2012:23. 101 IRENA, 2015b:13. 102 Elektrik sistemine yerel dağıtım şebekesinden bağlanan küçük ölçekli santrallere dağıtık enerji üretim tesisleri denilmektedir.

35

sayaç sistemleri ile özde aynı fakat işleyişi farklı olan ve elektrik tüketicilerinin

ihtiyaçları olan elektriğin tümünü ya da bir kısmını kendilerinin üretmesine imkan

veren başka teşvik eden diğer uygulamalar da bulunmaktadır.

2.2.5.1. Çift taraflı ölçüm sistemleri

Çift taraflı sayaç sistemleri (net metering), yenilenebilir enerji kaynaklarından

üretilen elektriğin ihtiyaç fazlası olan kısmının şebekeye verilmesini mümkün

kılmakta, satılan bu elektrik ile şebeke işleticisinden tedarik edilen elektriğin fatura

dönemi sonunda mahsuplaştırılmasını sağlamaktadır. Böylece, normal şartlarda

ödenmesi gereken elektrik faturası şebekeye verilen enerji miktarı nispetinde

azalmaktadır. Üretilen ve tüketilen elektriğin mahsuplaştırılması işlemi, bir aydan

birkaç yıla kadar süren bir zaman diliminde gerçekleşebilmektedir.

Çift taraflı sayaç sistemleri ilk kez 1980’li yılların başında ABD’nin

Minnesota ve Iowa eyaletlerinde uygulanmaya başlamıştır.103 2013 yılında söz

konusu teşvik politikasının eyalet ya da devlet düzeyinde uygulandığı yer sayısı 43’e

yükselmiştir. Son yıllarda özellikle çatı tipi PV sistemlerinin yaygınlaştırılması

amacıyla bu sistem Güney Asya ve Lâtin Amerika’daki birçok ülkede de tercih

edilmeye başlanmıştır.104

Söz konusu teşvik politikasının uygulaması ülkeler arasında farklılık

göstermekte olup her bir devlet ya da eyalet kendi politika hedefleri doğrultusunda

teşvik programının çerçevesini belirlemektedir. Tüketim fazlasının şebekeye

verileceği miktar değişik yöntemlerle sınırlandırılabilmektedir. Örneğin, pik talebin

belli bir yüzdesi kadar elektriğin şebekeye verilmesi, şebekeye verilen toplam

yenilenebilir kapasite miktarının sınırlandırılması ya da her bir üretici için getirilen

kota gibi uygulamalar söz konusu olabilmektedir.

Çift taraflı ölçüm sistemleri piyasa temelli bir destekleme politikası olup ilk

yatırım maliyeti yüksek olan küçük ölçekli yenilenebilir enerji teknolojilerinin

kurulumlarını canlandırmaktadır. Uygulamasının kolay olması ve destek ödemeleri

için ayrı bir kamu bütçesinin oluşturulmasına gerek kalmaması politikanın avantajlı

103 Drury at al, 2009:1. 104 REN 21, 2014:79.

36

36

yönleridir. Ayrıca, söz konusu teşvik sistemi ile nihai elektrik tüketicilerinin elektrik

piyasasının hem talep hem de arz tarafında yer almaları sağlanmaktadır.

Bu mekanizmanın avantajlarıyla birlikte not edilmesi gereken en önemli

husus çift taraflı sayaç sistemiyle şebekeye verilen elektrik miktarı arttıkça, teşvik

mekanizmasının getirisi ile maliyeti arasında bir dengesizliğin meydana

gelebilmesidir. Üretilen fazla elektriğin şebekeye iletilmesi işlemi ilâve bir maliyet

oluşturmakta ve bu maliyet diğer tüketicilerden karşılanmaktadır.105 Mekanizmanın

oluşturduğu sosyal dengesizlik nihai elektrik tüketicilerinin kendi tüketimlerini

karşılamak amacıyla üretmelerini teşvik eden politikalara karşı tepkileri ortaya

çıkarmıştır. Piyasa katılımcılarının bir kısmı PV sistemden üretilen elektriğin

faydasının maliyetinden daha fazla olduğunu düşünmekte iken, diğerleri tam tersini

iddia etmektedir. Bu tartışmalar neticesinde, ülkeler dengesizliği azaltmaya yönelik

tedbirler almaya başlamışlardır. Örneğin Almanya’da şebeke operatörlerinin

maliyetlerini azaltmak için PV sistemi bulunan vatandaşlardan ek vergi alınmaktadır.

Gelecekte, Avrupa ülkelerinin şebeke maliyetlerini karşılamak amacıyla uyguladığı

enerji bazlı tarife sisteminden kapasite bazlı tarife sistemine geçmeleri

beklenmektedir. Böyle bir politika değişikliğinin PV çatı uygulamalarının rekabet

gücünü olumsuz etkileyeceği tahmin edilmektedir.106

2.2.5.2. Nihai elektrik tüketicilerin kendi ihtiyaçlarını karşılamaları amacıyla

üretmelerini teşvik eden diğer politikalar

Elektrik tüketicilerinin enerji üretmelerini teşvik eden diğer politikalarda çift

taraflı sayaç sistemlerinden farklı olarak üretilen ihtiyaç fazlası elektrik, perakende

satış fiyatıyla tarifelendirilmemektedir. Politikanın uygulanma biçimi, ülkelerin ya da

eyaletlerin enerji politikaları doğrultusunda şekillenmektedir. Geleneksel

uygulamalarda, yenilenebilir enerji tesisinden üretilen elektrik hemen ya da 15

dakika içerisinde tüketilmemesi halinde şebekeye verilmekte olup farklı yöntemler

ile değerlendirilebilmektedir.107 Tüketim fazlası elektrik; spot piyasa fiyatlarına eşit

ya da ilâve ödeme yapılarak, FIT politikası kapsamında değerlendirilerek, perakende

105 IRENA, 2014a:44. 106 IEA PVPS, 2014:39. 107 IEA PVPS, 2014:39.

37

36

yönleridir. Ayrıca, söz konusu teşvik sistemi ile nihai elektrik tüketicilerinin elektrik

piyasasının hem talep hem de arz tarafında yer almaları sağlanmaktadır.

Bu mekanizmanın avantajlarıyla birlikte not edilmesi gereken en önemli

husus çift taraflı sayaç sistemiyle şebekeye verilen elektrik miktarı arttıkça, teşvik

mekanizmasının getirisi ile maliyeti arasında bir dengesizliğin meydana

gelebilmesidir. Üretilen fazla elektriğin şebekeye iletilmesi işlemi ilâve bir maliyet

oluşturmakta ve bu maliyet diğer tüketicilerden karşılanmaktadır.105 Mekanizmanın

oluşturduğu sosyal dengesizlik nihai elektrik tüketicilerinin kendi tüketimlerini

karşılamak amacıyla üretmelerini teşvik eden politikalara karşı tepkileri ortaya

çıkarmıştır. Piyasa katılımcılarının bir kısmı PV sistemden üretilen elektriğin

faydasının maliyetinden daha fazla olduğunu düşünmekte iken, diğerleri tam tersini

iddia etmektedir. Bu tartışmalar neticesinde, ülkeler dengesizliği azaltmaya yönelik

tedbirler almaya başlamışlardır. Örneğin Almanya’da şebeke operatörlerinin

maliyetlerini azaltmak için PV sistemi bulunan vatandaşlardan ek vergi alınmaktadır.

Gelecekte, Avrupa ülkelerinin şebeke maliyetlerini karşılamak amacıyla uyguladığı

enerji bazlı tarife sisteminden kapasite bazlı tarife sistemine geçmeleri

beklenmektedir. Böyle bir politika değişikliğinin PV çatı uygulamalarının rekabet

gücünü olumsuz etkileyeceği tahmin edilmektedir.106

2.2.5.2. Nihai elektrik tüketicilerin kendi ihtiyaçlarını karşılamaları amacıyla

üretmelerini teşvik eden diğer politikalar

Elektrik tüketicilerinin enerji üretmelerini teşvik eden diğer politikalarda çift

taraflı sayaç sistemlerinden farklı olarak üretilen ihtiyaç fazlası elektrik, perakende

satış fiyatıyla tarifelendirilmemektedir. Politikanın uygulanma biçimi, ülkelerin ya da

eyaletlerin enerji politikaları doğrultusunda şekillenmektedir. Geleneksel

uygulamalarda, yenilenebilir enerji tesisinden üretilen elektrik hemen ya da 15

dakika içerisinde tüketilmemesi halinde şebekeye verilmekte olup farklı yöntemler

ile değerlendirilebilmektedir.107 Tüketim fazlası elektrik; spot piyasa fiyatlarına eşit

ya da ilâve ödeme yapılarak, FIT politikası kapsamında değerlendirilerek, perakende

105 IRENA, 2014a:44. 106 IEA PVPS, 2014:39. 107 IEA PVPS, 2014:39.

37

satış fiyatına ilâve edilen ödeme ya da perakende satış fiyatı üzerinden vergi alınarak

şebekeye verilebilmektedir.

2.2.6. Diğer teşvikler

2.2.6.1. Sermaye sübvansiyonu ya da indirimi

Sermaye sübvansiyonu ya da indiriminde, tek sefere mahsus olmak üzere

yatırımın sermaye maliyetinin belli bir yüzdesi devlet tarafından karşılanmaktadır.

Bu, henüz olgunluğa ulaşmamış ve geliştirilmekte olan yenilenebilir enerji

teknolojilerini teşvik etmek amacıyla tercih edilen bir politikadır. Yenilenebilir

teknolojilerin doğası gereği yenilenebilir enerji üretim tesislerinde geleneksel

santrallerden farklı olarak yakıt maliyeti bulunmamakta, bakım maliyeti düşük

seviyelerde seyretmekte, buna karşılık ilk yatırım maliyeti daha yüksek olmaktadır.

Söz konusu teşvik sistemiyle yenilenebilir sistemlerin ilk yatırım maliyetlerine katkı

sağlanarak, yatırımcının yükü azaltılmaktadır.

Avusturya, Bulgaristan, İsveç, Japonya, ABD, İtalya ve Çin sermaye

sübvansiyonu politikasını uygulayan ülkelerdir. Söz konusu teşvik sistemi kamu

harcamalarının bir kısmını oluşturmakta ve bütçe kısıtlarından dolayı ancak sınırlı

miktarda kullanılabilmektedir. Söz konusu finansman mekanizması, diğer teşvik

politikalarının (FIT gibi) uygulanmasının mümkün olmadığı şebeke bağlantısız

yenilenebilir enerji tesislerini desteklemek amacıyla tercih edilmektedir.108 Bu tür

yatırımlara sağlanan teşviklerle şebeke yatırımlarından tasarruf edilebilmesi,

şebekeye uzak noktalardaki yenilenebilir enerji yatırımlarının desteklenmesini

hükümetler açısından mantıklı bir seçenek haline getirmektedir.

2.2.6.2. Vergi teşvikleri

Birçok ülkede yenilenebilir enerji tesislerinin kurulumlarını teşvik etmek

üzere kullanılan vergi teşvikleri finansal destekler arasında yer almaktadır. Söz

konusu teşvik politikası yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik üretimi, yatırımı

ya da tüketimi aşamasında kullanılabilmektedir.109 Yenilenebilir enerji yatırımlarının

108 IEA PVPS, 2014:37. 109 Abolhosseini and Heshmati, 2014:880.

38

38

maliyetinin nispi olarak azaltılması için vergi indirimleri, vergi muafiyetleri ve vergi

kredileri olmak üzere vergi odaklı üç tür uygulama mevcuttur.

Vergi muafiyeti uygulamasında, 1 ile 5 yıl arasında değişen dönem boyunca

santralden elde edilen gelirden kurumlar ve/veya gelir vergisi alınmamaktadır. Vergi

indirimi uygulamasında ise, ilk yatırım tutarına ve üretilen elektrik miktarına bağlı

olarak belirlenen vergiden indirim yapılmaktadır.

Vergi teşviklerinde diğer bir uygulama yöntemi ise hızlandırılmış amortisman

usulüdür. Hızlandırılmış amortisman yönteminde yatırımcının kârından amortisman

oranı kadar indirim yapılmakta ve daha az vergi ödemesi sağlanmaktadır.

Vergi teşvikleri; kredi geri ödeme riskini ve böylece risk primi gibi

maliyetleri azalttığından, buna bağlı olarak da ilk yatırım maliyetlerini

düşürdüğünden doğrudan sübvansiyon olarak değerlendirilebilmektedir. Söz konusu

teşvik sistemi hükümet bütçesine bağlı olduğu için siyasi ortama ve şartlara

duyarlılığı oldukça yüksektir.

Vergi teşvikleri özellikle ABD ve Hindistan’da başarıyla uygulanmaktadır.110

2.3. Ülke Örnekleri

Güneş enerjisinden elektrik üretimi piyasasına yönelik yapılan

değerlendirmede PV sistemlerden elektrik üretiminde Almanya, İtalya, Çin, Japonya

ve ABD’nin; CSP sistemlerden elektrik üretiminde ABD ve İspanya’nın önde gelen

ülkeler olduğu anlaşılmaktadır. Aşağıda bu ülkelerde uygulanan politikalar ve

destekler ele alınmaktadır.

2.3.1. Almanya

Aşırı artan enerji fiyatlarıyla birlikte sadece klasik enerji kaynaklarına

bağımlı olmama düşüncesi, Almanya’nın 1980’li yıllarda yenilenebilir enerji

kaynaklarından elektrik üretimini teşvik etmeye başlamasına yol açmıştır. Destek

politikalarının sonucu olarak Almanya küresel PV piyasasında kümülatif kurulu güç

açısından 2009 yılından itibaren birinci sırada yer almaktadır. 2000 yılında 89,4 MW

olan PV kurulu gücü 2014 yılına gelindiğinde 38,2 GW’a ulaşmış ve toplam elektrik

110 IRENA, 2014a:28.

39

39

tüketiminin yüzde 6’sını karşılamıştır (Tablo 2.3).111 2000 yılında başlatılan başarılı

FIT politikasıyla yenilenebilir enerji kaynakları için belirlenen orta ve uzun dönem

üretim hedeflerinin tutturulmasına yönelik çalışmaların da bu gelişmede önemli rol

oynadığı düşünülmektedir.

Tablo 2.3. 2014 Yılı Almanya Elektrik Tüketimi, Nüfus ve Fotovoltaik Kapasite Verileri

Toplam Elektrik Tüketimi (TWh) 578,5 Nüfus (Milyon) 81 Güneş Işınımı (Irradiation) (kWh/kW) 936 Toplam Kurulu Gücü (GW) 38,2 PV’nin Toplam Elektrik Üretimindeki Payı (yüzde) 6,04 Kaynak: IEA PVPS, 2014:26; IEA PVPS, 2015a:4, 12; IEA PVS 2015c:10’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

Almanya, yenilenebilir enerji teknolojilerine pazar yaratmak için 1980’li

yılların sonlarına doğru güneş çatısı (solar roofs) programını başlatmıştır. Program

kapsamında PV sistemlerin yatırım maliyetinin yüzde 70’i hükümet tarafından

karşılanmıştır. Söz konusu program kapsamında 1993 yılına kadar 2.250 adet çatı,

toplam 5,3 MW kurulu güçteki güneş panelleriyle kaplanmıştır.112

Yenilenebilir enerji kaynaklarına ilişkin politika belgelerine ve

uygulamaların tarihsel gelişimine bakıldığında, 1990 yılında çıkartılan Şebeke

Besleme Kanunu (Law on Feeding Electricity into the Grid) bir milat olarak öne

çıkmaktadır. Söz konusu Kanunla yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen

elektrik, perakende satış fiyatının yüzde 90’ı oranında tarifelendirilmiştir. Kanun

rüzgâr ve diğer yenilenebilir enerji tesislerini teşvik etmiştir. Kanunda bütün

yenilenebilir enerji teknolojileri için tek bir tarifenin belirlenmesi ve PV sistem

üretim maliyetinin yüksek olması nedeniyle söz konusu Kanun güneş enerjisi

sistemlerine yeterli düzeyde teşvik sağlayamamıştır.113 Buna rağmen, Almanya 2000

yılının sonunda sahip olduğu 89 MW kümülatif PV kurulu kapasiteyle küresel

piyasada Japonya’dan sonra ikinci sırada yer almıştır.114

111 IEA PVPS, 2014: 68; IEA PVPS, 2015a:4; IEA PVS 2015c:10. 112 Morey and Kirsch, 2014:2. 113 Brown, 2013:7. 114 IEA PVPS, 2014:67.

40

40

2000 yılında yürürlüğe giren Yenilenebilir Enerji Kanunu (Erneuerbare-

Energien-Gesetz) Almanya’daki yenilenebilir enerji teknolojilerinin uzun vadeli

gelişimini güvence altına alan en önemli politika dokümanıdır. Kanunda ilk defa

yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretimi hedefi belirlenmiştir. 2004, 2009,

2012 ve en son 2014 yıllında revize edilen Kanunun nihai halinde yenilenebilir enerji

kaynaklarından elektrik üretim payının, 2025 yılında yüzde 40-45 aralığına, 2035

yılında yüzde 55-60 aralığına, 2050 yılında yüzde 80’e yükseltilmesi

hedeflenmektedir.115 Özellikle 2004 yılında Kanunda yapılan değişiklik sonrasında

Almanya toplam PV kurulu güç miktarıyla dünyada birinci sırada yer almıştır.

Almanya’da yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretiminin artmasını

sağlayan ve en fazla tercih edilen teşvik politikası FIT sistemidir. Uygulanan FIT

politikasında, belirlenen tarife oranı; PV tesisin türüne (sistemin zemine veya çatıya

monte edilmesi), kurulu gücüne, devreye alındığı tarihe bağlı olarak değişmekle

beraber, bütün uygulamalar için belirlenen satın alma garantisi santral devreye

alındıktan sonraki 20 yıllık işletme dönemi için geçerlidir.

FIT politikası Yenilenebilir Enerji Kanunuyla yasal zemine oturtulmuştur.

Kanunda özellikle 2012 ve 2014 yıllarında yapılan revizyonlarla politikanın

uygulanma yönteminde önemli değişiklikler olmuştur. 2012 yılında, FIT

mekanizmasında farklı tarife oranlarının uygulandığı kapasite aralıkları değişmiş ve

10 MW’ın üzerindeki PV sistemler FIT kapsamından çıkarılmıştır.116 Ayrıca PV

sistem maliyetindeki azalışı takip etmek ve FIT seviyesini piyasadaki gelişmelere

göre azaltmak amacıyla “Koridor” mekanizması oluşturulmuştur. Söz konusu

mekanizmada FIT oranları iki bileşenden oluşan bir yöntemle azaltılmaktadır.117

Birinci yöntemde, FIT seviyesi aylık standart yüzde 1 oranında düşmektedir.

Diğerinde, Kanunda güneş enerjisi kaynakları için yıllık planlanan kurulu güç artış

miktarı (koridor hedefi) 2.500-3.500 MW aralığında belirlenmiştir. Bir önceki yılın

tamamında yeni ilâve edilen kapasite miktarı ile koridor hedefi arasındaki farka bağlı

115 German Energy Blog, 14.01.2014. <http://www.germanenergyblog.de/?page_id=283> 116 2012 yılından önce farklı tarifelerin uygulandığı kapasite aralıkları kurulu güçleri 10 kW’ın altı, 10 kW-1MW aralığı, 1 MW üzeri iken, sonrasında 30 kW’ın altı, 30kW-1MW ve 1-10 MW aralığı olarak değiştirilmiştir. 117 Dusonchet and Telaretti, 2015:990.

41

olarak tarifede yüzde 0,4-1,8 arasında ilâve bir indirim yapılmaktadır. Ayrıca,

Kanunda ülkenin FIT politikasının kapsamına girecek PV kurulu gücüne üst limit

getirilmiştir. Böylece, toplam kapasitenin 52.000 MW’a ulaşması halinde yeni

kurulacak tesisler için FIT politikası uygulanmayacaktır.118

2012 yılında Kanun değişikliğiyle genel olarak PV sistemlere FIT politikası

kapsamında verilen destek miktarlarına sınırlamalar getirilmiş, ayrıca sistem

işletmecisine ürettiği elektriği sabit bir alım fiyatından satmak yerine, piyasa fiyatına

ilâve bir primle satmasına izin verilmiştir. Diğer yandan, yenilenebilir enerji tesisi

işletmecisinin elektrik toptan satış piyasasına katılmasını teşvik etmek amacıyla ilâve

bir yönetim ücreti alması sağlanmıştır. Böylece yenilenebilir enerji kaynaklarının

piyasa şartlarında değerlendirilmesine yönelik yumuşak bir geçiş yapılmaya

çalışılmıştır.

2014 yılında Kanunda yapılan en son değişiklikle yenilenebilir enerji

kaynaklarını destekleme mekanizması yeniden yapılandırılmıştır. Değişiklikle,

yenilenebilir enerji kaynaklarının serbest piyasa ortamına entegrasyonunun

sağlanması, böylece enerji maliyetlerinin azaltılması amaçlanmaktadır. Bunu

gerçekleştirmek için hükümet, yenilenebilir enerji santrallerinin yıllık kurulu güç

artışına sınır getirmekte, ayrıca yasal tarife yapısında köklü bir değişim

uygulamaktadır. Ayrıca Kanunda FIT oranları ile ilâve prim oranları önemli ölçüde

azaltılmıştır. Kanunun yürürlüğe giriş tarihinden sonra kurulan yenilenebilir enerji

kaynaklı santrallerin yalnızca istisnai durumlarda FIT kapsamında

değerlendirilmeleri sağlanmıştır.119 Bunun yerine, üretilen elektriğin doğrudan

pazarlama yöntemiyle piyasa fiyatına ilâve edilen prim oranıyla şebekeye verilmesi

zorunlu hale getirilmiştir. Doğrudan pazarlama yönteminde sistem işletmecisi,

kendisi doğrudan ya da piyasa yöneticisi aracılığıyla elektrik satışı yapabilmektedir.

Kanunda 2017 yılından itibaren, yenilenebilir enerji tarifelerinin rekabetçi ihale

şartlarına göre belirleneceği ifade edilmektedir. Bu konuda deneyim kazanmak için,

118 Fulton and Capalino, 2012:22. 119 1 Haziran 2016 tarihine kadar devreye girecek 500 kW’ın altındaki santraller FIT kapsamındadır.

41

41

olarak tarifede yüzde 0,4-1,8 arasında ilâve bir indirim yapılmaktadır. Ayrıca,

Kanunda ülkenin FIT politikasının kapsamına girecek PV kurulu gücüne üst limit

getirilmiştir. Böylece, toplam kapasitenin 52.000 MW’a ulaşması halinde yeni

kurulacak tesisler için FIT politikası uygulanmayacaktır.118

2012 yılında Kanun değişikliğiyle genel olarak PV sistemlere FIT politikası

kapsamında verilen destek miktarlarına sınırlamalar getirilmiş, ayrıca sistem

işletmecisine ürettiği elektriği sabit bir alım fiyatından satmak yerine, piyasa fiyatına

ilâve bir primle satmasına izin verilmiştir. Diğer yandan, yenilenebilir enerji tesisi

işletmecisinin elektrik toptan satış piyasasına katılmasını teşvik etmek amacıyla ilâve

bir yönetim ücreti alması sağlanmıştır. Böylece yenilenebilir enerji kaynaklarının

piyasa şartlarında değerlendirilmesine yönelik yumuşak bir geçiş yapılmaya

çalışılmıştır.

2014 yılında Kanunda yapılan en son değişiklikle yenilenebilir enerji

kaynaklarını destekleme mekanizması yeniden yapılandırılmıştır. Değişiklikle,

yenilenebilir enerji kaynaklarının serbest piyasa ortamına entegrasyonunun

sağlanması, böylece enerji maliyetlerinin azaltılması amaçlanmaktadır. Bunu

gerçekleştirmek için hükümet, yenilenebilir enerji santrallerinin yıllık kurulu güç

artışına sınır getirmekte, ayrıca yasal tarife yapısında köklü bir değişim

uygulamaktadır. Ayrıca Kanunda FIT oranları ile ilâve prim oranları önemli ölçüde

azaltılmıştır. Kanunun yürürlüğe giriş tarihinden sonra kurulan yenilenebilir enerji

kaynaklı santrallerin yalnızca istisnai durumlarda FIT kapsamında

değerlendirilmeleri sağlanmıştır.119 Bunun yerine, üretilen elektriğin doğrudan

pazarlama yöntemiyle piyasa fiyatına ilâve edilen prim oranıyla şebekeye verilmesi

zorunlu hale getirilmiştir. Doğrudan pazarlama yönteminde sistem işletmecisi,

kendisi doğrudan ya da piyasa yöneticisi aracılığıyla elektrik satışı yapabilmektedir.

Kanunda 2017 yılından itibaren, yenilenebilir enerji tarifelerinin rekabetçi ihale

şartlarına göre belirleneceği ifade edilmektedir. Bu konuda deneyim kazanmak için,

118 Fulton and Capalino, 2012:22. 119 1 Haziran 2016 tarihine kadar devreye girecek 500 kW’ın altındaki santraller FIT kapsamındadır.

42

42

yıllık 400 MW kurulu güce kadar açık alanlardaki güneş enerjisi tesislerinin arasında

müzayedeler düzenlenecektir.120

Almanya’da FIT haricinde vatandaşların kendi ürettikleri elektrikle

tüketimlerini karşılamalarını sağlamak amacıyla çift taraflı sayaç sistemi politikası

uygulanmaktadır. 2012 yılından önce PV sistemlerden üretilen elektriğin şebekeye

verilen kısmının tamamı FIT kapsamında değerlendirilmiştir. Ancak, 2012 yılında

Kanunda yapılan değişiklikte sistem işletmecilerinin şebekeye verdiği elektrik

miktarını azaltmak amacıyla 1 MW’a kadar kurulu gücü olan sistemlerde üretilen

elektriğin en fazla yüzde 90’ının FIT kapsamında satın alınabileceği, kalan kısmın

spot piyasadan ya da toptan satış piyasasından satılabileceği hususu

düzenlenmiştir.121

Yukarıda özetlenen teşvik uygulamaları haricinde hem yenilenebilir

teknolojilerin ulusal şebeke üzerindeki etkisini azaltmak hem de nihai tüketicilerin

elektrik üretmelerini teşvik etmek amacıyla depolama ünitesi bulunan PV sistemlere

ilâve bir teşvik verilmektedir. Ayrıca, Almanya’da yenilenebilir enerji projelerine

düşük faizli ve uzun vadeli kredi imkânı sunulmaktadır.122

Son dönemde Almanya’nın yenilenebilir enerji kaynaklarına ilişkin genel

politika çerçevesine bakıldığında, teknoloji maliyetlerindeki azalışla beraber

yenilenebilir enerji tesislerinden üretilen elektriğin önceden belirlenen sabit bir

tarifeden ziyade piyasa şartlarında değerlendirilmesinin amaçlandığı görülmektedir.

2017 yılından sonra FIT politikasının sona ereceği, bunun yerine teşvik politikaları

arasında yenilenebilir enerji ihaleleri yönteminin uygulanmaya başlanacağı, böylece

tarifenin serbest piyasa şartlarında belirleneceği anlaşılmaktadır.

2.3.2. Çin

Enerji arz güvenliğini sağlamak üzere yenilenebilir enerji kaynaklarına

yönelen Çin, güneş enerjisinden elektrik üretimine en fazla destek veren ülkelerden

birisidir. Çin, uyguladığı politikalar ve destek mekanizması sayesinde dünyanın en

120 Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety (Çevre Doğa Koruma ve Nükleer Güvenlik Federal Bakanlığı), 2014. 121 IEA, 2013:125. 122 Dusonchet and Telaretti, 2015:991.

43

büyük güneş hücresi ve modülü üreticisi olmuş, ayrıca 2014 yılında 28,1 GW’lık PV

kurulu güç kapasitesitesiyle küresel piyasada birinci sırada yerini almıştır (Tablo

2.4).123 Gelecek yıllarda Çin’in küresel PV piyasasının gelişmesindeki rolünün daha

da artacağı öngörülmektedir.

Tablo 2.4. 2014 Yılı Çin Elektrik Tüketimi, Nüfus ve Fotovoltaik Kapasite Verileri

2014 Yılında Toplam Elektrik Tüketimi (TWh) 5.523 Nüfus (Milyon) 1.357 Güneş Işınımı (kWh/kW) 1.300 Toplam Kurulu Gücü (GW) 28,1 PV’nin Toplam Elektrik Üretimindeki Payı (%) 0,7 Kaynak: IEA PVPS, 2014:18, IEA PVPS, 2015a:12’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

1958 yılında ilk kez PV hücrelere yönelik Ar-Ge faaliyetleri başlatılmış ve

1971 yılında ilk PV sistem uygulaması Dong Fang Hong uydusunda

gerçekleştirilmiştir.124

1980-1995 yılları arasında Çin’de enerji talebinin devamlı olarak artması

hükümetin yenilenebilir enerji kaynaklarına daha fazla önem vermesine neden

olmuştur. Böylece, Yeni Enerji ve Yenilenebilir Enerjinin Gelişimi için Çerçeve

(Outline for New Energy and Renewable Energy Development) açıklanmış ve enerji

tasarruflu binalara, PV güç üretim tesislerine ve güneş enerjisinden ısıtma

sistemlerine odaklanılmaya başlanmıştır. Söz konusu dönemde ülkede belirli bir

güneş enerjisi politikası bulunmamakla beraber hükümet öncelikle yenilenebilir

enerji sistemlerinin arz tarafıyla ilgilenmiş ve Ar-Ge faaliyetlerini desteklemiştir.

Talep tarafında ise hükümet, elektriği olmayan bölgelerdeki ihtiyaca çözüm aramış

ve sonucunda PV sistemleri devreye sokmaya karar vermiştir.125

1990’lı yılların sonu ile 2000’li yılların başında Çin PV piyasasının

büyümesi, hükümetin uzak bölgelerde yaşayan vatandaşların elektriğe erişimlerini

sağlamak amacıyla yürüttüğü Aydınlık Elektrifikasyon Programı (Brightness

Electrification Program) ve Şehirlere Elektrifikasyon Programı (Township

Electrification Program) uygulanmasıyla başlamıştır. Söz konusu programlar

123 IEA PVPS, 2015a:12. 124 Liu and Shiroyama, 2013:783. 125 Qiang at al, 2014:310.

43

42

yıllık 400 MW kurulu güce kadar açık alanlardaki güneş enerjisi tesislerinin arasında

müzayedeler düzenlenecektir.120

Almanya’da FIT haricinde vatandaşların kendi ürettikleri elektrikle

tüketimlerini karşılamalarını sağlamak amacıyla çift taraflı sayaç sistemi politikası

uygulanmaktadır. 2012 yılından önce PV sistemlerden üretilen elektriğin şebekeye

verilen kısmının tamamı FIT kapsamında değerlendirilmiştir. Ancak, 2012 yılında

Kanunda yapılan değişiklikte sistem işletmecilerinin şebekeye verdiği elektrik

miktarını azaltmak amacıyla 1 MW’a kadar kurulu gücü olan sistemlerde üretilen

elektriğin en fazla yüzde 90’ının FIT kapsamında satın alınabileceği, kalan kısmın

spot piyasadan ya da toptan satış piyasasından satılabileceği hususu

düzenlenmiştir.121

Yukarıda özetlenen teşvik uygulamaları haricinde hem yenilenebilir

teknolojilerin ulusal şebeke üzerindeki etkisini azaltmak hem de nihai tüketicilerin

elektrik üretmelerini teşvik etmek amacıyla depolama ünitesi bulunan PV sistemlere

ilâve bir teşvik verilmektedir. Ayrıca, Almanya’da yenilenebilir enerji projelerine

düşük faizli ve uzun vadeli kredi imkânı sunulmaktadır.122

Son dönemde Almanya’nın yenilenebilir enerji kaynaklarına ilişkin genel

politika çerçevesine bakıldığında, teknoloji maliyetlerindeki azalışla beraber

yenilenebilir enerji tesislerinden üretilen elektriğin önceden belirlenen sabit bir

tarifeden ziyade piyasa şartlarında değerlendirilmesinin amaçlandığı görülmektedir.

2017 yılından sonra FIT politikasının sona ereceği, bunun yerine teşvik politikaları

arasında yenilenebilir enerji ihaleleri yönteminin uygulanmaya başlanacağı, böylece

tarifenin serbest piyasa şartlarında belirleneceği anlaşılmaktadır.

2.3.2. Çin

Enerji arz güvenliğini sağlamak üzere yenilenebilir enerji kaynaklarına

yönelen Çin, güneş enerjisinden elektrik üretimine en fazla destek veren ülkelerden

birisidir. Çin, uyguladığı politikalar ve destek mekanizması sayesinde dünyanın en

120 Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation and Nuclear Safety (Çevre Doğa Koruma ve Nükleer Güvenlik Federal Bakanlığı), 2014. 121 IEA, 2013:125. 122 Dusonchet and Telaretti, 2015:991.

43

büyük güneş hücresi ve modülü üreticisi olmuş, ayrıca 2014 yılında 28,1 GW’lık PV

kurulu güç kapasitesitesiyle küresel piyasada birinci sırada yerini almıştır (Tablo

2.4).123 Gelecek yıllarda Çin’in küresel PV piyasasının gelişmesindeki rolünün daha

da artacağı öngörülmektedir.

Tablo 2.4. 2014 Yılı Çin Elektrik Tüketimi, Nüfus ve Fotovoltaik Kapasite Verileri

2014 Yılında Toplam Elektrik Tüketimi (TWh) 5.523 Nüfus (Milyon) 1.357 Güneş Işınımı (kWh/kW) 1.300 Toplam Kurulu Gücü (GW) 28,1 PV’nin Toplam Elektrik Üretimindeki Payı (%) 0,7 Kaynak: IEA PVPS, 2014:18, IEA PVPS, 2015a:12’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

1958 yılında ilk kez PV hücrelere yönelik Ar-Ge faaliyetleri başlatılmış ve

1971 yılında ilk PV sistem uygulaması Dong Fang Hong uydusunda

gerçekleştirilmiştir.124

1980-1995 yılları arasında Çin’de enerji talebinin devamlı olarak artması

hükümetin yenilenebilir enerji kaynaklarına daha fazla önem vermesine neden

olmuştur. Böylece, Yeni Enerji ve Yenilenebilir Enerjinin Gelişimi için Çerçeve

(Outline for New Energy and Renewable Energy Development) açıklanmış ve enerji

tasarruflu binalara, PV güç üretim tesislerine ve güneş enerjisinden ısıtma

sistemlerine odaklanılmaya başlanmıştır. Söz konusu dönemde ülkede belirli bir

güneş enerjisi politikası bulunmamakla beraber hükümet öncelikle yenilenebilir

enerji sistemlerinin arz tarafıyla ilgilenmiş ve Ar-Ge faaliyetlerini desteklemiştir.

Talep tarafında ise hükümet, elektriği olmayan bölgelerdeki ihtiyaca çözüm aramış

ve sonucunda PV sistemleri devreye sokmaya karar vermiştir.125

1990’lı yılların sonu ile 2000’li yılların başında Çin PV piyasasının

büyümesi, hükümetin uzak bölgelerde yaşayan vatandaşların elektriğe erişimlerini

sağlamak amacıyla yürüttüğü Aydınlık Elektrifikasyon Programı (Brightness

Electrification Program) ve Şehirlere Elektrifikasyon Programı (Township

Electrification Program) uygulanmasıyla başlamıştır. Söz konusu programlar

123 IEA PVPS, 2015a:12. 124 Liu and Shiroyama, 2013:783. 125 Qiang at al, 2014:310.

44

44

kapsamında öncelikle 23 milyon insanın elektrik talebini karşılamak için her haneye

ortalama 100 W kapasiteli PV sistem kurulumları yapılmış, sonrasında elektriği

olmayan uzak şehirlerde büyük ölçekli (20 MW) PV sistem kurulumu

gerçekleştirilmiştir. Böylece, kırsal bölgelerde yaşayan milyonlarca vatandaşın

elektrik ihtiyacı karşılanmıştır. Pilot ölçekli PV sistem uygulamalarında kazanılan

tecrübenin büyük ölçekli şebeke bağlantısız PV sistem kurulumlarında

değerlendirilmesiyle PV endüstrisinin gelişmesi teşvik edilmiştir.126

2004 yılı, hem Çin PV sanayisi hem de PV politikasının dönüm noktası

olmuştur. 2004 yılından önce PV yatırım maliyetlerinin yüksek olmasından dolayı

ülkede sadece şebeke bağlantısız PV sistemlerin kurulumu mümkün olmuş, rüzgâr

enerjisi Çin’deki yenilenebilir enerji kurulumlarında baskın konumda yer almıştır.

Söz konusu yılda Shen Zhen ve Shanghai’de şebeke bağlantılı büyük ölçekli PV

sistem deneme projeleri başlatılmıştır. 2004 yılında Çin PV piyasasındaki olumlu

gelişmelerin arkasında yatan en önemli neden, Almanya’da Yenilenebilir Enerji

Kanununda yapılan değişiklikle teşviklerin önemli ölçüde artırılması sonucunda

Çin’de üretilen PV sistemlere yönelik talebin yükselmesidir.127

2005 yılında Çin Ulusal Milletler Kongresi Daimi Kurulu tarafından

onaylanarak yürürlüğe giren Yenilenebilir Enerji Kanunu, yenilenebilir enerji

kaynaklarının gelişmesini teşvik etmek üzere hazırlanan ilk yasal düzenlemedir. Söz

konusu Kanunla ilk kez ulusal teşvik programının genel çerçevesi belirlenmiş,

yenilenebilir enerji kaynakları üretimi hedefleri ortaya konulmuştur. Sonrasında

hazırlanan politika belgelerine kaynak teşkil eden Kanunla yenilenebilir enerji

kalkınma programında yeni bir dönem başlatılmıştır.128

2009 yılında PV endüstrisinin yurtdışı pazarlara bağımlılığını azaltmak, ABD

ve Avrupa ile yaşanması muhtemel ticaret anlaşmazlığı durumunda bunun endüstriye

olası etkilerini önlemek amacıyla Çin hükümeti, Altın Çatılar (Golden Roofs) ve

Altın Güneş Programı isimli ulusal sübvansiyon programlarını başlatmıştır.129 Her iki

program kapsamında, belirlenen kriterleri taşıyan PV sistem kurulumlarının yatırım 126 Zhang and He, 2013:396. 127 Qiang at al, 2014:314. 128 Moosavian at al, 2013:50. 129 Huo and Zhang, 2012:40, 41.

45

maliyetinin belli bir oranı hükümet tarafından karşılanmıştır. Programlarla binalarda

ve şebeke bağlantısı olmayan alanlarda PV sistem uygulamaları yaygınlaştırılmaya

çalışılmış, belirli verimlilik seviyesinin üzerindeki PV hücrelerin kullanımı teşvik

edilmiştir. Sonuç olarak, Altın Çatılar ve Altın Güneş Programı gibi çeşitli ulusal ve

bölgesel teşvik paketlerinin yürürlüğe konulması, Çin PV pazarının gelişmesini

sağlamıştır.

2009 ve 2010 yıllarında hükümet güneş enerjisi projeleri için hazırlanan iki

aşamalı kamu ihale sürecini başlatmıştır. İhalelerin sonucunda PV sistem elektrik

fiyatları ülkedeki PV endüstrisinin beklediğinden düşük seviyelerde belirlenmiş, bu

durum PV ekipman tedarikçileri ve enerji şirketlerinin yatırım kararlarını olumsuz

yönde etkilemiştir. Sonrasında, PV imalatçıları hükümete daha yüksek seviyelerde

teşvik vermesi konusunda baskı yapmış ve böylece 2011 yılında Ulusal Kalkınma ve

Reform Komisyonu (The National Development and Reform Commission)

tarafından ilk kez ulusal FIT politikası açıklanmıştır. İlk uygulamada güneş enerjisi

sistemlerinin tamamı için tek bir FIT oranı belirlenmiştir. 2013 yılında yenilenen FIT

politikasında eyaletler üç gruba ayrılmış olup bölgenin ortalama yıllık ışınlanma

değerine ve kurulum maliyetine göre tarife değişmektedir. 20 yıl boyunca uygulanan

satın alma garantili tarifeler; 1’nci bölgedeki eyaletlerde 0,90 RMB/kWh (14,4 dolar

sent130/kWh), 2’inci de 0,95 RMB/kWh (15,2 sent/kWh), 3’üncü

de 1 RMB/kWh (16 sent/kWh)’tir. Dağıtık enerji sistemlerinde ise FIT oranı 0,42

RMB/kWh (6,72 sent/kWh) seviyesinde belirlenmiştir.131

Son yıllarda Çin, talep artırıcı politika ve desteklerle hidrolik dışındaki

yenilenebilir enerji kaynaklarına yönelik önemli hedefler belirlemiştir. Güneş enerjisi

teknolojilerinden CSP sistemleri umut verici bir seçenek olsa da Çin’de daha olgun

bir teknoloji olan PV sistemler daha çok tercih edilmiştir. 2011 yılına gelindiğinde

ilk kez toplam 342,5 MW kurulu gücündeki dört yeni projeyle CSP sistem

kurulumları Çin’de yer almaya başlamıştır. On İkinci 5 Yıllık Plan’da 2018 yılına

kadar CSP kurulu gücünün 1,8 GW’a yükseltilmesi hedeflenmektedir. Ayrıca, 2014

130 Çalışmada “dolar sent” para birimi “sent” olarak kısaltılmıştır. 131 Qiang at al, 2014:313.

45

44

kapsamında öncelikle 23 milyon insanın elektrik talebini karşılamak için her haneye

ortalama 100 W kapasiteli PV sistem kurulumları yapılmış, sonrasında elektriği

olmayan uzak şehirlerde büyük ölçekli (20 MW) PV sistem kurulumu

gerçekleştirilmiştir. Böylece, kırsal bölgelerde yaşayan milyonlarca vatandaşın

elektrik ihtiyacı karşılanmıştır. Pilot ölçekli PV sistem uygulamalarında kazanılan

tecrübenin büyük ölçekli şebeke bağlantısız PV sistem kurulumlarında

değerlendirilmesiyle PV endüstrisinin gelişmesi teşvik edilmiştir.126

2004 yılı, hem Çin PV sanayisi hem de PV politikasının dönüm noktası

olmuştur. 2004 yılından önce PV yatırım maliyetlerinin yüksek olmasından dolayı

ülkede sadece şebeke bağlantısız PV sistemlerin kurulumu mümkün olmuş, rüzgâr

enerjisi Çin’deki yenilenebilir enerji kurulumlarında baskın konumda yer almıştır.

Söz konusu yılda Shen Zhen ve Shanghai’de şebeke bağlantılı büyük ölçekli PV

sistem deneme projeleri başlatılmıştır. 2004 yılında Çin PV piyasasındaki olumlu

gelişmelerin arkasında yatan en önemli neden, Almanya’da Yenilenebilir Enerji

Kanununda yapılan değişiklikle teşviklerin önemli ölçüde artırılması sonucunda

Çin’de üretilen PV sistemlere yönelik talebin yükselmesidir.127

2005 yılında Çin Ulusal Milletler Kongresi Daimi Kurulu tarafından

onaylanarak yürürlüğe giren Yenilenebilir Enerji Kanunu, yenilenebilir enerji

kaynaklarının gelişmesini teşvik etmek üzere hazırlanan ilk yasal düzenlemedir. Söz

konusu Kanunla ilk kez ulusal teşvik programının genel çerçevesi belirlenmiş,

yenilenebilir enerji kaynakları üretimi hedefleri ortaya konulmuştur. Sonrasında

hazırlanan politika belgelerine kaynak teşkil eden Kanunla yenilenebilir enerji

kalkınma programında yeni bir dönem başlatılmıştır.128

2009 yılında PV endüstrisinin yurtdışı pazarlara bağımlılığını azaltmak, ABD

ve Avrupa ile yaşanması muhtemel ticaret anlaşmazlığı durumunda bunun endüstriye

olası etkilerini önlemek amacıyla Çin hükümeti, Altın Çatılar (Golden Roofs) ve

Altın Güneş Programı isimli ulusal sübvansiyon programlarını başlatmıştır.129 Her iki

program kapsamında, belirlenen kriterleri taşıyan PV sistem kurulumlarının yatırım 126 Zhang and He, 2013:396. 127 Qiang at al, 2014:314. 128 Moosavian at al, 2013:50. 129 Huo and Zhang, 2012:40, 41.

45

maliyetinin belli bir oranı hükümet tarafından karşılanmıştır. Programlarla binalarda

ve şebeke bağlantısı olmayan alanlarda PV sistem uygulamaları yaygınlaştırılmaya

çalışılmış, belirli verimlilik seviyesinin üzerindeki PV hücrelerin kullanımı teşvik

edilmiştir. Sonuç olarak, Altın Çatılar ve Altın Güneş Programı gibi çeşitli ulusal ve

bölgesel teşvik paketlerinin yürürlüğe konulması, Çin PV pazarının gelişmesini

sağlamıştır.

2009 ve 2010 yıllarında hükümet güneş enerjisi projeleri için hazırlanan iki

aşamalı kamu ihale sürecini başlatmıştır. İhalelerin sonucunda PV sistem elektrik

fiyatları ülkedeki PV endüstrisinin beklediğinden düşük seviyelerde belirlenmiş, bu

durum PV ekipman tedarikçileri ve enerji şirketlerinin yatırım kararlarını olumsuz

yönde etkilemiştir. Sonrasında, PV imalatçıları hükümete daha yüksek seviyelerde

teşvik vermesi konusunda baskı yapmış ve böylece 2011 yılında Ulusal Kalkınma ve

Reform Komisyonu (The National Development and Reform Commission)

tarafından ilk kez ulusal FIT politikası açıklanmıştır. İlk uygulamada güneş enerjisi

sistemlerinin tamamı için tek bir FIT oranı belirlenmiştir. 2013 yılında yenilenen FIT

politikasında eyaletler üç gruba ayrılmış olup bölgenin ortalama yıllık ışınlanma

değerine ve kurulum maliyetine göre tarife değişmektedir. 20 yıl boyunca uygulanan

satın alma garantili tarifeler; 1’nci bölgedeki eyaletlerde 0,90 RMB/kWh (14,4 dolar

sent130/kWh), 2’inci de 0,95 RMB/kWh (15,2 sent/kWh), 3’üncü

de 1 RMB/kWh (16 sent/kWh)’tir. Dağıtık enerji sistemlerinde ise FIT oranı 0,42

RMB/kWh (6,72 sent/kWh) seviyesinde belirlenmiştir.131

Son yıllarda Çin, talep artırıcı politika ve desteklerle hidrolik dışındaki

yenilenebilir enerji kaynaklarına yönelik önemli hedefler belirlemiştir. Güneş enerjisi

teknolojilerinden CSP sistemleri umut verici bir seçenek olsa da Çin’de daha olgun

bir teknoloji olan PV sistemler daha çok tercih edilmiştir. 2011 yılına gelindiğinde

ilk kez toplam 342,5 MW kurulu gücündeki dört yeni projeyle CSP sistem

kurulumları Çin’de yer almaya başlamıştır. On İkinci 5 Yıllık Plan’da 2018 yılına

kadar CSP kurulu gücünün 1,8 GW’a yükseltilmesi hedeflenmektedir. Ayrıca, 2014

130 Çalışmada “dolar sent” para birimi “sent” olarak kısaltılmıştır. 131 Qiang at al, 2014:313.

46

46

yılı Ağustos ayında ilk kez bir CSP projesine 19,2 Dolar sent/kWh’lik bir alım

garantisi uygulanmaya başlanmıştır.132

Çin enerji politikası iki aşamalı bir yaklaşımla oluşturulmaktadır. Merkezi

hükümet öncelikle beş yıllık planlarla genel politika amaçlarını belirlemekte,

ardından bakanlıklar, ajanslar ve Ulusal Halk Kongresi (National People Congress)

planlara göre belirli ve hedeflenmiş program ve politikalarını şekillendirmektedir.133

En son 2012 yılında ilân edilen On İkinci 5 Yıllık Kalkınma Planında 2015 yılına

kadar elektrik tüketiminin yüzde 20’sinin yenilenebilir enerji kaynaklarından

karşılanması ve güneş enerjisi kurulu kapasitesinin 25 GW’a yükselmesi

hedeflenmektedir.134

2013 yılının sonuna gelindiğinde hükümet teşvik politikasını değiştirmeye

karar vermiştir. Hükümet, 2013 yılı öncesinde büyük ölçekli PV kurulumlarına

odaklanıyor iken, sonrasında dağıtık PV’lerin yaygınlaşması amacıyla teşvik

politikaları uygulamaya başlamıştır. Politika değişikliğinin arkasında yatan sebepler;

dağıtık güneş PV’lerinin büyük ölçekli sistemlerle karşılaştırıldığında maliyet

avantajı sunması, nihai elektrik tüketicilerine elektrik üretme imkânı yaratması ve

gelişmekte olan bir sanayi olmasından dolayı yeni iş imkânları sağlamasıdır.

Hükümetin 8 GW seviyesinde dağıtık GES kurulu güç hedefi bulunmakta olup 2013

yılı sonu itibarıyla 4 GW kurulu güce ulaşılmıştır. Söz konusu PV sistemlerini

desteklemek amacıyla 2013 yılında Çin Hükümeti İletim Şirketi (State Grid

Corporation of China) bütün dağıtık PV sistem uygulamalarına ücretsiz bağlantı

hizmeti sunmaya başlamıştır.135 Ayrıca, yerel yönetimlerin kendi programlarına

dağıtık PV sistemleri dâhil etmeleri ve özellikle öncelikli bölgelerdeki yatırımcıları

bu konuda yönlendirmeleri hususunda politikalar belirlenmiştir.

FIT kapsamında tarife ödemelerinin bütçeye ve nihai elektrik tüketicilerine

etkisi nedeniyle Çin hükümeti 2020 yılına kadar yeni kurulacak tesisler için tarife

seviyesini kademeli olarak azaltarak teşvik politikasını sonlandırmayı

planlamaktadır. 2020-2025 yılları arasında yenilenebilir enerji kaynaklarından 132 IRENA, 2014a:13. 133 Sener and Fthenakis, 2014:863. 134 IRENA, 2014b: 38. 135 IRENA, 2014a:38.

47

elektrik üretiminin fosil yakıtlı santrallerle tamamen rekabet edebilir duruma

geleceği tahmin edildiği için, piyasanın gelişiminin devamının parasal teşviklerden

ziyade düzenleyici desteklerin (örneğin bağlantı önceliği ve zorunluluğu)

verilmesiyle mümkün olacağı değerlendirilmektedir.

Çin, 2000 yılında öncelikle kırsal alanlarda yaşayan vatandaşlarının elektrik

ihtiyacını karşılamak üzere hazırladığı programlar, ardından ulusal programlarında

belirlediği hedefler doğrultusunda GES’lere yönelik sübvansiyon ve FIT teşvikleriyle

dünyada PV piyasasının gelişmesine katkı sağlayan en önemli ülkelerden birisidir.

2.3.3. ABD

1973 yılında ortaya çıkan enerji krizi sonucunda fosil kaynaklı yakıtların

fiyatlarının önemli oranda yükselmesi dünyadaki diğer ülkeler gibi ABD’nin de yerli

ve yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımını artırmak üzere politikalar

geliştirmesine neden olmuştur. 1978 yılında yenilenebilir enerji kaynaklarını teşvik

etmek üzere hazırlanan ilk yasal düzenleme olan Ulusal Enerji Hizmetlerini

Düzenleme Politikaları Kanunu (Public Utility Regulatory Policies Act-PURPA)

onaylanmıştır.136 Söz konusu Kanunla ülkede FIT politikası ilk kez uygulanmaya

başlamıştır.

1990'lı yıllara gelindiğinde ABD yenilenebilir enerji piyasasında durgunluk

yaşanmıştır. Durgunluğun sebeplerinden bazıları doğal gaz fiyatlarının önemli ölçüde

düşmesiyle yenilenebilir enerji santrallerinin cazibesini kaybetmesi, uygulanan vergi

teşviklerinin yürürlükten kaldırılması ve son olarak hükümetin yenilenebilir enerji

alanında yürütülen Ar-Ge faaliyetlerine sağladığı finansman imkânlarını büyük

oranda azaltmasıdır.137

Söz konusu Kanunun uygulama döneminden (1978-1990 yılları arası) sonra,

ABD’de önceden belirlenen fiyatlar (FIT) ile yenilenebilir enerji kaynaklarını teşvik

yerine maliyetlerin en aza indirildiği serbest piyasa ortamında teşvik tercih edilmiştir.

Hâlihazırda California ile beraber yalnız beş eyalet FIT politikasını

136 US Department of the Interior, Bureau of Reclamation, 17.03.2015. <http://www.usbr.gov/power/legislation/purpa.pdf> 137 Martinot at al, 2005.

47

46

yılı Ağustos ayında ilk kez bir CSP projesine 19,2 Dolar sent/kWh’lik bir alım

garantisi uygulanmaya başlanmıştır.132

Çin enerji politikası iki aşamalı bir yaklaşımla oluşturulmaktadır. Merkezi

hükümet öncelikle beş yıllık planlarla genel politika amaçlarını belirlemekte,

ardından bakanlıklar, ajanslar ve Ulusal Halk Kongresi (National People Congress)

planlara göre belirli ve hedeflenmiş program ve politikalarını şekillendirmektedir.133

En son 2012 yılında ilân edilen On İkinci 5 Yıllık Kalkınma Planında 2015 yılına

kadar elektrik tüketiminin yüzde 20’sinin yenilenebilir enerji kaynaklarından

karşılanması ve güneş enerjisi kurulu kapasitesinin 25 GW’a yükselmesi


2013 yılının sonuna gelindiğinde hükümet teşvik politikasını değiştirmeye

karar vermiştir. Hükümet, 2013 yılı öncesinde büyük ölçekli PV kurulumlarına

odaklanıyor iken, sonrasında dağıtık PV’lerin yaygınlaşması amacıyla teşvik

politikaları uygulamaya başlamıştır. Politika değişikliğinin arkasında yatan sebepler;

dağıtık güneş PV’lerinin büyük ölçekli sistemlerle karşılaştırıldığında maliyet

avantajı sunması, nihai elektrik tüketicilerine elektrik üretme imkânı yaratması ve

gelişmekte olan bir sanayi olmasından dolayı yeni iş imkânları sağlamasıdır.

Hükümetin 8 GW seviyesinde dağıtık GES kurulu güç hedefi bulunmakta olup 2013

yılı sonu itibarıyla 4 GW kurulu güce ulaşılmıştır. Söz konusu PV sistemlerini

desteklemek amacıyla 2013 yılında Çin Hükümeti İletim Şirketi (State Grid

Corporation of China) bütün dağıtık PV sistem uygulamalarına ücretsiz bağlantı

hizmeti sunmaya başlamıştır.135 Ayrıca, yerel yönetimlerin kendi programlarına

dağıtık PV sistemleri dâhil etmeleri ve özellikle öncelikli bölgelerdeki yatırımcıları

bu konuda yönlendirmeleri hususunda politikalar belirlenmiştir.

FIT kapsamında tarife ödemelerinin bütçeye ve nihai elektrik tüketicilerine

etkisi nedeniyle Çin hükümeti 2020 yılına kadar yeni kurulacak tesisler için tarife

seviyesini kademeli olarak azaltarak teşvik politikasını sonlandırmayı

planlamaktadır. 2020-2025 yılları arasında yenilenebilir enerji kaynaklarından 132 IRENA, 2014a:13. 133 Sener and Fthenakis, 2014:863. 134 IRENA, 2014b: 38. 135 IRENA, 2014a:38.

47

elektrik üretiminin fosil yakıtlı santrallerle tamamen rekabet edebilir duruma

geleceği tahmin edildiği için, piyasanın gelişiminin devamının parasal teşviklerden

ziyade düzenleyici desteklerin (örneğin bağlantı önceliği ve zorunluluğu)

verilmesiyle mümkün olacağı değerlendirilmektedir.

Çin, 2000 yılında öncelikle kırsal alanlarda yaşayan vatandaşlarının elektrik

ihtiyacını karşılamak üzere hazırladığı programlar, ardından ulusal programlarında

belirlediği hedefler doğrultusunda GES’lere yönelik sübvansiyon ve FIT teşvikleriyle

dünyada PV piyasasının gelişmesine katkı sağlayan en önemli ülkelerden birisidir.

2.3.3. ABD

1973 yılında ortaya çıkan enerji krizi sonucunda fosil kaynaklı yakıtların

fiyatlarının önemli oranda yükselmesi dünyadaki diğer ülkeler gibi ABD’nin de yerli

ve yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımını artırmak üzere politikalar

geliştirmesine neden olmuştur. 1978 yılında yenilenebilir enerji kaynaklarını teşvik

etmek üzere hazırlanan ilk yasal düzenleme olan Ulusal Enerji Hizmetlerini

Düzenleme Politikaları Kanunu (Public Utility Regulatory Policies Act-PURPA)

onaylanmıştır.136 Söz konusu Kanunla ülkede FIT politikası ilk kez uygulanmaya

başlamıştır.

1990'lı yıllara gelindiğinde ABD yenilenebilir enerji piyasasında durgunluk

yaşanmıştır. Durgunluğun sebeplerinden bazıları doğal gaz fiyatlarının önemli ölçüde

düşmesiyle yenilenebilir enerji santrallerinin cazibesini kaybetmesi, uygulanan vergi

teşviklerinin yürürlükten kaldırılması ve son olarak hükümetin yenilenebilir enerji

alanında yürütülen Ar-Ge faaliyetlerine sağladığı finansman imkânlarını büyük

oranda azaltmasıdır.137

Söz konusu Kanunun uygulama döneminden (1978-1990 yılları arası) sonra,

ABD’de önceden belirlenen fiyatlar (FIT) ile yenilenebilir enerji kaynaklarını teşvik

yerine maliyetlerin en aza indirildiği serbest piyasa ortamında teşvik tercih edilmiştir.

Hâlihazırda California ile beraber yalnız beş eyalet FIT politikasını

136 US Department of the Interior, Bureau of Reclamation, 17.03.2015. <http://www.usbr.gov/power/legislation/purpa.pdf> 137 Martinot at al, 2005.

48

48

uygulamaktadır.138 2013 yılında büyük ölçekli PV sistem üretimlerinin yalnızca

yüzde 2’si FIT, büyük çoğunluğu (yüzde 92’si) ise elektrik satış sözleşmeleri (Power

Purchasing Agreements)139 kapsamında değerlendirilmiştir.140 Avrupa’da FIT, güneş

enerjisinden elektrik üretiminin yaygınlaşmasında etkin bir politika enstrümanı

olurken; ABD’de yenilenebilir enerji kota uygulaması, çift taraflı sayaç sistemleri ve

diğer vergi ve sübvansiyon politikaları FIT destek mekanizmasına göre daha yaygın

bir şekilde uygulanmaktadır.

Yenilenebilir enerjinin gelişimini sağlayan bir diğer önemli politika aracı ise

yenilenebilir enerji kota uygulaması olup bu ara yeşil sertifika sistemiyle beraber

uygulanmaktadır. 1983 yılında yenilenebilir enerji kota uygulaması ilk kez

ABD’deki bir eyalette uygulanmaya başlanmıştır. 1990’lı yıllarda yedi eyalet daha

yenilenebilir enerji politikalarının arasına yenilenebilir enerji kota uygulamasını

dâhil etmiştir. Günümüzde ise ABD’de 30 eyalet söz konusu teşvik politikasını

uygulamaktadır. Esnek bir politika aracı olan yenilenebilir enerji kota uygulamasında

her bir eyalet kendi piyasasının iç dinamikleri doğrultusunda belirlediği tarihlere

kadar yenilenebilir enerji çeşidine göre bir hedef ortaya koymaktadır.141 Söz konusu

politika enstrümanı ağırlıklı olarak büyük ölçekli PV sistem uygulamalarının

yaygınlaşmasını teşvik etmektedir. 2013 yılında ABD’de gerçekleşen ilâve büyük

ölçekli PV sistem kurulu kapasitenin yüzde 71’i California’da yer almaktadır.142

Çift taraflı sayaç sistemleri politikası ilk kez 1982 yılında Massachusetts’te

uygulanmaya başlamıştır. Söz konusu teşvik politikası şu anda 45 eyaletin

yenilenebilir enerji destekleme politikaları içerisinde yer almaktadır.143 Politikanın

uygulandığı eyaletlerde teşvik kapsamında belirlenen; sistemlerin kurulu gücü,

138 EIA (US Energy Information Administration), 01.02.2015. <http://www.eia.gov/electricity/policies/provider_programs.cfm> 139 Elektrik satış sözleşmelerinde, yatırımcı elektrik tüketicisi adına bütün maliyetleri üstlenerek GES kurulumunu gerçekleştirmekte, tüketici ise üretilen elektriği belirlenen fiyat üzerinden belli süreliğine alım taahhüdünde bulunmaktadır. Böylece, tüketici, perakende satış fiyatı üzerinden tarifelendirilen elektriği daha düşük fiyattan alma imkânına sahip olmaktadır. 140 IREC (Interstate Renewable Energy Council), 2014:13 http://www.irecusa.org/publications/annual-u-s-solar-market-trends-report/. 141 Eastin, 2014:127. 142 IREC, 2014:12. http://www.irecusa.org/publications/annual-u-s-solar-market-trends-report/ 143 DSIRE (Database of State Incentives of Renewable and Efiiciency), 15.03.2015. <http://programs.dsireusa.org/system/program/maps>

49

üretim ve tüketim mahsuplaşma dönemi, ödeme şekli ve kuralları birbirinden

farklıdır. 2000-2013 yılları arasında uygulanan çift taraflı sayaç sistemleri teşvik

politikası sonucunda dağıtık PV sistem kurulumları yıllık ortalama yüzde 50’den

fazla artmıştır.144 2013 yılında ABD’de dağıtık PV sistem kurulumlarının yüzde 95’i

çift taraflı sayaç politikası kapsamında değerlendirilmiş olup kalan kısmı sadece

kendi tüketimini karşılamak üzere gerçekleşen kurulumlardır.145

Son birkaç yıldır ABD’de uygulanan teşvik mekanizmaları içerisinde PV

sisteminin yaygınlaşmasını sağlayan temel politika enstrümanı vergi kredisidir.146

Hükümet, Yenilenebilir Enerji Vergi Kredisi politikasını ilk kez 1992 yılında

yayımlanan Enerji Politikası Kanunu (Energy Policy Act)147 ile düzenlemiş ve bu

Kanun sonrasında politika birçok kez değişikliğe uğramıştır. Vergi kredileri;

yenilenebilir enerji üretimi vergi kredisi, yenilenebilir enerji yatırımı vergi kredisi,

konutlarda yenilenebilir enerji vergi kredisi olmak üzere üç farklı şekilde

uygulanmaktadır.

Yukarıda özetlenen finansal destek politikaları haricinde Amerikan Enerji

Bakanlığı (DOE) Yenilenebilir Enerji ve Enerji Verimliliği biriminin 2011 yılında

başlattığı SunShot Programı kapsamında güneş enerjisinden elektrik üretim

maliyetinin diğer geleneksel santrallerle rekabet edecek düzeye indirilmesi

amaçlanmaktadır. Söz konusu Programla büyük ölçekli PV ve CSP santrallerinden

üretilen elektriğin indirgenmiş maliyetinin 2020 yılına kadar 0,06 D olar/kWh

değerine düşmesi amaçlanmakta ve bu kapsamda teknolojik verimliliği yükseltecek,

inşaat ve hizmet maliyetlerini (soft costs) düşürecek Ar-Ge faaliyetleri

desteklenmektedir.148

Ayrıca, kamu arazilerinde uygulanacak yenilenebilir enerji projelerini

hızlandırmak ve yaygınlaştırmak amacıyla çeşitli çalışmalar sürdürülmektedir. 2014

144 SEIA (Solar Energy Industries Associations), 04.02.2015. <http://www.seia.org/policy/solar-technology/photovoltaic-solar-electric> 145 IREC, 2014:14. http://www.irecusa.org/publications/annual-u-s-solar-market-trends-report/ 146 IEA, 2014c:117, 125. 147 US Department of the Bureau of Reclamation , 24.03.2015. <http://www.usbr.gov/power/legislation/epa92.pdf> 148 US Department of Energy (DOE), 18.03.2015. <http://energy.gov/eere/sunshot/photovoltaics>

49

48

uygulamaktadır.138 2013 yılında büyük ölçekli PV sistem üretimlerinin yalnızca

yüzde 2’si FIT, büyük çoğunluğu (yüzde 92’si) ise elektrik satış sözleşmeleri (Power

Purchasing Agreements)139 kapsamında değerlendirilmiştir.140 Avrupa’da FIT, güneş

enerjisinden elektrik üretiminin yaygınlaşmasında etkin bir politika enstrümanı

olurken; ABD’de yenilenebilir enerji kota uygulaması, çift taraflı sayaç sistemleri ve

diğer vergi ve sübvansiyon politikaları FIT destek mekanizmasına göre daha yaygın

bir şekilde uygulanmaktadır.

Yenilenebilir enerjinin gelişimini sağlayan bir diğer önemli politika aracı ise

yenilenebilir enerji kota uygulaması olup bu ara yeşil sertifika sistemiyle beraber

uygulanmaktadır. 1983 yılında yenilenebilir enerji kota uygulaması ilk kez

ABD’deki bir eyalette uygulanmaya başlanmıştır. 1990’lı yıllarda yedi eyalet daha

yenilenebilir enerji politikalarının arasına yenilenebilir enerji kota uygulamasını

dâhil etmiştir. Günümüzde ise ABD’de 30 eyalet söz konusu teşvik politikasını

uygulamaktadır. Esnek bir politika aracı olan yenilenebilir enerji kota uygulamasında

her bir eyalet kendi piyasasının iç dinamikleri doğrultusunda belirlediği tarihlere

kadar yenilenebilir enerji çeşidine göre bir hedef ortaya koymaktadır.141 Söz konusu

politika enstrümanı ağırlıklı olarak büyük ölçekli PV sistem uygulamalarının

yaygınlaşmasını teşvik etmektedir. 2013 yılında ABD’de gerçekleşen ilâve büyük

ölçekli PV sistem kurulu kapasitenin yüzde 71’i California’da yer almaktadır.142

Çift taraflı sayaç sistemleri politikası ilk kez 1982 yılında Massachusetts’te

uygulanmaya başlamıştır. Söz konusu teşvik politikası şu anda 45 eyaletin

yenilenebilir enerji destekleme politikaları içerisinde yer almaktadır.143 Politikanın

uygulandığı eyaletlerde teşvik kapsamında belirlenen; sistemlerin kurulu gücü,

138 EIA (US Energy Information Administration), 01.02.2015. <http://www.eia.gov/electricity/policies/provider_programs.cfm> 139 Elektrik satış sözleşmelerinde, yatırımcı elektrik tüketicisi adına bütün maliyetleri üstlenerek GES kurulumunu gerçekleştirmekte, tüketici ise üretilen elektriği belirlenen fiyat üzerinden belli süreliğine alım taahhüdünde bulunmaktadır. Böylece, tüketici, perakende satış fiyatı üzerinden tarifelendirilen elektriği daha düşük fiyattan alma imkânına sahip olmaktadır. 140 IREC (Interstate Renewable Energy Council), 2014:13 http://www.irecusa.org/publications/annual-u-s-solar-market-trends-report/. 141 Eastin, 2014:127. 142 IREC, 2014:12. http://www.irecusa.org/publications/annual-u-s-solar-market-trends-report/ 143 DSIRE (Database of State Incentives of Renewable and Efiiciency), 15.03.2015. <http://programs.dsireusa.org/system/program/maps>

49

üretim ve tüketim mahsuplaşma dönemi, ödeme şekli ve kuralları birbirinden

farklıdır. 2000-2013 yılları arasında uygulanan çift taraflı sayaç sistemleri teşvik

politikası sonucunda dağıtık PV sistem kurulumları yıllık ortalama yüzde 50’den

fazla artmıştır.144 2013 yılında ABD’de dağıtık PV sistem kurulumlarının yüzde 95’i

çift taraflı sayaç politikası kapsamında değerlendirilmiş olup kalan kısmı sadece

kendi tüketimini karşılamak üzere gerçekleşen kurulumlardır.145

Son birkaç yıldır ABD’de uygulanan teşvik mekanizmaları içerisinde PV

sisteminin yaygınlaşmasını sağlayan temel politika enstrümanı vergi kredisidir.146

Hükümet, Yenilenebilir Enerji Vergi Kredisi politikasını ilk kez 1992 yılında

yayımlanan Enerji Politikası Kanunu (Energy Policy Act)147 ile düzenlemiş ve bu

Kanun sonrasında politika birçok kez değişikliğe uğramıştır. Vergi kredileri;

yenilenebilir enerji üretimi vergi kredisi, yenilenebilir enerji yatırımı vergi kredisi,

konutlarda yenilenebilir enerji vergi kredisi olmak üzere üç farklı şekilde

uygulanmaktadır.

Yukarıda özetlenen finansal destek politikaları haricinde Amerikan Enerji

Bakanlığı (DOE) Yenilenebilir Enerji ve Enerji Verimliliği biriminin 2011 yılında

başlattığı SunShot Programı kapsamında güneş enerjisinden elektrik üretim

maliyetinin diğer geleneksel santrallerle rekabet edecek düzeye indirilmesi

amaçlanmaktadır. Söz konusu Programla büyük ölçekli PV ve CSP santrallerinden

üretilen elektriğin indirgenmiş maliyetinin 2020 yılına kadar 0,06 D olar/kWh

değerine düşmesi amaçlanmakta ve bu kapsamda teknolojik verimliliği yükseltecek,

inşaat ve hizmet maliyetlerini (soft costs) düşürecek Ar-Ge faaliyetleri

desteklenmektedir.148

Ayrıca, kamu arazilerinde uygulanacak yenilenebilir enerji projelerini

hızlandırmak ve yaygınlaştırmak amacıyla çeşitli çalışmalar sürdürülmektedir. 2014

144 SEIA (Solar Energy Industries Associations), 04.02.2015. <http://www.seia.org/policy/solar-technology/photovoltaic-solar-electric> 145 IREC, 2014:14. http://www.irecusa.org/publications/annual-u-s-solar-market-trends-report/ 146 IEA, 2014c:117, 125. 147 US Department of the Bureau of Reclamation , 24.03.2015. <http://www.usbr.gov/power/legislation/epa92.pdf> 148 US Department of Energy (DOE), 18.03.2015. <http://energy.gov/eere/sunshot/photovoltaics>

50

50

yılında yayımlanan İklim Eylem Planıyla kamu arazilerinde güneş, rüzgâr ve

jeotermal yatırımlarının izin ve ÇED süreçleri kolaylaştırılmıştır. Buna ek olarak,

Arazi Yönetimi Kurumu (Bureau of Land Management) güneş enerjisi yatırımlarını

teşvik etmek amacıyla batı eyaletlerinde kamu arazileri üzerinde kapsamlı bir çevre

analizi yapmış ve batı eyaletlerinin birkaçında 17 tane güneş enerjisi bölgesi (solar

energy zones) tespit etmiştir.

Belirlenen politikalar ve teşvik uygulamaları neticesinde 1984 yılından

itibaren bugüne kadar güneş enerjisinden elektrik üreten ABD’de, 2014 yılının

sonunda büyük ölçekli güneş enerjisi sistemleri 18,32 TWh miktarında üretim ile

toplam elektrik üretiminin yüzde 0,54’ünü karşılamıştır.149

Tablo 2.5. 2014 Yılı ABD Elektrik Tüketimi, Nüfus ve Fotovoltaik Kapasite Verileri

Toplam Elektrik Tüketimi (TWh) 4.093 Nüfus (Milyon) 316 Güneş Işınımı (kWh/kW) 1.300 Toplam Kurulu PV Gücü (GW) 18,3 Toplam CSP Kurulu Gücü (GW) 1,6 Güneş Enerjisinin Toplam Elektrik Üretimindeki Payı (%) 0,54 Kaynak:IEA PVPS, 2014:16; IEA PVPS, 2015a:12; EIA, 2015 kaynaklarından derlenerek hazırlanmıştır.

IEA’nın Orta Vadeli Yenilenebilir Enerji Görünümü Raporunda, ABD’de

2020 yılına kadar PV ve CSP sistem mevcut kapasitesine sırasıyla 39 GW ve 2 GW

yeni kapasite ilâve edileceği öngörülmektedir. İlâve edilecek PV kurulu gücünün

yüzde 55’ini konut ve ticari PV sistem uygulamalarının oluşturacağı, özellikle 2016

yılından sonra yenilenebilir enerji yatırımı vergi kredisi uygulamasının

tamamlanması ile büyük ölçekli sistem kurulumlarının yavaşlayacağı tahmin

edilmektedir.150 EIA’nın uzun dönemli projeksiyon çalışmasında da, ülkede 2040

yılına kadar güneş enerjisinden elektrik üretiminin yılda ortalama yüzde 7,5 oranında

149 EIA, 15.05.2015. <http://www.eia.gov/electricity/monthly/epm_table_grapher.cfm?t=epmt_1_1> 150 IEA, 2014d, 33.

51

artacağı ve güneşin yenilenebilir elektrik üretimi içerisinde en hızlı büyüyen kaynak

olacağı tahmin edilmektedir. 151

2.3.4. Japonya

1974 yılında yaşanan petrol krizi, petrol ithal eden ülkeleri büyük çapta

etkilemiş, artan enerji fiyatlarının bütçeye getirdiği yük artmıştır. Bu durum,

yurtiçinde çok az petrol ve doğal gaz rezervi olan Japonya’nın enerji üretim

politikasına yenilenebilir enerji kaynaklarını dâhil etmesine neden olmuştur.

Aynı yılda Uluslararası Ticaret ve Sanayi Bakanlığı tarafından başlatılan

Güneş Işığı Programı (Sun Shine Program) ile ilk kez hükümet petrole alternatif

kaynak arayışına geçmiştir. Bu kapsamda, kamu, sanayi ve akademi işbirliği

sağlanarak yenilenebilir enerji alanında Ar-Ge faaliyetlerine destek verilmiş, ayrıca

uygulama projeleri de yapılmıştır. Program, ülkedeki PV endüstrisinin gelişmesine

büyük katkı sağlamıştır. Programın sonucunda 1992 yılında ilk kez PV sistemlerden

elektrik üretilmeye başlanmıştır.152

1994 yılında Japon hükümeti konutlarda PV sistem kurulumlarına yönelik

ulusal teşvik programını başlatmıştır. Program kapsamında, konutlarda 1-5 kW

kapasiteli PV sistem kurulumlarında ilk yatırım maliyetinin yüzde 50’si finanse

edilmiştir. Programın uygulanma süresi içerisinde (1994-2005) toplam 930 MW’ın

üzerinde güce sahip 250.000 adet PV sistem kurulumu gerçekleşmiş ve ortalama PV

sistem maliyeti yüzde 66 oranında azalmıştır.153

Yenilenebilir enerji kota uygulaması 2003 yılında hükümetin yenilenebilir

enerji politikaları arasına dâhil edilmiş ve bu politika ile 2010 yılına kadar elektrik

üretiminin yüzde 1,35’inin yenilenebilir enerji kaynaklarından karşılanması

hedeflenmiştir. Ancak sonrasında uygulanan teşvik politikaları güneş enerjisi

yatırımlarını artırmaya yetmemiştir.154 2009 yılına kadar Avrupa’dan farklı olarak

Japonya’nın yenilenebilir enerji piyasasını teşvik etmek için temel politika aracı

151 IEA, 2014c:125. 152 Kimura, 2009:1. 153 Muhammad-Sukki at al, 2014:637. 154 Haas at al, 2008:30.

51

50

yılında yayımlanan İklim Eylem Planıyla kamu arazilerinde güneş, rüzgâr ve

jeotermal yatırımlarının izin ve ÇED süreçleri kolaylaştırılmıştır. Buna ek olarak,

Arazi Yönetimi Kurumu (Bureau of Land Management) güneş enerjisi yatırımlarını

teşvik etmek amacıyla batı eyaletlerinde kamu arazileri üzerinde kapsamlı bir çevre

analizi yapmış ve batı eyaletlerinin birkaçında 17 tane güneş enerjisi bölgesi (solar

energy zones) tespit etmiştir.

Belirlenen politikalar ve teşvik uygulamaları neticesinde 1984 yılından

itibaren bugüne kadar güneş enerjisinden elektrik üreten ABD’de, 2014 yılının

sonunda büyük ölçekli güneş enerjisi sistemleri 18,32 TWh miktarında üretim ile

toplam elektrik üretiminin yüzde 0,54’ünü karşılamıştır.149

Tablo 2.5. 2014 Yılı ABD Elektrik Tüketimi, Nüfus ve Fotovoltaik Kapasite Verileri

Toplam Elektrik Tüketimi (TWh) 4.093 Nüfus (Milyon) 316 Güneş Işınımı (kWh/kW) 1.300 Toplam Kurulu PV Gücü (GW) 18,3 Toplam CSP Kurulu Gücü (GW) 1,6 Güneş Enerjisinin Toplam Elektrik Üretimindeki Payı (%) 0,54 Kaynak:IEA PVPS, 2014:16; IEA PVPS, 2015a:12; EIA, 2015 kaynaklarından derlenerek hazırlanmıştır.

IEA’nın Orta Vadeli Yenilenebilir Enerji Görünümü Raporunda, ABD’de

2020 yılına kadar PV ve CSP sistem mevcut kapasitesine sırasıyla 39 GW ve 2 GW

yeni kapasite ilâve edileceği öngörülmektedir. İlâve edilecek PV kurulu gücünün

yüzde 55’ini konut ve ticari PV sistem uygulamalarının oluşturacağı, özellikle 2016

yılından sonra yenilenebilir enerji yatırımı vergi kredisi uygulamasının

tamamlanması ile büyük ölçekli sistem kurulumlarının yavaşlayacağı tahmin

edilmektedir.150 EIA’nın uzun dönemli projeksiyon çalışmasında da, ülkede 2040

yılına kadar güneş enerjisinden elektrik üretiminin yılda ortalama yüzde 7,5 oranında

149 EIA, 15.05.2015. <http://www.eia.gov/electricity/monthly/epm_table_grapher.cfm?t=epmt_1_1> 150 IEA, 2014d, 33.

51

artacağı ve güneşin yenilenebilir elektrik üretimi içerisinde en hızlı büyüyen kaynak

olacağı tahmin edilmektedir. 151

2.3.4. Japonya

1974 yılında yaşanan petrol krizi, petrol ithal eden ülkeleri büyük çapta

etkilemiş, artan enerji fiyatlarının bütçeye getirdiği yük artmıştır. Bu durum,

yurtiçinde çok az petrol ve doğal gaz rezervi olan Japonya’nın enerji üretim

politikasına yenilenebilir enerji kaynaklarını dâhil etmesine neden olmuştur.

Aynı yılda Uluslararası Ticaret ve Sanayi Bakanlığı tarafından başlatılan

Güneş Işığı Programı (Sun Shine Program) ile ilk kez hükümet petrole alternatif

kaynak arayışına geçmiştir. Bu kapsamda, kamu, sanayi ve akademi işbirliği

sağlanarak yenilenebilir enerji alanında Ar-Ge faaliyetlerine destek verilmiş, ayrıca

uygulama projeleri de yapılmıştır. Program, ülkedeki PV endüstrisinin gelişmesine

büyük katkı sağlamıştır. Programın sonucunda 1992 yılında ilk kez PV sistemlerden

elektrik üretilmeye başlanmıştır.152

1994 yılında Japon hükümeti konutlarda PV sistem kurulumlarına yönelik

ulusal teşvik programını başlatmıştır. Program kapsamında, konutlarda 1-5 kW

kapasiteli PV sistem kurulumlarında ilk yatırım maliyetinin yüzde 50’si finanse

edilmiştir. Programın uygulanma süresi içerisinde (1994-2005) toplam 930 MW’ın

üzerinde güce sahip 250.000 adet PV sistem kurulumu gerçekleşmiş ve ortalama PV

sistem maliyeti yüzde 66 oranında azalmıştır.153

Yenilenebilir enerji kota uygulaması 2003 yılında hükümetin yenilenebilir

enerji politikaları arasına dâhil edilmiş ve bu politika ile 2010 yılına kadar elektrik

üretiminin yüzde 1,35’inin yenilenebilir enerji kaynaklarından karşılanması

hedeflenmiştir. Ancak sonrasında uygulanan teşvik politikaları güneş enerjisi

yatırımlarını artırmaya yetmemiştir.154 2009 yılına kadar Avrupa’dan farklı olarak

Japonya’nın yenilenebilir enerji piyasasını teşvik etmek için temel politika aracı

151 IEA, 2014c:125. 152 Kimura, 2009:1. 153 Muhammad-Sukki at al, 2014:637. 154 Haas at al, 2008:30.

52

52

olarak yenilenebilir enerji kota uygulamasını tercih etmiş olması, küresel piyasadaki

lider konumunu kaybetmesine neden olmuştur.

2004 yılından sonra Japonya’da gerçekleşen PV sistem kurulumlarının artış

hızındaki yavaşlama neticesinde yenilenebilir enerji hedefine ulaşılamamıştır. 2008

yılında Japon hükümetinin ilan ettiği Düşük Karbonlu Topluma Ulaşma Eylem Planı

(Action Plan for Achieving a Low-Carbon Society) ile yenilenebilir enerji üretimi

hedefi güncellenmiş ve mevcut yıldaki PV kurulu gücünün 2020 ve 2030 yıllarına

kadar sırasıyla 10 ve 40 kat artması hedeflenmiştir.155 Aynı yıl yayımlanan Güneş

Enerjisinden Elektrik Üretiminin Yaygınlaştırılması Eylem Planı (Action Plan for

Promoting of Solar Power Generation) ile yeni bir teşvik programı uygulamaya

konulmuştur.156

2009 yılında sübvansiyon desteği tekrar başlatılmış, ayrıca, 500 kW’a kadar

kurulu güce sahip PV sistemler için FIT mekanizması geliştirilmiştir. Diğer ülkelerde

uygulanan FIT politikasından farklı olarak sadece arz fazlası elektrik kapsama

alınmıştır. 2011 yılına kadar uygulanan teşvik politikaları neticesinde PV sistem

kurulumlarının yaklaşık yüzde 90’ının konutlarda gerçekleştiği tahmin

edilmektedir.157

2011 yılı Ağustos ayında Yenilenebilir Enerji Kaynaklarından Üretilen

Elektriğin Satın Alınması Kanunu (The Act on Purchase of Renewable Energy

Sourced Electricity by Electric Utilities) yayımlanmış ve söz konusu Kanunla

kapsamlı bir FIT politikası oluşturulmuştur. FIT politikasında 10 kW’ın üzerindeki

PV sistemlere 20 yıl, 10 kW’ın altındaki PV sistemlere 10 yıl süreli alım garantisi

verilmiş olup tamamı için FIT oranı 42 Yen/kWh158 olarak belirlenmiştir.159 Böylece,

teşvik sisteminde önceki düzenlemelerden farklı olarak konut dışındaki ticari,

endüstriyel ve büyük ölçekli PV sistem uygulamaları da destek kapsamına alınmıştır.

155 Prime Minister of Japan and His Cabinet, 2008:13. <http://japan.kantei.go.jp/policy/ondanka/final080729.pdf > 156 Muhammed-Sukki at al, 2014:637, 638. 157 Sener and Fthenakis, 2014:863. 158 2013 yılı Ağustos ayında 1 Yen ortalama 0,013 değerinde gerçekleşmiş olup 10 kW’ın altındaki sistemlerde uygulanan FIT oranı 54,5 cent/kWh seviyesinde hesaplanmıştır. X-Rates, 02.09.2015. <http://www.x-rates.com/average/?from=JPY&to=USD&amount=1&year=2011> 159 IEA/IRENA Joint Policies and Measures Database for Global Renewable Energy, 2012. <http://www.iea.org/policiesandmeasures/renewableenergy/>

53

Yenilenen ve kapsamı genişletilen FIT politikası Japon PV piyasasının gelişimini

hızlandırmıştır. Teşvik sisteminin uygulanmaya başladığı 2012 yılından itibaren

2014 yılı sonuna kadar geçen sürede 16,7 GW ilâve kapasite sisteme dâhil edilerek

toplam kurulu güç 23,3 GW’a yükselmiştir ve toplam elektrik tüketiminin yüzde

2,4’ü PV sistemlerden karşılanmıştır (Tablo 2.6).

Tablo 2.6. 2014 Yılı Japonya Elektrik Tüketimi, Nüfus ve Fotovoltaik Kapasite Verileri

Toplam Elektrik Tüketimi (TWh) 965 Nüfus (Milyon) 127 Güneş Işınımı (kWh/kW) 1.050 Toplam Kurulu Gücü (GW) 23,3 PV’nin Toplam Elektrik Üretimindeki Payı (%) 2,4 Kaynak: IEA PVPS, 2014:18; IEA PVPS, 2015d:5’ten yararlanılarak hazırlanmıştır.

Japonya, büyük ölçekli güneş enerjisi sistemlerinin kurulumu için gerekli

geniş açık alanlarının yeterli olmamasına ve yıl boyunca nispeten düşük güneş

ışınlanma değerlerine sahip bulunmasına rağmen, 2004 yılı sonuna kadar kurulu PV

kapasitesiyle dünyada lider konumda olmuştur.160 Japonya’nın bu başarısının

arkasında, uyguladığı uzun dönemli Ar-Ge programları ile 1990’lı yıllarda başlattığı

teşvik politikaları yer almaktadır. 2011 yılında yaşanan Fukuşima faciasından sonra

Japonya’da enerji politikaları yeniden yapılandırılmış ve elektrik arzında nükleer

enerjiye olan bağımlılığı azaltmak amacıyla diğer enerji kaynaklarına yönelik

politikalara ağırlık verilmeye başlanmış, böylece ülkede PV piyasası tekrar yükselişe

geçmiştir. Gelecek yıllarda da Japonya PV piyasasının hızlı bir şekilde büyümeye

devam edeceği tahmin edilmektedir. Bu doğrultuda Japon Fotovoltaik Enerji

Birliğinin (Japan Photovoltaic Energy Association) yapmış olduğu PV yol haritası

çalışmasına göre ülkedeki PV kurulu gücünün 2020 yılına kadar 49 GW’a, 2030

yılında ise 102 GW’a yükseleceği, söz konusu kapasitelerin yıllık elektrik

tüketiminin yaklaşık yüzde 10’unu karşılayacağı öngörülmektedir.161

160 IEA PVPS, 2014:67. 161 Hahn, 2014:1.

53

52

olarak yenilenebilir enerji kota uygulamasını tercih etmiş olması, küresel piyasadaki

lider konumunu kaybetmesine neden olmuştur.

2004 yılından sonra Japonya’da gerçekleşen PV sistem kurulumlarının artış

hızındaki yavaşlama neticesinde yenilenebilir enerji hedefine ulaşılamamıştır. 2008

yılında Japon hükümetinin ilan ettiği Düşük Karbonlu Topluma Ulaşma Eylem Planı

(Action Plan for Achieving a Low-Carbon Society) ile yenilenebilir enerji üretimi

hedefi güncellenmiş ve mevcut yıldaki PV kurulu gücünün 2020 ve 2030 yıllarına

kadar sırasıyla 10 ve 40 kat artması hedeflenmiştir.155 Aynı yıl yayımlanan Güneş

Enerjisinden Elektrik Üretiminin Yaygınlaştırılması Eylem Planı (Action Plan for

Promoting of Solar Power Generation) ile yeni bir teşvik programı uygulamaya

konulmuştur.156

2009 yılında sübvansiyon desteği tekrar başlatılmış, ayrıca, 500 kW’a kadar

kurulu güce sahip PV sistemler için FIT mekanizması geliştirilmiştir. Diğer ülkelerde

uygulanan FIT politikasından farklı olarak sadece arz fazlası elektrik kapsama

alınmıştır. 2011 yılına kadar uygulanan teşvik politikaları neticesinde PV sistem

kurulumlarının yaklaşık yüzde 90’ının konutlarda gerçekleştiği tahmin

edilmektedir.157

2011 yılı Ağustos ayında Yenilenebilir Enerji Kaynaklarından Üretilen

Elektriğin Satın Alınması Kanunu (The Act on Purchase of Renewable Energy

Sourced Electricity by Electric Utilities) yayımlanmış ve söz konusu Kanunla

kapsamlı bir FIT politikası oluşturulmuştur. FIT politikasında 10 kW’ın üzerindeki

PV sistemlere 20 yıl, 10 kW’ın altındaki PV sistemlere 10 yıl süreli alım garantisi

verilmiş olup tamamı için FIT oranı 42 Yen/kWh158 olarak belirlenmiştir.159 Böylece,

teşvik sisteminde önceki düzenlemelerden farklı olarak konut dışındaki ticari,

endüstriyel ve büyük ölçekli PV sistem uygulamaları da destek kapsamına alınmıştır.

155 Prime Minister of Japan and His Cabinet, 2008:13. <http://japan.kantei.go.jp/policy/ondanka/final080729.pdf > 156 Muhammed-Sukki at al, 2014:637, 638. 157 Sener and Fthenakis, 2014:863. 158 2013 yılı Ağustos ayında 1 Yen ortalama 0,013 değerinde gerçekleşmiş olup 10 kW’ın altındaki sistemlerde uygulanan FIT oranı 54,5 cent/kWh seviyesinde hesaplanmıştır. X-Rates, 02.09.2015. <http://www.x-rates.com/average/?from=JPY&to=USD&amount=1&year=2011> 159 IEA/IRENA Joint Policies and Measures Database for Global Renewable Energy, 2012. <http://www.iea.org/policiesandmeasures/renewableenergy/>

53

Yenilenen ve kapsamı genişletilen FIT politikası Japon PV piyasasının gelişimini

hızlandırmıştır. Teşvik sisteminin uygulanmaya başladığı 2012 yılından itibaren

2014 yılı sonuna kadar geçen sürede 16,7 GW ilâve kapasite sisteme dâhil edilerek

toplam kurulu güç 23,3 GW’a yükselmiştir ve toplam elektrik tüketiminin yüzde

2,4’ü PV sistemlerden karşılanmıştır (Tablo 2.6).

Tablo 2.6. 2014 Yılı Japonya Elektrik Tüketimi, Nüfus ve Fotovoltaik Kapasite Verileri

Toplam Elektrik Tüketimi (TWh) 965 Nüfus (Milyon) 127 Güneş Işınımı (kWh/kW) 1.050 Toplam Kurulu Gücü (GW) 23,3 PV’nin Toplam Elektrik Üretimindeki Payı (%) 2,4 Kaynak: IEA PVPS, 2014:18; IEA PVPS, 2015d:5’ten yararlanılarak hazırlanmıştır.

Japonya, büyük ölçekli güneş enerjisi sistemlerinin kurulumu için gerekli

geniş açık alanlarının yeterli olmamasına ve yıl boyunca nispeten düşük güneş

ışınlanma değerlerine sahip bulunmasına rağmen, 2004 yılı sonuna kadar kurulu PV

kapasitesiyle dünyada lider konumda olmuştur.160 Japonya’nın bu başarısının

arkasında, uyguladığı uzun dönemli Ar-Ge programları ile 1990’lı yıllarda başlattığı

teşvik politikaları yer almaktadır. 2011 yılında yaşanan Fukuşima faciasından sonra

Japonya’da enerji politikaları yeniden yapılandırılmış ve elektrik arzında nükleer

enerjiye olan bağımlılığı azaltmak amacıyla diğer enerji kaynaklarına yönelik

politikalara ağırlık verilmeye başlanmış, böylece ülkede PV piyasası tekrar yükselişe

geçmiştir. Gelecek yıllarda da Japonya PV piyasasının hızlı bir şekilde büyümeye

devam edeceği tahmin edilmektedir. Bu doğrultuda Japon Fotovoltaik Enerji

Birliğinin (Japan Photovoltaic Energy Association) yapmış olduğu PV yol haritası

çalışmasına göre ülkedeki PV kurulu gücünün 2020 yılına kadar 49 GW’a, 2030

yılında ise 102 GW’a yükseleceği, söz konusu kapasitelerin yıllık elektrik

tüketiminin yaklaşık yüzde 10’unu karşılayacağı öngörülmektedir.161

160 IEA PVPS, 2014:67. 161 Hahn, 2014:1.

54

54

2.3.5. İtalya

İtalya, coğrafi konumu itibarıyla güneşlenme süresi ve güneş ışınım şiddeti

açısından şanslı olmasının yanı sıra uyguladığı teşvik politikalarıyla 2014 yılı

sonunda ulusal elektrik talebinin yüzde 7,6’sını PV sistemlerden karşılamıştır.162

İtalya’da yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretimini desteklemek

amacıyla hazırlanan ilk yasal düzenleme 2005 yılında yayımlanan Enerji Kanunu

(Conto Energia)’dur.163 Günümüze kadar birçok değişikliğe uğrayan İtalya FIT

politikası, söz konusu Kanunla yürürlüğe girmiş olup 2005 yılından 2012 yılına

kadar beş kere değişikliğe uğramıştır. Söz konusu Kanun ilk aşamada sadece nihai

elektrik tüketicilerinin elektrik üretmelerini teşvik etmek üzere hazırlanmıştır. 2007

yılında Kanunda yapılan değişiklikle tüm PV sistem elektrik üretimi (ürettiği

elektriğin tamamını şebekeye verenler dâhil) FIT kapsamına alınmıştır.164

2010 yılında Kanunda yapılan üçüncü değişiklikle geleneksel, gelişime açık

ve yoğunlaştırılmış olmak üzere PV sistemler kendi içerisinde üç gruba ayrılmış, her

biri için farklı bir FIT oranı belirlenmiştir. Geleneksel sistemler de kendi aralarında

binalardaki PV sistemler ve diğerleri olarak iki gruba bölünmüştür.165 İtalya, FIT

mekanizmasını belirtilen şekilde kategorize etmesi neticesinde binalarda güneş

enerjisi sistem kurulumlarına ve yoğunlaştırılmış PV sistemlere en fazla maddi

desteği veren ülke olmuştur.166

İtalya’daki FIT mekanizmasının uygulanma şekli ikiye ayrılmaktadır. İlkinde,

elektrik üretiminin tamamının şebekeye verilmesi durumunda önceden belirlenen

sabit tarifeden işlem gerçekleşmekte; ikincisinde, tüketim fazlası elektriğin satışı

piyasa fiyatının üzerine eklenen prim fiyat çerçevesinde yapılmaktadır. Her iki

fiyatlama yönteminde de dört aylık periyotlarla destek miktarı azaltılmaktadır.167

162 IEA, 2015a:4, 12. 163 Autorita per I'energia elettrica il gas e il sistema idrico, 01.02.2015. < http://www.autorita.energia.it/it/docs/riferimenti/decreto_050728.html > 164 Sgroi at al, 2014:3988 165 Dusonchet and Telaretti, 2015:992. 166 IEA PVPS, 2014:27. 167 Campoccia at al, 2014:534.

55

2011 yılında PV sistem kurulu gücünde büyük miktarda artış meydana gelmiş

(9,3 GW), bu durum devletin PV teknolojisine verdiği desteği azaltmasına neden

olmuştur. 2012 yılında yayımlanan Kanunun beşinci versiyonunda (Conto Energia

V) zemine monteli PV sistemlerde uygulanan FIT oranlarında ortalama yüzde 43,

çatı tipi PV sistemlerde yüzde 39 oranında indirim gerçekleşmiş; ayrıca, FIT ve FIP

ödemelerine ayrılan bütçeye tavan uygulaması başlatılmıştır.168 FIT oranlarının

düşürülmesiyle 2012 yılından itibaren büyük ölçekli PV sistem kurulumları büyük

oranda azalmıştır.

2013 yılı Haziran ayında FIT ve FIP ödemeleri toplamının Kanunla

belirlenen bütçe tavanına (yıllık 6,7 milyar Euro) ulaşması sonrasında İtalyan enerji

piyasasının düzenleyici kurumu, FIT ve FIP teşvik sistemlerinin yeni kurulacak PV

sistemlere uygulanmayacağını açıklamıştır.169 Diğer taraftan, 20 kW’ın altındaki

kapasiteli çatı tipi PV sistemlere vergi teşvik politikası (10 yıl süreliğine PV sistem

yatırım harcamalarının yüzde 36-50 arasındaki miktarının sistem sahibinin gelir

vergisinden indirilmesi) uygulanmaya başlanmış, böylece konutlardaki PV sistem

kurulumlarının desteklenmesi devam etmiştir.

2014 yılı Ağustos ayında İtalyan hükümeti FIT uygulamasında geriye dönük

değişiklikler yapmıştır. 200 kW’ın üzerindeki PV kapasitesine sahip yatırımcılara iki

seçenek sunulmuştur. Bunlardan birinde, 20 yıl olan alım garantisi süresi 24 yıla

uzatılmış olup tarife oranında kalan teşvik kapsamındaki süreye bağlı olarak yüzde

17-25 arasında bir indirim yapılmış, diğerinde 20 yıl olan garantili alım süresinde

değişiklik olmadan tarife yüzde 12 oranında azaltılmıştır.170

FIT mekanizmasına alternatif olarak düzenlenen çift taraflı sayaç

sistemlerinin yasal altyapısı 74/08 sayılı Elektrik ve Gaz Düzenleyici Otorite

Kararıyla oluşturulmuştur. 2012 yılında tekrar değişikliğe uğrayan çift taraflı sayaç

sistemleri ülkede yenilenebilir enerji kaynaklarını teşvik etmek üzere uygulanan

168 Brown, 2013:30. 169 Donat at al, 2013:2. 170 Mondaq, 05.12.2015. <http://www.mondaq.com/x/324550/Oil+Gas+Electricity/Amendments+To+The+FeedInTariffs+For+PV+Plants+In+Italy>

55

54

2.3.5. İtalya

İtalya, coğrafi konumu itibarıyla güneşlenme süresi ve güneş ışınım şiddeti

açısından şanslı olmasının yanı sıra uyguladığı teşvik politikalarıyla 2014 yılı

sonunda ulusal elektrik talebinin yüzde 7,6’sını PV sistemlerden karşılamıştır.162

İtalya’da yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretimini desteklemek

amacıyla hazırlanan ilk yasal düzenleme 2005 yılında yayımlanan Enerji Kanunu

(Conto Energia)’dur.163 Günümüze kadar birçok değişikliğe uğrayan İtalya FIT

politikası, söz konusu Kanunla yürürlüğe girmiş olup 2005 yılından 2012 yılına

kadar beş kere değişikliğe uğramıştır. Söz konusu Kanun ilk aşamada sadece nihai

elektrik tüketicilerinin elektrik üretmelerini teşvik etmek üzere hazırlanmıştır. 2007

yılında Kanunda yapılan değişiklikle tüm PV sistem elektrik üretimi (ürettiği

elektriğin tamamını şebekeye verenler dâhil) FIT kapsamına alınmıştır.164

2010 yılında Kanunda yapılan üçüncü değişiklikle geleneksel, gelişime açık

ve yoğunlaştırılmış olmak üzere PV sistemler kendi içerisinde üç gruba ayrılmış, her

biri için farklı bir FIT oranı belirlenmiştir. Geleneksel sistemler de kendi aralarında

binalardaki PV sistemler ve diğerleri olarak iki gruba bölünmüştür.165 İtalya, FIT

mekanizmasını belirtilen şekilde kategorize etmesi neticesinde binalarda güneş

enerjisi sistem kurulumlarına ve yoğunlaştırılmış PV sistemlere en fazla maddi

desteği veren ülke olmuştur.166

İtalya’daki FIT mekanizmasının uygulanma şekli ikiye ayrılmaktadır. İlkinde,

elektrik üretiminin tamamının şebekeye verilmesi durumunda önceden belirlenen

sabit tarifeden işlem gerçekleşmekte; ikincisinde, tüketim fazlası elektriğin satışı

piyasa fiyatının üzerine eklenen prim fiyat çerçevesinde yapılmaktadır. Her iki

fiyatlama yönteminde de dört aylık periyotlarla destek miktarı azaltılmaktadır.167

162 IEA, 2015a:4, 12. 163 Autorita per I'energia elettrica il gas e il sistema idrico, 01.02.2015. < http://www.autorita.energia.it/it/docs/riferimenti/decreto_050728.html > 164 Sgroi at al, 2014:3988 165 Dusonchet and Telaretti, 2015:992. 166 IEA PVPS, 2014:27. 167 Campoccia at al, 2014:534.

55

2011 yılında PV sistem kurulu gücünde büyük miktarda artış meydana gelmiş

(9,3 GW), bu durum devletin PV teknolojisine verdiği desteği azaltmasına neden

olmuştur. 2012 yılında yayımlanan Kanunun beşinci versiyonunda (Conto Energia

V) zemine monteli PV sistemlerde uygulanan FIT oranlarında ortalama yüzde 43,

çatı tipi PV sistemlerde yüzde 39 oranında indirim gerçekleşmiş; ayrıca, FIT ve FIP

ödemelerine ayrılan bütçeye tavan uygulaması başlatılmıştır.168 FIT oranlarının

düşürülmesiyle 2012 yılından itibaren büyük ölçekli PV sistem kurulumları büyük

oranda azalmıştır.

2013 yılı Haziran ayında FIT ve FIP ödemeleri toplamının Kanunla

belirlenen bütçe tavanına (yıllık 6,7 milyar Euro) ulaşması sonrasında İtalyan enerji

piyasasının düzenleyici kurumu, FIT ve FIP teşvik sistemlerinin yeni kurulacak PV

sistemlere uygulanmayacağını açıklamıştır.169 Diğer taraftan, 20 kW’ın altındaki

kapasiteli çatı tipi PV sistemlere vergi teşvik politikası (10 yıl süreliğine PV sistem

yatırım harcamalarının yüzde 36-50 arasındaki miktarının sistem sahibinin gelir

vergisinden indirilmesi) uygulanmaya başlanmış, böylece konutlardaki PV sistem

kurulumlarının desteklenmesi devam etmiştir.

2014 yılı Ağustos ayında İtalyan hükümeti FIT uygulamasında geriye dönük

değişiklikler yapmıştır. 200 kW’ın üzerindeki PV kapasitesine sahip yatırımcılara iki

seçenek sunulmuştur. Bunlardan birinde, 20 yıl olan alım garantisi süresi 24 yıla

uzatılmış olup tarife oranında kalan teşvik kapsamındaki süreye bağlı olarak yüzde

17-25 arasında bir indirim yapılmış, diğerinde 20 yıl olan garantili alım süresinde

değişiklik olmadan tarife yüzde 12 oranında azaltılmıştır.170

FIT mekanizmasına alternatif olarak düzenlenen çift taraflı sayaç

sistemlerinin yasal altyapısı 74/08 sayılı Elektrik ve Gaz Düzenleyici Otorite

Kararıyla oluşturulmuştur. 2012 yılında tekrar değişikliğe uğrayan çift taraflı sayaç

sistemleri ülkede yenilenebilir enerji kaynaklarını teşvik etmek üzere uygulanan

168 Brown, 2013:30. 169 Donat at al, 2013:2. 170 Mondaq, 05.12.2015. <http://www.mondaq.com/x/324550/Oil+Gas+Electricity/Amendments+To+The+FeedInTariffs+For+PV+Plants+In+Italy>

56

56

etkin bir politika aracıdır.171 Geleneksel çift taraflı sayaç sisteminden farklı bir

yöntemle teşvik mekanizması uygulanmakta olup arz fazlası elektrik, sabit bir alım

fiyatından ziyade, gün içerisindeki saatlik zaman dilimlerinde değişen tarife ile

değerlendirilmektedir. Ayrıca, söz konusu sistemde şebekeye verilen ile şebekeden

çekilerek tüketilen elektriğin mahsuplaştırılması her altı ayda bir yapılmaktadır. Çift

taraflı ölçüm sistemlerinin kapsamında sadece 200 kW’ın altındaki PV sistem

kurulumları bulunmaktadır. 200 kW’ın üzerindeki kapasitede ise sistem işletmecisi

elektriğin tamamını şebekeye verebilmekte ya da bir kısmını kendi tüketimini

karşılamak üzere değerlendirebilmektedir.

2014 yılı Kasım ayında çift taraflı ölçüm sistemleri politikasında kapasite

sınırı 200 kW’tan 500 kW’a yükseltilmiş, böylece ticari PV sistem uygulamaları

teşvik kapsamına alınmıştır. Küçük ölçekli tesislere sağlanan teşviklerle ülkedeki PV

kurulu güç artışının devamlılığı sağlanmıştır.172

Çift taraflı sayaç sistemi ve FIT mekanizmasından yararlanmayan PV sistem

operatörünün yıllık 2.000 MWh’in altında elektrik üretmesi halinde en düşük tarife

oranıyla piyasa satış fiyatı arasında tercih hakkı bulunmaktadır. Yıllık üretimi 2.000

MWh’in üzerinde olan tesislerde ise sadece piyasa fiyatından satış

yapılabilmektedir.173

İtalya’nın teşvik politikasında özellikle 2012 yılından itibaren büyük değişim

olmuş, tarife oranları azaltılmış, geçmişe yönelik uygulamalarla sistem

işletmecilerine verilen taahhütler yerine getirilmemiştir. Bunun sonucunda

yatırımcılar, piyasanın geleceğini öngörememelerine bağlı olarak yatırım kararlarını

ertelemiş ya da iptal etmiştir. İtalya’nın gelecek yıllardaki PV kurulu güç artışının

geçmiş yıllardaki kadar yüksek oranlarda seyretmeyeceği tahmin edilmektedir.

171 Dusonchet and Telaretti, 2015:992. 172 PV Magazine, 08.03.2015. <http://www.pv-magazine.com/news/details/beitrag/italian-net-metering-expanded-up-to-500 kw_100016377/#axzz3UUda8XLv> 173 Campoccia at al, 2014:534.

57

Tablo 2.7. 2014 Yılı İtalya Elektrik Tüketimi, Nüfus ve Fotovoltaik Kapasite Verileri

Toplam Elektrik Tüketimi (TWh) 309 Nüfus (Milyon) 60 Güneş Işınımı (kWh/kW) 1.326 Toplam Kurulu Gücü (GW) 18,5 PV’nin Toplam Elektrik Üretimindeki Payı (yüzde) 7,6 Kaynak: IEA PVPS, 2014:27; IEA PVPS, 2015a:4, 12; IEA PVPS, 2015e:67’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

2.3.6. İspanya

Avrupa ülkeleri arasında en fazla güneşlenme süresine sahip olan İspanya,

güneş enerjisinden elektrik üretimi alanında oldukça avantajlı bir coğrafyaya

sahiptir.174 CSP teknolojisinde dünyada en fazla kurulu güce sahip olan İspanya, en

büyük PV kurulu gücüne sahip ilk on ülke arasında yer almaktadır. 2014 yılı sonu

itibarıyla İspanya toplam 2,3 GW kapasite ile CSP piyasasında birinci sırada yer

almaya devam etmiştir.175 İspanya, dünyada ulusal elektrik üretiminde CSP

santrallerinin görünür bir payı olan tek ülkedir.176 Son 10 yılda ülkede yenilenebilir

enerji sektörü büyük gelişme kaydetmiştir. Ülkede 2020 yılına kadar yenilenebilir

enerji kaynaklarının toplam elektrik üretiminin yüzde 38,1’ini karşılaması


Kamu ve özel sektörün yenilenebilir enerji kaynakları yatırımlarına yönelik

ilk politika hedefi 1984 yılında Yenilenebilir Enerji Planı ile oluşturulmuştur. 1990’lı

yılların ortalarına doğru Plan revize edilmiş ve teknolojiye yönelik çalışmalar

gerçekleştirilmiştir. 1994 yılında yayımlanan 2366/1994 sayılı Kraliyet Kararnamesi

çerçevesinde tarife aralıkları yöntemiyle ilk kez yenilenebilir enerji tarifelerinin

belirlenmesine yönelik çalışmalar başlatılmış, ardından 1997 yılında yayımlanan

Elektrik Güç Kanunu (Electric Power Act) ile FIT mekanizması tamamen

oluşturulmuştur.178 FIT, ülkede yenilenebilir enerji kaynaklarından, özellikle de

rüzgâr ve güneş enerjisinden elektrik üretiminin büyük oranda büyümesini sağlayan 174 Wikipedia, Solar Power in Spain, 12.01.2015. <http://en.wikipedia.org/wiki/Solar_power_in_Spain> 175 REN 21, 2015:64. 176 IEA, 2014h:10. 177 IRENA, 2013a. 178 CNE (National Energy Regulatory Commission Spain) (İspanya Ulusal Enerji Düzenleme Kurumu), 2008.

57

56

etkin bir politika aracıdır.171 Geleneksel çift taraflı sayaç sisteminden farklı bir

yöntemle teşvik mekanizması uygulanmakta olup arz fazlası elektrik, sabit bir alım

fiyatından ziyade, gün içerisindeki saatlik zaman dilimlerinde değişen tarife ile

değerlendirilmektedir. Ayrıca, söz konusu sistemde şebekeye verilen ile şebekeden

çekilerek tüketilen elektriğin mahsuplaştırılması her altı ayda bir yapılmaktadır. Çift

taraflı ölçüm sistemlerinin kapsamında sadece 200 kW’ın altındaki PV sistem

kurulumları bulunmaktadır. 200 kW’ın üzerindeki kapasitede ise sistem işletmecisi

elektriğin tamamını şebekeye verebilmekte ya da bir kısmını kendi tüketimini

karşılamak üzere değerlendirebilmektedir.

2014 yılı Kasım ayında çift taraflı ölçüm sistemleri politikasında kapasite

sınırı 200 kW’tan 500 kW’a yükseltilmiş, böylece ticari PV sistem uygulamaları

teşvik kapsamına alınmıştır. Küçük ölçekli tesislere sağlanan teşviklerle ülkedeki PV

kurulu güç artışının devamlılığı sağlanmıştır.172

Çift taraflı sayaç sistemi ve FIT mekanizmasından yararlanmayan PV sistem

operatörünün yıllık 2.000 MWh’in altında elektrik üretmesi halinde en düşük tarife

oranıyla piyasa satış fiyatı arasında tercih hakkı bulunmaktadır. Yıllık üretimi 2.000

MWh’in üzerinde olan tesislerde ise sadece piyasa fiyatından satış

yapılabilmektedir.173

İtalya’nın teşvik politikasında özellikle 2012 yılından itibaren büyük değişim

olmuş, tarife oranları azaltılmış, geçmişe yönelik uygulamalarla sistem

işletmecilerine verilen taahhütler yerine getirilmemiştir. Bunun sonucunda

yatırımcılar, piyasanın geleceğini öngörememelerine bağlı olarak yatırım kararlarını

ertelemiş ya da iptal etmiştir. İtalya’nın gelecek yıllardaki PV kurulu güç artışının

geçmiş yıllardaki kadar yüksek oranlarda seyretmeyeceği tahmin edilmektedir.

171 Dusonchet and Telaretti, 2015:992. 172 PV Magazine, 08.03.2015. <http://www.pv-magazine.com/news/details/beitrag/italian-net-metering-expanded-up-to-500 kw_100016377/#axzz3UUda8XLv> 173 Campoccia at al, 2014:534.

57

Tablo 2.7. 2014 Yılı İtalya Elektrik Tüketimi, Nüfus ve Fotovoltaik Kapasite Verileri

Toplam Elektrik Tüketimi (TWh) 309 Nüfus (Milyon) 60 Güneş Işınımı (kWh/kW) 1.326 Toplam Kurulu Gücü (GW) 18,5 PV’nin Toplam Elektrik Üretimindeki Payı (yüzde) 7,6 Kaynak: IEA PVPS, 2014:27; IEA PVPS, 2015a:4, 12; IEA PVPS, 2015e:67’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

2.3.6. İspanya

Avrupa ülkeleri arasında en fazla güneşlenme süresine sahip olan İspanya,

güneş enerjisinden elektrik üretimi alanında oldukça avantajlı bir coğrafyaya

sahiptir.174 CSP teknolojisinde dünyada en fazla kurulu güce sahip olan İspanya, en

büyük PV kurulu gücüne sahip ilk on ülke arasında yer almaktadır. 2014 yılı sonu

itibarıyla İspanya toplam 2,3 GW kapasite ile CSP piyasasında birinci sırada yer

almaya devam etmiştir.175 İspanya, dünyada ulusal elektrik üretiminde CSP

santrallerinin görünür bir payı olan tek ülkedir.176 Son 10 yılda ülkede yenilenebilir

enerji sektörü büyük gelişme kaydetmiştir. Ülkede 2020 yılına kadar yenilenebilir

enerji kaynaklarının toplam elektrik üretiminin yüzde 38,1’ini karşılaması


Kamu ve özel sektörün yenilenebilir enerji kaynakları yatırımlarına yönelik

ilk politika hedefi 1984 yılında Yenilenebilir Enerji Planı ile oluşturulmuştur. 1990’lı

yılların ortalarına doğru Plan revize edilmiş ve teknolojiye yönelik çalışmalar

gerçekleştirilmiştir. 1994 yılında yayımlanan 2366/1994 sayılı Kraliyet Kararnamesi

çerçevesinde tarife aralıkları yöntemiyle ilk kez yenilenebilir enerji tarifelerinin

belirlenmesine yönelik çalışmalar başlatılmış, ardından 1997 yılında yayımlanan

Elektrik Güç Kanunu (Electric Power Act) ile FIT mekanizması tamamen

oluşturulmuştur.178 FIT, ülkede yenilenebilir enerji kaynaklarından, özellikle de

rüzgâr ve güneş enerjisinden elektrik üretiminin büyük oranda büyümesini sağlayan 174 Wikipedia, Solar Power in Spain, 12.01.2015. <http://en.wikipedia.org/wiki/Solar_power_in_Spain> 175 REN 21, 2015:64. 176 IEA, 2014h:10. 177 IRENA, 2013a. 178 CNE (National Energy Regulatory Commission Spain) (İspanya Ulusal Enerji Düzenleme Kurumu), 2008.

58

58

politika aracıdır. 1998 yılında yürürlüğe giren FIT mekanizması PV kurulumlarının

başlamasını sağlasa da düşük tarife değerleri nedeniyle bu mekanizmanın yaygın

kullanımı mümkün olmamıştır.179 Mekanizmanın yaygın biçimde kullanımı 2005

yılında Royal Decree 436/2004 sayılı Kraliyet Kararnamesi ile kabul edilerek 2010

yılına kadar uygulanan Yenilenebilir Enerji Kanunuyla başlamıştır.180 Söz konusu

Kararnameyle PV sistemlerinden üretilen elektriğe 25 sene boyunca 44,44 Euro

sent/kWh alım garantili fiyat verilmiş, bunun sonucunda özellikle 2006 ile 2008

yılları arasında İspanya piyasası hızlı bir gelişim göstermiştir. 2008 yılında büyük

kapasiteli PV kurulumları neticesinde İspanya, küresel PV piyasasında ilk sırada yer

almıştır.

2008 mali krizinin ardından, İspanyol hükümeti güneş enerjisi sistemlerine

verdiği sübvansiyonları büyük ölçüde azaltmış, yeni kurulacak sistemler için yıllık

500 MW’lık kapasite sınırlamasına gitmiş, görece düşük alım tarifelerini

benimsemiştir. Politika değişiklikleri, kapasite sınırlamaları ve kontrol uygulamaları

neticesinde 2009 yılında PV kurulu gücü ancak 60 MW büyüyebilmiş (2008 yılında

ilâve kurulu güç 2.758 MW’tır), piyasada oluşan belirsizlik ortamı nedeniyle de

birçok proje ya iptal edilmiş ya da ertelenmiştir.181

İspanya Avrupa’daki diğer ülkelerde olduğu gibi FIT maliyetlerini elektrik

tüketicilerinden finanse etmeyi tercih etmiştir. Perakende satış fiyatına bir tavan

belirlenmiş olup bu fiyat ile üretim maliyeti arasında bir fark olması durumunda

ortaya çıkan açık nihai olarak elektrik tüketicileri tarafından ödenmektedir. Toplam

açığın şimdiye kadar 34 milyar Avro değerinde olduğu, bu açığın yaklaşık yüzde

25’inin elektrik tüketicileri tarafından karşılandığı tahmin edilmektedir.182 Teşvik

kapsamındaki ödemelerin nihai elektrik tüketicilerinin bütçelerinde yarattığı baskı

haricindeki bir diğer önemli sorun, elektrik üretim tesislerindeki aşırı kapasiteye

karşılık iletim altyapısının sınırlı olmasıdır. Bu sorun, 2012 yılının başında şebeke

operatörleri ve elektrik üreticilerini karşı karşıya getirmiş ve sonucunda hükümet FIT

rejiminden faydalanan bütün yenilenebilir enerji ve kojenerasyon projeleri için

179 Sahu, 2015:628. 180 CNE, 2006. 181 IEA PVPS, 2014:28, 68. 182 IEA PVPS, 2014:29.

59

moratoryum ilan etmek zorunda kalmıştır. Söz konusu yılın Haziran ayında Avrupa

ülkeleri arasında ilk kez İspanya, yeni kurulacak tesisler için FIP ve FIT politikasının

uygulamasını durdurmuştur. Sonrasında PV sistemlerden elektrik üreticilerine

yapılan ödemeleri azaltmak için geçmişe yönelik FIT oranlarında indirimler

yapılmış, üretilen elektriğin FIT mekanizması kapsamında fiyatlandırılacağı saatlere

sınırlamalar getirilmiş, üreticilerden çeşitli vergiler ve şebeke kullanım ücreti

alınmıştır.183

İspanya’da 1990’lı yıllarda başlayan yenilenebilir enerji destekleme

politikaları neticesinde güneş enerji sistemi kurulumları hızla büyümüş ve

yaygınlaşmıştır. 2008 yılına kadar geçen süreçte Avrupa’nın ilk ticarileşmiş CSP

santrali İspanya’da inşa edilmiş, söz konusu yılda İspanya kümülatif PV kurulu güç

miktarı yönünden küresel piyasada lider konuma gelmiştir. Aynı yıl ülkedeki mali

kriz sonrasında getirilen kapasite sınırlamaları, destek miktarındaki indirim

uygulamaları ve geçmişe yönelik politika değişikleri piyasada politik risk potansiyeli

oluşturmuş ve yenilenebilir elektrik yatırımlarını önemli ölçüde etkilemiştir. İspanya

güneş enerjisi piyasasında yaşanan durgunluğun gelecek yıllarda da devam etmesi

beklenmektedir.

Tablo 2.8. 2014 Yılı İspanya Elektrik Tüketimi, Nüfus ve Fotovoltaik ve Yoğunlaştırılmış Güneş Enerjisi Sistemleri Kapasite Verileri

Toplam Elektrik Tüketimi (TWh) 223 Nüfus (Milyon) 47 Güneş Işınımı (kWh/kW) 1.600 Toplam PV Kurulu Gücü (GW) 5,4 PV’nin Toplam Elektrik Üretimindeki Payı (yüzde) 3,47 Toplam CSP Kurulu Gücü (GW) 2,3 CSP’nin Toplam Elektrik Üretimindeki Payı (yüzde) 2 Kaynak: IEA PVPS, 2014:28, IEA PVPS, 2015b:5’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

2.4. Değerlendirme

1970’li yıllarda dünyada ortaya çıkan petrol krizi sonrasında enerji

fiyatlarındaki ani yükseliş ülkelerin yenilenebilir enerji kaynaklarına yönelmelerine

neden olmuştur. Böylece, dünyada yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımını

artırmaya yönelik birçok destek politikası uygulanmaya başlamıştır. Yenilenebilir 183 Brown, 2013:21, 23.

59

58

politika aracıdır. 1998 yılında yürürlüğe giren FIT mekanizması PV kurulumlarının

başlamasını sağlasa da düşük tarife değerleri nedeniyle bu mekanizmanın yaygın

kullanımı mümkün olmamıştır.179 Mekanizmanın yaygın biçimde kullanımı 2005

yılında Royal Decree 436/2004 sayılı Kraliyet Kararnamesi ile kabul edilerek 2010

yılına kadar uygulanan Yenilenebilir Enerji Kanunuyla başlamıştır.180 Söz konusu

Kararnameyle PV sistemlerinden üretilen elektriğe 25 sene boyunca 44,44 Euro

sent/kWh alım garantili fiyat verilmiş, bunun sonucunda özellikle 2006 ile 2008

yılları arasında İspanya piyasası hızlı bir gelişim göstermiştir. 2008 yılında büyük

kapasiteli PV kurulumları neticesinde İspanya, küresel PV piyasasında ilk sırada yer

almıştır.

2008 mali krizinin ardından, İspanyol hükümeti güneş enerjisi sistemlerine

verdiği sübvansiyonları büyük ölçüde azaltmış, yeni kurulacak sistemler için yıllık

500 MW’lık kapasite sınırlamasına gitmiş, görece düşük alım tarifelerini

benimsemiştir. Politika değişiklikleri, kapasite sınırlamaları ve kontrol uygulamaları

neticesinde 2009 yılında PV kurulu gücü ancak 60 MW büyüyebilmiş (2008 yılında

ilâve kurulu güç 2.758 MW’tır), piyasada oluşan belirsizlik ortamı nedeniyle de

birçok proje ya iptal edilmiş ya da ertelenmiştir.181

İspanya Avrupa’daki diğer ülkelerde olduğu gibi FIT maliyetlerini elektrik

tüketicilerinden finanse etmeyi tercih etmiştir. Perakende satış fiyatına bir tavan

belirlenmiş olup bu fiyat ile üretim maliyeti arasında bir fark olması durumunda

ortaya çıkan açık nihai olarak elektrik tüketicileri tarafından ödenmektedir. Toplam

açığın şimdiye kadar 34 milyar Avro değerinde olduğu, bu açığın yaklaşık yüzde

25’inin elektrik tüketicileri tarafından karşılandığı tahmin edilmektedir.182 Teşvik

kapsamındaki ödemelerin nihai elektrik tüketicilerinin bütçelerinde yarattığı baskı

haricindeki bir diğer önemli sorun, elektrik üretim tesislerindeki aşırı kapasiteye

karşılık iletim altyapısının sınırlı olmasıdır. Bu sorun, 2012 yılının başında şebeke

operatörleri ve elektrik üreticilerini karşı karşıya getirmiş ve sonucunda hükümet FIT

rejiminden faydalanan bütün yenilenebilir enerji ve kojenerasyon projeleri için

179 Sahu, 2015:628. 180 CNE, 2006. 181 IEA PVPS, 2014:28, 68. 182 IEA PVPS, 2014:29.

59

moratoryum ilan etmek zorunda kalmıştır. Söz konusu yılın Haziran ayında Avrupa

ülkeleri arasında ilk kez İspanya, yeni kurulacak tesisler için FIP ve FIT politikasının

uygulamasını durdurmuştur. Sonrasında PV sistemlerden elektrik üreticilerine

yapılan ödemeleri azaltmak için geçmişe yönelik FIT oranlarında indirimler

yapılmış, üretilen elektriğin FIT mekanizması kapsamında fiyatlandırılacağı saatlere

sınırlamalar getirilmiş, üreticilerden çeşitli vergiler ve şebeke kullanım ücreti

alınmıştır.183

İspanya’da 1990’lı yıllarda başlayan yenilenebilir enerji destekleme

politikaları neticesinde güneş enerji sistemi kurulumları hızla büyümüş ve

yaygınlaşmıştır. 2008 yılına kadar geçen süreçte Avrupa’nın ilk ticarileşmiş CSP

santrali İspanya’da inşa edilmiş, söz konusu yılda İspanya kümülatif PV kurulu güç

miktarı yönünden küresel piyasada lider konuma gelmiştir. Aynı yıl ülkedeki mali

kriz sonrasında getirilen kapasite sınırlamaları, destek miktarındaki indirim

uygulamaları ve geçmişe yönelik politika değişikleri piyasada politik risk potansiyeli

oluşturmuş ve yenilenebilir elektrik yatırımlarını önemli ölçüde etkilemiştir. İspanya

güneş enerjisi piyasasında yaşanan durgunluğun gelecek yıllarda da devam etmesi

beklenmektedir.

Tablo 2.8. 2014 Yılı İspanya Elektrik Tüketimi, Nüfus ve Fotovoltaik ve Yoğunlaştırılmış Güneş Enerjisi Sistemleri Kapasite Verileri

Toplam Elektrik Tüketimi (TWh) 223 Nüfus (Milyon) 47 Güneş Işınımı (kWh/kW) 1.600 Toplam PV Kurulu Gücü (GW) 5,4 PV’nin Toplam Elektrik Üretimindeki Payı (yüzde) 3,47 Toplam CSP Kurulu Gücü (GW) 2,3 CSP’nin Toplam Elektrik Üretimindeki Payı (yüzde) 2 Kaynak: IEA PVPS, 2014:28, IEA PVPS, 2015b:5’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

2.4. Değerlendirme

1970’li yıllarda dünyada ortaya çıkan petrol krizi sonrasında enerji

fiyatlarındaki ani yükseliş ülkelerin yenilenebilir enerji kaynaklarına yönelmelerine

neden olmuştur. Böylece, dünyada yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımını

artırmaya yönelik birçok destek politikası uygulanmaya başlamıştır. Yenilenebilir 183 Brown, 2013:21, 23.

60

60

enerji kaynaklarının gelişmesini sağlayan teşvik mekanizmaları içerisinde bugüne

kadar en etkili olanı (dünyada yenilenebilir enerji kurulumlarındaki artışın yüzde

66’sını sağlayan) FIT politikasıdır. FIT politikasının uygulamasında ülkeler

genellikle PV sistem kapasite miktarına göre tarife oranını farklılaştırmıştır. FIT

politikasından sonra yenilenebilir enerji piyasasının gelişmesine en fazla katkı

sağlayan politika araçları sermaye sübvansiyonu ve vergi teşvikleridir.184

1980’li yılların ortalarında güneş enerjisi teknolojilerine yönelik Ar-Ge

çalışmaları başlatılmış, aynı zamanda pilot ölçekli uygulamalar gerçekleştirilmiş,

şebeke bağlantısız GES’ler inşa edilmiştir. Sonraki yıllarda çatı tipi PV sistem

kurulumları devletler tarafından teşvik edilmiş, bu şekilde PV imalat sanayisi

olgunlaşmaya başlamıştır.

1990’lı yılların başından 2004 yılına kadar Japonya PV kurulu güç büyüklük

sıralamasında birinci sırada yer almışken, 2004 yılından sonra Almanya hızlı bir

yükselişe geçmiştir. Almanya ve Japonya haricinde Çin, ABD, İtalya ve İspanya

küresel PV piyasasında önde gelen diğer ülkelerdir. 2012 yılından sonra Avrupa’da

PV sistemlere verilen teşviklerin büyük oranda azaltılması ve bazı ülkelerde (İtalya

ve İspanya gibi) yaşanan finansal krizler nedeniyle geriye dönük politika

değişikliklerinin yapılması, Avrupa PV piyasasında belirsizlik ortamı oluşturmuş ve

bunun sonucunda PV sistem kapasite artış hızı yavaşlamıştır. Yaşanan bu gelişmeler

gelecek yıllarda Asya ülkelerinin piyasada lider konuma geleceğinin habercisi

olmuştur.

Son yıllarda güneş enerjisi teknoloji maliyetlerinin hızlı bir şekilde düşmesi

kamu otoritelerini hem olumlu hem de olumsuz etkilemiştir. Bir yandan, ülkelerin

belirlediği hedefler doğrultusunda güneş enerjisinden elektrik üretimi artmıştır. Diğer

taraftan, kamu kuruluşlarının, güneş enerjisi yatırımlarını teşvik etmeye devam

ederken aynı zamanda yatırımcıların istenmeyen seviyelerde kâr etmelerini

önleyecek uygun ve yeterli düzeyde destek miktarlarını tespit etmesi zorlaşmıştır.

Destek politikalarının teknoloji maliyetleri doğrultusunda belirlenmemesi ve

184 IEA PVPS, 2014:36.

61

maliyetlere oranla yüksek miktarda desteklerin verilmesi durumunda ise

beklenmedik PV kapasite artışları ortaya çıkmıştır.

Politika belirleyicilerin karşılaştığı diğer bir önemli zorluk, destek ödemeleri

sonucunda oluşan mali yükün adaletli bir şekilde dağılımının sağlanmasıdır. Teşvik

mekanizmaları güneş enerjisi yatırımlarını kolaylaştırmış olsa da bazı durumlarda

destek miktarlarının, finansmanın sağlandığı elektrik tüketicilerine veya vergi

mükelleflerine daha fazla mali yük oluşturduğu görülmektedir. Örneğin, 2012 yılında

İtalya’da PV’lere verilen FIT desteği ödemeleri nedeniyle konutlar için belirlenen

elektrik satış fiyatları yüzde 10 artmıştır.185 Benzer şekilde, 2013 yılında Almanya’da

yenilenebilir teşvik ödemeleri için nihai elektrik tüketicilerinden birim kWh başına

5,3 € sent alınmış, faturalara yansıyan tutar bir önceki yıla göre yüzde 47 oranında

yükselmiştir.186 Ortaya çıkan sosyal adaletsizliğin önüne geçmek için bazı

hükümetler teşvik politikasında harcama tavanı belirlemiştir. Harcama tavanının

uygulanma yöntemi ülkeler arasında farklılık göstermekte olup ülkelerin bir kısmı

uygulanan teşvik sisteminin neden olduğu birim elektrik satış fiyatındaki artışa,

diğerleri ise yıllık PV sistem kapasite artışına kısıtlama getirmektedir.

PV maliyetlerinin son yıllardaki hızlı azalışıyla beraber güneş ışınım değeri

yüksek olan bazı ülkelerde PV sistemlerin geleneksel üretim santrallerinin üretim

maliyetine yaklaştığı görülmekte olup yakın zamanda onlarla rekabet edebilir düzeye

geleceği tahmin edilmektedir. Bu doğrultuda, bugüne kadar FIT politikasını başarılı

bir şekilde uygulayan Almanya yeni işletmeye girecek PV tesislerinde FIT

politikasını uygulamaktan vazgeçmiş olup gelecek yıllarda yapılacak ihalelerle PV

sistem üretim fiyatının belirlenmesini planlamaktadır. Benzer şekilde Çin’de de

kademeli olarak FIT politikasının uygulamasının sona ereceği öngörülmektedir.

Diğer ülkelerde de gelecek yıllarda PV sistemlere verilen teşviklerin büyük oranda

azaltılması, söz konusu sistemlerden şebekeye verilen elektriğin serbest piyasa

şartlarında fiyatlandırılması beklenmektedir.

185 IRENA, 2014a:35. 186 Brown, 2013:14.

61

60

enerji kaynaklarının gelişmesini sağlayan teşvik mekanizmaları içerisinde bugüne

kadar en etkili olanı (dünyada yenilenebilir enerji kurulumlarındaki artışın yüzde

66’sını sağlayan) FIT politikasıdır. FIT politikasının uygulamasında ülkeler

genellikle PV sistem kapasite miktarına göre tarife oranını farklılaştırmıştır. FIT

politikasından sonra yenilenebilir enerji piyasasının gelişmesine en fazla katkı

sağlayan politika araçları sermaye sübvansiyonu ve vergi teşvikleridir.184

1980’li yılların ortalarında güneş enerjisi teknolojilerine yönelik Ar-Ge

çalışmaları başlatılmış, aynı zamanda pilot ölçekli uygulamalar gerçekleştirilmiş,

şebeke bağlantısız GES’ler inşa edilmiştir. Sonraki yıllarda çatı tipi PV sistem

kurulumları devletler tarafından teşvik edilmiş, bu şekilde PV imalat sanayisi

olgunlaşmaya başlamıştır.

1990’lı yılların başından 2004 yılına kadar Japonya PV kurulu güç büyüklük

sıralamasında birinci sırada yer almışken, 2004 yılından sonra Almanya hızlı bir

yükselişe geçmiştir. Almanya ve Japonya haricinde Çin, ABD, İtalya ve İspanya

küresel PV piyasasında önde gelen diğer ülkelerdir. 2012 yılından sonra Avrupa’da

PV sistemlere verilen teşviklerin büyük oranda azaltılması ve bazı ülkelerde (İtalya

ve İspanya gibi) yaşanan finansal krizler nedeniyle geriye dönük politika

değişikliklerinin yapılması, Avrupa PV piyasasında belirsizlik ortamı oluşturmuş ve

bunun sonucunda PV sistem kapasite artış hızı yavaşlamıştır. Yaşanan bu gelişmeler

gelecek yıllarda Asya ülkelerinin piyasada lider konuma geleceğinin habercisi

olmuştur.

Son yıllarda güneş enerjisi teknoloji maliyetlerinin hızlı bir şekilde düşmesi

kamu otoritelerini hem olumlu hem de olumsuz etkilemiştir. Bir yandan, ülkelerin

belirlediği hedefler doğrultusunda güneş enerjisinden elektrik üretimi artmıştır. Diğer

taraftan, kamu kuruluşlarının, güneş enerjisi yatırımlarını teşvik etmeye devam

ederken aynı zamanda yatırımcıların istenmeyen seviyelerde kâr etmelerini

önleyecek uygun ve yeterli düzeyde destek miktarlarını tespit etmesi zorlaşmıştır.

Destek politikalarının teknoloji maliyetleri doğrultusunda belirlenmemesi ve

184 IEA PVPS, 2014:36.

61

maliyetlere oranla yüksek miktarda desteklerin verilmesi durumunda ise

beklenmedik PV kapasite artışları ortaya çıkmıştır.

Politika belirleyicilerin karşılaştığı diğer bir önemli zorluk, destek ödemeleri

sonucunda oluşan mali yükün adaletli bir şekilde dağılımının sağlanmasıdır. Teşvik

mekanizmaları güneş enerjisi yatırımlarını kolaylaştırmış olsa da bazı durumlarda

destek miktarlarının, finansmanın sağlandığı elektrik tüketicilerine veya vergi

mükelleflerine daha fazla mali yük oluşturduğu görülmektedir. Örneğin, 2012 yılında

İtalya’da PV’lere verilen FIT desteği ödemeleri nedeniyle konutlar için belirlenen

elektrik satış fiyatları yüzde 10 artmıştır.185 Benzer şekilde, 2013 yılında Almanya’da

yenilenebilir teşvik ödemeleri için nihai elektrik tüketicilerinden birim kWh başına

5,3 € sent alınmış, faturalara yansıyan tutar bir önceki yıla göre yüzde 47 oranında

yükselmiştir.186 Ortaya çıkan sosyal adaletsizliğin önüne geçmek için bazı

hükümetler teşvik politikasında harcama tavanı belirlemiştir. Harcama tavanının

uygulanma yöntemi ülkeler arasında farklılık göstermekte olup ülkelerin bir kısmı

uygulanan teşvik sisteminin neden olduğu birim elektrik satış fiyatındaki artışa,

diğerleri ise yıllık PV sistem kapasite artışına kısıtlama getirmektedir.

PV maliyetlerinin son yıllardaki hızlı azalışıyla beraber güneş ışınım değeri

yüksek olan bazı ülkelerde PV sistemlerin geleneksel üretim santrallerinin üretim

maliyetine yaklaştığı görülmekte olup yakın zamanda onlarla rekabet edebilir düzeye

geleceği tahmin edilmektedir. Bu doğrultuda, bugüne kadar FIT politikasını başarılı

bir şekilde uygulayan Almanya yeni işletmeye girecek PV tesislerinde FIT

politikasını uygulamaktan vazgeçmiş olup gelecek yıllarda yapılacak ihalelerle PV

sistem üretim fiyatının belirlenmesini planlamaktadır. Benzer şekilde Çin’de de

kademeli olarak FIT politikasının uygulamasının sona ereceği öngörülmektedir.

Diğer ülkelerde de gelecek yıllarda PV sistemlere verilen teşviklerin büyük oranda

azaltılması, söz konusu sistemlerden şebekeye verilen elektriğin serbest piyasa

şartlarında fiyatlandırılması beklenmektedir.

185 IRENA, 2014a:35. 186 Brown, 2013:14.

62

62

3. TÜRKİYE’DE ELEKTRİK ÜRETİMİNDE GÜNEŞ ENERJİSİNE YAKLAŞIM

Türkiye’de son yıllarda yaşanan hızlı ekonomik büyüme, hızlı nüfus artışı ve

yaşam standardının yükselmesi, enerji talebinde ciddi artışları beraberinde

getirmiştir. Enerji talebini çoğunlukla fosil enerji kaynaklarından karşılayan Türkiye,

birincil enerji kaynakları açısından büyük oranda dışa bağımlı olduğundan her yıl

milyarlarca dolar harcayarak enerji ithal etmektedir. Fosil kaynaklı yakıtların yüksek

oranda kullanımı, enerjide dışa bağımlılık sorunu ve yüksek ithalat giderlerinin yanı

sıra çevresel sorunları da beraberinde getirmektedir. Enerji arz güvenliğinin temini

ve enerji kaynaklı salımların azaltılması açısından Türkiye’nin yenilenebilir enerji

potansiyelinin daha etkin kullanılmasının önemi her geçen yıl daha da artmaktadır.

Yenilenebilir kaynaklar içerisinde yüksek bir potansiyel sunan güneş enerjisinin ise,

Türkiye’nin artan elektrik ihtiyacını karşılamada yeni bir kaynak olarak

değerlendirilmesi büyük önem arz etmektedir.

3.1. Türkiye Enerji Sektörünün Genel Görünümü

Türkiye’nin birincil enerji talebi 2003-2013 yılları arasında yıllık ortalama

yüzde 3,3 oranında artış göstermiştir. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı (ETKB)

tarafından yapılan projeksiyon çalışmalarına göre 2013 yılı itibarıyla 120,3 MTEP

seviyesinde bulunan birincil enerji tüketiminin, 2023 yılında yüzde 81 artışla 218

MTEP’e ulaşması beklenmektedir.187

2013 yılında, Türkiye birincil enerji kaynakları üretimi 31,9 MTEP olarak

gerçekleşmiştir. Kömür birincil enerji üretiminin yüzde 48,3’sini, hidrolik yüzde

15,9’unu, petrol yüzde 7,7’sini, ticari olmayan yakıtlar yüzde 13,4’ünü, doğal gaz

yüzde 1,3’ünü oluşturmaktadır. Yenilenebilir enerji kaynakları, kömürden sonra yerli

enerji üretiminde ikinci büyük kaynaktır. Ülkemizde yenilenebilir enerji arzı ağırlıklı

olarak hidrolik kaynaklar ve biyokütleden oluşmaktadır. Biyokütle, özellikle ticari

olmayan yakıtlardan olan ve konut ısıtılmasında kullanılan odunu ve hayvan

atıklarını içermektedir.188

187 ETKB, 25.05.2015. <http://www.etkb.gov.tr/tr-TR/Butce-Konusmalari/Sn-Bakanin-Butce-Sunus-Konusmalari> 188 ETKB, 2013 Yılı Genel Enerji Denge Tablosu.

63

Tablo 3.1. 1990-2013 Yılları Birincil Enerji Arzının Kaynaklar İtibarıyla Dağılımı

1990 1995 2005 2010 2013 Taşkömürü Bin Ton 8.191 15.393 19.421 25.568 28.178 Linyit Bin Ton 45.891 64.384 56.571 69.239 55.201 Asfaltit Bin Ton 287 22 738 1.046 767 Petrol Bin Ton 22.700 31.072 31.062 28.359 32.283 Doğal Gaz Milyon m3 3.418 15.086 27.488 38.129 45.610 Hidrolik GWh 23.148 30.879 39.561 51.795 59.420 Jeoterm.El. GWh 80 76 94 668 1.364 Jeoterm.Isı Bin Tep 364 648 926 1.391 1.463 Rüzgâr GWh - 33 59 2.916 7.558 Güneş Bin Tep 28 262 385 432 795 Odun Bin Ton 17.870 16.938 13.819 11.306 7.520 Hay.Bit.Art. Bin Ton 8.030 5.981 5.127 4.960 4.752 Net Elek.İthalatı GWh -731 3.354 1.162 774 -6.202

TOPLAM Bin Tep 63.679 80.500 99.590 109.266 120.290 Kaynak: ETKB’nin hazırladığı 1990, 1995, 2000, 2010, 2013 Yılı Genel Enerji Denge Tablolarından yararlanılarak hazırlanmıştır.

Kalkınma hamlelerinin bir sonucu olarak Türkiye’de modern enerjiye

erişimin kolaylaşmasıyla 1990-2013 yılları arasında ticari olmayan yakıtların birincil

enerji arzındaki payı azalmış, diğer yenilenebilir kaynakların payı artmıştır. Güneş

enerjisi 1986 yılından itibaren birincil enerji arzında yer almış, rüzgâr enerjisi ise

Türkiye’nin genel enerji dengesinde 1998 yılından itibaren görülmeye başlamıştır.

Söz konusu yıllardan sonra her iki yenilenebilir enerji kaynağının birincil enerji

arzına katkısı hızla artmıştır. Türkiye’nin yüksek potansiyele sahip olduğu jeotermal

enerjinin 2013 yılında birincil enerji arzındaki payı yüzde 3,6, rüzgârın yüzde 2 ve

güneşin ise yüzde 2,4 olmuştur.189

1990 yılında Türkiye’de linyit üretimi 45,9 milyon ton seviyesinde

gerçekleşmiş olup söz konusu üretim miktarı 1999 yılına kadar 64,4 milyon tona

yükselmiştir. 1999-2004 yılları arasında santrallerde daha düşük miktarlarda linyit

kullanılması nedeniyle üretim miktarı azalmıştır. 2005-2013 yılları arasında linyit

tüketimi tekrar artmaya başlamış ve 2013 yılında linyit üretimi 57 milyon ton

seviyesine ulaşmıştır.190

Birincil enerji üretimi yeterli düzeyde olmayan Türkiye’nin 1990-2013 yılları

arasında birincil enerji arzının kaynaklara göre dağılımında önemli değişiklikler 189 ETKB, 2013 Genel Enerji Tablosu. 190 ETKB, 1990, 1999, 2005, 2013 Genel Enerji Denge Tabloları.

63

62

3. TÜRKİYE’DE ELEKTRİK ÜRETİMİNDE GÜNEŞ ENERJİSİNE YAKLAŞIM

Türkiye’de son yıllarda yaşanan hızlı ekonomik büyüme, hızlı nüfus artışı ve

yaşam standardının yükselmesi, enerji talebinde ciddi artışları beraberinde

getirmiştir. Enerji talebini çoğunlukla fosil enerji kaynaklarından karşılayan Türkiye,

birincil enerji kaynakları açısından büyük oranda dışa bağımlı olduğundan her yıl

milyarlarca dolar harcayarak enerji ithal etmektedir. Fosil kaynaklı yakıtların yüksek

oranda kullanımı, enerjide dışa bağımlılık sorunu ve yüksek ithalat giderlerinin yanı

sıra çevresel sorunları da beraberinde getirmektedir. Enerji arz güvenliğinin temini

ve enerji kaynaklı salımların azaltılması açısından Türkiye’nin yenilenebilir enerji

potansiyelinin daha etkin kullanılmasının önemi her geçen yıl daha da artmaktadır.

Yenilenebilir kaynaklar içerisinde yüksek bir potansiyel sunan güneş enerjisinin ise,

Türkiye’nin artan elektrik ihtiyacını karşılamada yeni bir kaynak olarak

değerlendirilmesi büyük önem arz etmektedir.

3.1. Türkiye Enerji Sektörünün Genel Görünümü

Türkiye’nin birincil enerji talebi 2003-2013 yılları arasında yıllık ortalama

yüzde 3,3 oranında artış göstermiştir. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı (ETKB)

tarafından yapılan projeksiyon çalışmalarına göre 2013 yılı itibarıyla 120,3 MTEP

seviyesinde bulunan birincil enerji tüketiminin, 2023 yılında yüzde 81 artışla 218

MTEP’e ulaşması beklenmektedir.187

2013 yılında, Türkiye birincil enerji kaynakları üretimi 31,9 MTEP olarak

gerçekleşmiştir. Kömür birincil enerji üretiminin yüzde 48,3’sini, hidrolik yüzde

15,9’unu, petrol yüzde 7,7’sini, ticari olmayan yakıtlar yüzde 13,4’ünü, doğal gaz

yüzde 1,3’ünü oluşturmaktadır. Yenilenebilir enerji kaynakları, kömürden sonra yerli

enerji üretiminde ikinci büyük kaynaktır. Ülkemizde yenilenebilir enerji arzı ağırlıklı

olarak hidrolik kaynaklar ve biyokütleden oluşmaktadır. Biyokütle, özellikle ticari

olmayan yakıtlardan olan ve konut ısıtılmasında kullanılan odunu ve hayvan

atıklarını içermektedir.188

187 ETKB, 25.05.2015. <http://www.etkb.gov.tr/tr-TR/Butce-Konusmalari/Sn-Bakanin-Butce-Sunus-Konusmalari> 188 ETKB, 2013 Yılı Genel Enerji Denge Tablosu.

63

Tablo 3.1. 1990-2013 Yılları Birincil Enerji Arzının Kaynaklar İtibarıyla Dağılımı

1990 1995 2005 2010 2013 Taşkömürü Bin Ton 8.191 15.393 19.421 25.568 28.178 Linyit Bin Ton 45.891 64.384 56.571 69.239 55.201 Asfaltit Bin Ton 287 22 738 1.046 767 Petrol Bin Ton 22.700 31.072 31.062 28.359 32.283 Doğal Gaz Milyon m3 3.418 15.086 27.488 38.129 45.610 Hidrolik GWh 23.148 30.879 39.561 51.795 59.420 Jeoterm.El. GWh 80 76 94 668 1.364 Jeoterm.Isı Bin Tep 364 648 926 1.391 1.463 Rüzgâr GWh - 33 59 2.916 7.558 Güneş Bin Tep 28 262 385 432 795 Odun Bin Ton 17.870 16.938 13.819 11.306 7.520 Hay.Bit.Art. Bin Ton 8.030 5.981 5.127 4.960 4.752 Net Elek.İthalatı GWh -731 3.354 1.162 774 -6.202

TOPLAM Bin Tep 63.679 80.500 99.590 109.266 120.290 Kaynak: ETKB’nin hazırladığı 1990, 1995, 2000, 2010, 2013 Yılı Genel Enerji Denge Tablolarından yararlanılarak hazırlanmıştır.

Kalkınma hamlelerinin bir sonucu olarak Türkiye’de modern enerjiye

erişimin kolaylaşmasıyla 1990-2013 yılları arasında ticari olmayan yakıtların birincil

enerji arzındaki payı azalmış, diğer yenilenebilir kaynakların payı artmıştır. Güneş

enerjisi 1986 yılından itibaren birincil enerji arzında yer almış, rüzgâr enerjisi ise

Türkiye’nin genel enerji dengesinde 1998 yılından itibaren görülmeye başlamıştır.

Söz konusu yıllardan sonra her iki yenilenebilir enerji kaynağının birincil enerji

arzına katkısı hızla artmıştır. Türkiye’nin yüksek potansiyele sahip olduğu jeotermal

enerjinin 2013 yılında birincil enerji arzındaki payı yüzde 3,6, rüzgârın yüzde 2 ve

güneşin ise yüzde 2,4 olmuştur.189

1990 yılında Türkiye’de linyit üretimi 45,9 milyon ton seviyesinde

gerçekleşmiş olup söz konusu üretim miktarı 1999 yılına kadar 64,4 milyon tona

yükselmiştir. 1999-2004 yılları arasında santrallerde daha düşük miktarlarda linyit

kullanılması nedeniyle üretim miktarı azalmıştır. 2005-2013 yılları arasında linyit

tüketimi tekrar artmaya başlamış ve 2013 yılında linyit üretimi 57 milyon ton

seviyesine ulaşmıştır.190

Birincil enerji üretimi yeterli düzeyde olmayan Türkiye’nin 1990-2013 yılları

arasında birincil enerji arzının kaynaklara göre dağılımında önemli değişiklikler 189 ETKB, 2013 Genel Enerji Tablosu. 190 ETKB, 1990, 1999, 2005, 2013 Genel Enerji Denge Tabloları.

64

64

meydana gelmiştir. 1990 yılında birincil enerji arzı yüzde 45,1’lik pay ile petrol

ağırlıklı iken, 2013 yılında petrolün payı yüzde 28’e inmiş ve özellikle son yıllarda

gaz talebindeki hızlı artış nedeniyle doğal gazın payı yüzde 5,9’dan yüzde 31,2’ye

çıkmıştır. Yenilenebilir kaynaklar arasında yer alan ticari olmayan kaynaklar

tüketimindeki önemli azalmaya karşılık, jeotermal ısı, güneş ve rüzgâr enerjilerinde

gözlenen artışla bu kaynakların toplam üretimleri hemen hemen aynı kalmış, ancak

birincil enerji arzındaki payları yüzde 14,4’ten yüzde 7’ye düşmüştür. Toplam kömür

tüketiminin payı ise, yüzde 31’den yüzde 28,8’e gerilemiştir. Aynı dönem içerisinde

hidrolik enerjiden elektrik üretimi 2,5 kattan fazla artmış ve birincil enerji arzı

içerisindeki payı yüzde 3,8’den yüzde 4,2’ye çıkmıştır.191

Türkiye’de hemen her çeşit enerji kaynağı bulunmakla birlikte, talebin

karşılanmasında linyit kömürü ve hidrolik haricindeki kaynakların katkısı sınırlı bir

düzeyde seyretmektedir. Enerji talebindeki artış sürerken yerli kaynakların katkısı

aynı oranda büyümeyince, 1990-2013 yılları arasında toplam birincil enerji arzının

yerli kaynaklardan karşılanma oranı hızla azalmıştır. 1990 yılında talebin yerli

üretimle karşılanma oranı yüzde 48,1 iken söz konusu oran kademeli olarak düşmüş

ve 2013 yılında yüzde 26,5 olarak gerçekleşmiştir (Tablo 3.2). Böylece, 1990-2013

yılları arasında birincil enerji tüketiminde yerli üretimin payı yüzde 21,6 oranında

azalırken Türkiye’nin dışa bağımlılığı da aynı oranda artmıştır.192

191 ETKB, 1990, 2013 Yılları Genel Enerji Denge Tabloları. 192 ETKB, 1990, 2013 Yılları Genel Enerji Denge Tabloları.

65

Tablo 3.2. 1990-2013 Yılları Arasında Türkiye’nin Enerji Talep-Üretim-İthalat ve İhracatının Gelişimi

(Bin TEP) 1990 1995 2000 2005 2010 2013

Talep 52.987 63.679 81.251 91.362 109.266 120.290 Üretim 25.478 26.719 26.855 24.549 32.493 31.944 İthalat 30.936 39.779 56.280 73.480 87.409 96.001 İhracat 2.104 1.947 1.584 5.171 8.009 5.216

İhrakiye193 355 464 467 628 387 3.813 Net İthalat 28.477 37.368 54.229 67.682 79.013 86.972

TYKKO (*) (%) 48,1 42,0 33,1 25,9 29,7 26,5 Kaynak: ETKB 1990, 2000, 2005, 2010 ve 2013 Yılı Genel Enerji Dengesi tablolarından faydalanılarak hesaplanmıştır. (*) Talebin Yerli ve Yenilenebilir Kaynaklarla Karşılanma Oranı.

Bu tablonun ortaya çıkmasında en fazla etkili olan faktör doğal gaz

tüketiminin hızlı yükselişidir. 2013 yılında yaklaşık 46 milyar m3’lük doğal gaz

tüketimine karşın yerli üretim ancak 0,537 milyar m3 olabilmiştir. Türkiye’nin

toplam doğal gaz arzının yüzde 1,2’si Türkiye’de üretilen doğal gazla, geri kalan

yüzde 98,8’lik kısmı ise ithalat lisansı sahibi şirketler tarafından boru hatları

vasıtasıyla veya sıvılaştırılmış doğal gaz (liquefied natural gas-LNG) şeklinde

yurtdışından ithalat ile karşılanmıştır. 2013 yılında tüketilen doğal gazın yüzde 45,8’i

elektrik üretimi amacıyla kullanılmıştır.194

Yüksek ısıl değerli kömür ve petrolde de benzer bir durum söz konusudur.

2013 yılında, doğal gaz haricindeki fosil kaynaklı yakıtlardan petrol yüzde 92,7 ve

taş kömürü yüzde 95,4 oranında yurtdışından ithal edilmiş ve toplam enerji arzının

yüzde 73,4’lük bölümü ithalatla karşılanmıştır.195 Bu çerçevede, 2014 yılı sonu

itibarıyla net enerji ithalatı için ödenen fatura da yaklaşık 48,8 milyar Dolar

olmuştur.196

3.2. Türkiye’de Elektrik Sektörü

Türkiye’nin ikincil enerji kaynağı olan elektrik enerjisi talebinde de hızlı bir

artış yaşanmıştır. 1980 yılında 24,6 milyar kWh olan brüt elektrik talebi, 2014 193 İhrakiye, ülkenin karasuları ve/veya karasuları bitişiğinde deniz vasıtalarına veya hava meydanlarında yerli ve yabancı hava taşıtlarına vergili veya vergisiz sağlanan akaryakıtı ve madeni yağı ifade etmektedir. Petrol Piyasası Lisans Yönetmeliği, 29.02.2016. 194 EPDK, 2014: 13, 30, 87, 89. 195 ETKB, 2013 Yılı Genel Enerji Tablosu. 196 TÜİK, 10.02.2015. <http://www.tuik.gov.tr/PreTablo.do?alt_id=1046>

65

64

meydana gelmiştir. 1990 yılında birincil enerji arzı yüzde 45,1’lik pay ile petrol

ağırlıklı iken, 2013 yılında petrolün payı yüzde 28’e inmiş ve özellikle son yıllarda

gaz talebindeki hızlı artış nedeniyle doğal gazın payı yüzde 5,9’dan yüzde 31,2’ye

çıkmıştır. Yenilenebilir kaynaklar arasında yer alan ticari olmayan kaynaklar

tüketimindeki önemli azalmaya karşılık, jeotermal ısı, güneş ve rüzgâr enerjilerinde

gözlenen artışla bu kaynakların toplam üretimleri hemen hemen aynı kalmış, ancak

birincil enerji arzındaki payları yüzde 14,4’ten yüzde 7’ye düşmüştür. Toplam kömür

tüketiminin payı ise, yüzde 31’den yüzde 28,8’e gerilemiştir. Aynı dönem içerisinde

hidrolik enerjiden elektrik üretimi 2,5 kattan fazla artmış ve birincil enerji arzı

içerisindeki payı yüzde 3,8’den yüzde 4,2’ye çıkmıştır.191

Türkiye’de hemen her çeşit enerji kaynağı bulunmakla birlikte, talebin

karşılanmasında linyit kömürü ve hidrolik haricindeki kaynakların katkısı sınırlı bir

düzeyde seyretmektedir. Enerji talebindeki artış sürerken yerli kaynakların katkısı

aynı oranda büyümeyince, 1990-2013 yılları arasında toplam birincil enerji arzının

yerli kaynaklardan karşılanma oranı hızla azalmıştır. 1990 yılında talebin yerli

üretimle karşılanma oranı yüzde 48,1 iken söz konusu oran kademeli olarak düşmüş

ve 2013 yılında yüzde 26,5 olarak gerçekleşmiştir (Tablo 3.2). Böylece, 1990-2013

yılları arasında birincil enerji tüketiminde yerli üretimin payı yüzde 21,6 oranında

azalırken Türkiye’nin dışa bağımlılığı da aynı oranda artmıştır.192

191 ETKB, 1990, 2013 Yılları Genel Enerji Denge Tabloları. 192 ETKB, 1990, 2013 Yılları Genel Enerji Denge Tabloları.

65

Tablo 3.2. 1990-2013 Yılları Arasında Türkiye’nin Enerji Talep-Üretim-İthalat ve İhracatının Gelişimi

(Bin TEP) 1990 1995 2000 2005 2010 2013

Talep 52.987 63.679 81.251 91.362 109.266 120.290 Üretim 25.478 26.719 26.855 24.549 32.493 31.944 İthalat 30.936 39.779 56.280 73.480 87.409 96.001 İhracat 2.104 1.947 1.584 5.171 8.009 5.216

İhrakiye193 355 464 467 628 387 3.813 Net İthalat 28.477 37.368 54.229 67.682 79.013 86.972

TYKKO (*) (%) 48,1 42,0 33,1 25,9 29,7 26,5 Kaynak: ETKB 1990, 2000, 2005, 2010 ve 2013 Yılı Genel Enerji Dengesi tablolarından faydalanılarak hesaplanmıştır. (*) Talebin Yerli ve Yenilenebilir Kaynaklarla Karşılanma Oranı.

Bu tablonun ortaya çıkmasında en fazla etkili olan faktör doğal gaz

tüketiminin hızlı yükselişidir. 2013 yılında yaklaşık 46 milyar m3’lük doğal gaz

tüketimine karşın yerli üretim ancak 0,537 milyar m3 olabilmiştir. Türkiye’nin

toplam doğal gaz arzının yüzde 1,2’si Türkiye’de üretilen doğal gazla, geri kalan

yüzde 98,8’lik kısmı ise ithalat lisansı sahibi şirketler tarafından boru hatları

vasıtasıyla veya sıvılaştırılmış doğal gaz (liquefied natural gas-LNG) şeklinde

yurtdışından ithalat ile karşılanmıştır. 2013 yılında tüketilen doğal gazın yüzde 45,8’i

elektrik üretimi amacıyla kullanılmıştır.194

Yüksek ısıl değerli kömür ve petrolde de benzer bir durum söz konusudur.

2013 yılında, doğal gaz haricindeki fosil kaynaklı yakıtlardan petrol yüzde 92,7 ve

taş kömürü yüzde 95,4 oranında yurtdışından ithal edilmiş ve toplam enerji arzının

yüzde 73,4’lük bölümü ithalatla karşılanmıştır.195 Bu çerçevede, 2014 yılı sonu

itibarıyla net enerji ithalatı için ödenen fatura da yaklaşık 48,8 milyar Dolar

olmuştur.196

3.2. Türkiye’de Elektrik Sektörü

Türkiye’nin ikincil enerji kaynağı olan elektrik enerjisi talebinde de hızlı bir

artış yaşanmıştır. 1980 yılında 24,6 milyar kWh olan brüt elektrik talebi, 2014 193 İhrakiye, ülkenin karasuları ve/veya karasuları bitişiğinde deniz vasıtalarına veya hava meydanlarında yerli ve yabancı hava taşıtlarına vergili veya vergisiz sağlanan akaryakıtı ve madeni yağı ifade etmektedir. Petrol Piyasası Lisans Yönetmeliği, 29.02.2016. 194 EPDK, 2014: 13, 30, 87, 89. 195 ETKB, 2013 Yılı Genel Enerji Tablosu. 196 TÜİK, 10.02.2015. <http://www.tuik.gov.tr/PreTablo.do?alt_id=1046>

66

66

yılında yaklaşık 10 katına çıkarak 251,9 milyar kWh’e yükselmiştir. Hızla artan

elektrik talebini karşılamak amacıyla birincil enerji kaynağı çeşidinin ne miktarda

tüketildiği hususu Türkiye’nin elektrik sektörünün doğru değerlendirilmesi açısından

oldukça önemlidir. 1990 yılında elektrik üretiminde kullanılan enerji kaynaklarının

toplam kurulu gücü 16.319 MW iken, bu rakam 53.199 MW artarak 2014 yılı sonu

itibarıyla 69.518 MW’a ulaşmıştır. Söz konusu yıllar arasında kurulu gücün

kaynaklara göre gelişimi incelendiğinde ithal doğal gaza dayalı kurulu gücün diğer

kaynaklara göre daha fazla artış gösterdiği gözlenmektedir. 1990 yılında doğal gazın

toplam elektrik kurulu gücü içerisinde payı yüzde 13 iken 2014 yılında yüzde 31’e

yükselmiştir.

Aynı yıllar arasında termik kapasite içerisinde kömür (taş kömürü+linyit)

kurulu güç miktarında da artış gözlenmiştir. Ancak kömürün toplam elektrik kurulu

gücü içerisindeki payı aynı dönemde yüzde 32’den yüzde 21’e düşmüştür.

Türkiye’de 2000 yılına kadar ithal kömürden elektrik üretilmemiştir.

1990 yılında toplam elektrik enerjisi kurulu gücünde petrol ürünlerinin

toplam payı yüzde 10,7 seviyesinde gerçeklemiş iken, bu oran 2014 yılı sonu

itibarıyla yüzde 1’e inmiştir. Son 25 yıldır petrol ürünlerinin termik santrallerde

kaynak olarak kullanımının büyük oranda azaldığı anlaşılmaktadır. Bu azalışta petrol

ürünleriyle çalışan santrallerin birim üretim maliyetlerinin yüksekliği, özellikle fuel-

oil santral teknolojisinin eskimesi ve çevresel etkiler rol oynamıştır.

Türkiye bahse konu dönem içerisinde hidrolik enerji yatırımlarında büyük bir

aşama kaydetmiştir. 2014 yılında ülkenin hidrolik kurulu gücü 1990 yılına oranla 3,5

kat artarak 23.641 MW’a ulaşmıştır. Buna rağmen diğer kaynaklardaki hızlı artışın

bir sonucu olarak hidrolik kaynakların toplam kurulu güç içerisindeki payı yüzde

41’den yüzde 34’e gerilemiştir. Jeotermal enerjinin kapasitesi aynı dönem içerisinde

20 kattan fazla artarak 405 MW’a ulaşmıştır. Özellikle 2007 yılından itibaren

artmaya başlayan rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisi kapasitesi 2014 yılında 3.630

MW’a ulaşmış ve toplam elektrik kurulu gücünün yüzde 5’ini oluşturmuştur. 2014

yılına kadar enerji kaynakları içerisinde yer almayan güneş enerjisi 2014 yılı sonunda

40 MW lisanssız kapasitesiyle toplam kurulu güce yüzde 0,1 oranında katkı

sağlamıştır.

67

66

yılında yaklaşık 10 katına çıkarak 251,9 milyar kWh’e yükselmiştir. Hızla artan

elektrik talebini karşılamak amacıyla birincil enerji kaynağı çeşidinin ne miktarda

tüketildiği hususu Türkiye’nin elektrik sektörünün doğru değerlendirilmesi açısından

oldukça önemlidir. 1990 yılında elektrik üretiminde kullanılan enerji kaynaklarının

toplam kurulu gücü 16.319 MW iken, bu rakam 53.199 MW artarak 2014 yılı sonu

itibarıyla 69.518 MW’a ulaşmıştır. Söz konusu yıllar arasında kurulu gücün

kaynaklara göre gelişimi incelendiğinde ithal doğal gaza dayalı kurulu gücün diğer

kaynaklara göre daha fazla artış gösterdiği gözlenmektedir. 1990 yılında doğal gazın

toplam elektrik kurulu gücü içerisinde payı yüzde 13 iken 2014 yılında yüzde 31’e

yükselmiştir.

Aynı yıllar arasında termik kapasite içerisinde kömür (taş kömürü+linyit)

kurulu güç miktarında da artış gözlenmiştir. Ancak kömürün toplam elektrik kurulu

gücü içerisindeki payı aynı dönemde yüzde 32’den yüzde 21’e düşmüştür.

Türkiye’de 2000 yılına kadar ithal kömürden elektrik üretilmemiştir.

1990 yılında toplam elektrik enerjisi kurulu gücünde petrol ürünlerinin

toplam payı yüzde 10,7 seviyesinde gerçeklemiş iken, bu oran 2014 yılı sonu

itibarıyla yüzde 1’e inmiştir. Son 25 yıldır petrol ürünlerinin termik santrallerde

kaynak olarak kullanımının büyük oranda azaldığı anlaşılmaktadır. Bu azalışta petrol

ürünleriyle çalışan santrallerin birim üretim maliyetlerinin yüksekliği, özellikle fuel-

oil santral teknolojisinin eskimesi ve çevresel etkiler rol oynamıştır.

Türkiye bahse konu dönem içerisinde hidrolik enerji yatırımlarında büyük bir

aşama kaydetmiştir. 2014 yılında ülkenin hidrolik kurulu gücü 1990 yılına oranla 3,5

kat artarak 23.641 MW’a ulaşmıştır. Buna rağmen diğer kaynaklardaki hızlı artışın

bir sonucu olarak hidrolik kaynakların toplam kurulu güç içerisindeki payı yüzde

41’den yüzde 34’e gerilemiştir. Jeotermal enerjinin kapasitesi aynı dönem içerisinde

20 kattan fazla artarak 405 MW’a ulaşmıştır. Özellikle 2007 yılından itibaren

artmaya başlayan rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisi kapasitesi 2014 yılında 3.630

MW’a ulaşmış ve toplam elektrik kurulu gücünün yüzde 5’ini oluşturmuştur. 2014

yılına kadar enerji kaynakları içerisinde yer almayan güneş enerjisi 2014 yılı sonunda

40 MW lisanssız kapasitesiyle toplam kurulu güce yüzde 0,1 oranında katkı

sağlamıştır. 67

Tablo 3.3. Elektrik Enerjisi Kurulu Gücünün Kaynaklara Göre Dağılımı ve Kapasite Gelişimi

(Kurulu Güç: MW, Pay: %) 1990 2000 2005 2010 2014

K. Güç Pay K.Güç Pay K.Güç Pay K. Güç Pay K. Güç Pay Taş

Kömürü 332 2 480 2 1.986 5 3.751 8 14.636

(**) 21

Linyit 4.874 30 6.509 24 7.131 18 8.199 17 Petrol 2.120 13 1.996 7 2.505 6 1.593 3 660 1

Doğal Gaz 2.210 14 7.044 26 10.976 28 13.302 27 21.476 31 Diğer (*) - - 24 0,1 24 0,1 107 0,2 288 0,4 Toplam Termik

9.536 58 16.052 59 25.902 67 32.279 65 41.513 60

Jeotermal 18 0,1 18 0,1 15 0,04 194 0,4 405 0,6 Rüzgâr - - 19 0,1 20 0,05 1.320 3 3.630 5 Güneş - - - - - - - - 40 0,1

Toplam Hidrolik

6.764 41 11.175 41 12.906 33 15.831 32 23.641 34

Genel Toplam

16.318 100 27.264 100 38.844 100 49.524 100 69.518 100

Kaynak: TEİAŞ elektrik istatistiklerinden faydalanılarak hazırlanmıştır. (*) Diğer yenilenebilir enerji kaynakları ve atık. (**) 2014 yılı elektrik kurulu güç verilerinde kaynaklar, taşkömürü+linyit ve ithal kömür olarak ayrılmıştır. Toplam kurulu güç değerinin 6.063 MW’lık (yüzde 8,7) kısmı ithal kömüre aittir.

1990-2014 yılları arasında artan elektrik talebiyle beraber elektrik üretimi de

büyümüş, 57,5 milyar kWh’ten 250,4 milyar kWh’e yükselmiştir. 2014 yılı

üretiminin 199,4 milyar kWh’i (yüzde 78) termik santrallerden, 40,4 Milyar kWh’i

(yüzde 15) hidroelektrik santrallerden, 10,6 milyar kWh’i (yüzde 7) ise jeotermal,

rüzgâr, güneş ile diğer yenilenebilir enerji ve atık santrallerinden sağlanmıştır.

1990 ve 2014 yılları arasında Türkiye’de toplam elektrik üretiminin

kaynaklara göre dağılımı karşılaştırıldığında, termik santrallerdeki üretimin hidrolik

ve diğer yenilenebilir santrallere göre daha hızlı bir şekilde büyüdüğü görülmektedir.

Bunun en önemli sebebi, nehirlerde su gelirlerinin düzensiz olması ve dönemsel artış

ve azalışlar nedeniyle hidrolik enerji üretiminde dalgalanmaların meydana

gelmesidir.

Termik santrallerde kullanılan yakıtlar arasında doğal gaz öne çıkmakta olup

doğal gazın 1990 yılında yüzde 18 olan toplam üretimdeki payı 2014 yılında yüzde

48’e yükselmiştir. Özellikle 2005 yılından itibaren doğal gaz kaynaklı elektrik

üretiminin toplam üretim içerisindeki payının yüzde 43-50 aralığında seyretmiş

68

68

olması, Türkiye’de elektrik üretiminde doğal gaz bağımlılığının kronik bir nitelik

kazandığını göstermektedir.

1970-1990 yılları arasında taşkömürünün toplam elektrik üretimi içerisindeki

payı azalmış iken 1990 yılından itibaren artmıştır. 1990 yılında taşkömürünün toplam

elektrik üretimi içerisindeki payı yüzde 1’den 2014 yılı sonu itibarıyla yüzde 15’e

yükselmiştir. Diğer taraftan, linyitin payı taşkömürünün tam tersi bir seyir izlemiş,

1990 yılında yüzde 34 olan toplam elektrik üretimindeki payı 2014’te yüzde 15’e

inmiştir.

Tablo 3.4. Elektrik Enerjisi Üretiminin Kaynaklara Göre Dağılımı (Üretim: GWh, Pay: %)

1990 2000 2005 2010 2014 Üretim Pay Üretim Pay Üretim Pay Üretim Pay Üretim Pay

Taş Kömürü (*)

621 1 3.819 3 13.246 8 19.104 9 36.647 15

Linyit 19.560 34 34.367 28 29.946 18 35.942 17 36.438 15 Petrol 3.942 7 9.311 7 5.482 3 2.180 1 3.062 1 Doğal Gaz

10.192 18 46.217 37 73.445 45 98.144 46 120.438 48

Diğer (**) - - 220 0,2 122 0,1 457 0,2 2.819 1,1 Toplam Termik

34.315 60 93.934 75 122.241 75 155.287 74 199.404 80

Rüzgâr+ Jeotermal

80 0,2 109 0,1 153 0,1 3585 2 10.635 4

Güneş - - - - - - - - 17 0,01 Toplam Hidrolik

23.148 40 30.879 25 39.661 24 51.796 25 40.396 16

Toplam 57.543 100 124.922 100 161.956 100 211.208 100 250.435 100 Kaynak: TEİAŞ elektrik istatistiklerinden faydalanılarak hazırlanmıştır. (*) İthal kömür ve asfaltit dâhildir. (**) Diğer yenilenebilir enerji kaynakları ve atık.

Türkiye’de geçmiş yıllarda hızlı bir şekilde büyüyen elektrik talebinin

gelecek yıllarda da benzer bir hızda artmaya devam edeceği tahmin edilmektedir.

ETKB’nin uzun vadeli Türkiye Elektrik Enerjisi Talep Projeksiyonu çalışmasında

Türkiye ekonomisinin büyümesine paralel olarak elektrik talebinin de 2035 yılında

Yüksek Talep Senaryosunda 802 TWh’e, Referans Talep Senaryosunda 720 TWh’e

ve Düşük Talep Senaryosunda 623 TWh’e çıkacağı tahmin edilmektedir.197

197 ETKB, 19.02.2015. <http://www.enerji.gov.tr/tr-TR/EIGM-Raporlari>

69

69

TEİAŞ’ın 2015-2019 dönemini kapsayan elektrik enerjisi talep projeksiyonu

göre ise referans talep senaryosunda 2019 yılı sonunda elektrik talebinin 337 TWh’e

ve üretim miktarının 402 TWh’e ulaşması öngörülmektedir. Aynı yılda 5 TWh

üretim ile GES’lerin toplam üretimin yüzde 1,4’ünü karşılaması beklenmektedir.198

(EK.1) Sonuç olarak, 2020 yılına kadar elektrik talebinin yeterli yedekle

karşılanabileceği tahmin edilmektedir. 2023 yılından sonra nükleer güç

santrallerinin devreye girmesiyle de artan talep güvenilir bir şekilde karşılanmaya

devam edecektir.

3.2.1. Türkiye’de elektrik üretiminde yenilenebilir enerji kaynak potansiyeli

Türkiye’nin yenilenebilir enerji üretim düzeyi, potansiyeline oranla oldukça

düşük seviyelerdedir. Mevcut potansiyelin daha etkin kullanılması hem enerji arz

güvenliğinin temini hem de enerji sektörünün çevre üzerindeki olumsuz etkilerinin

azaltılması açısından büyük önem taşımaktadır.

ETKB, YEGM ve TEİAŞ verilerine göre Türkiye’nin sadece yenilenebilir

enerji kaynaklarından ekonomik olarak mevcut ve potansiyel elektrik üretim

değerlerine yer verilmektedir. Söz konusu tabloda ayrıca ETKB tarafından

yayımlanan Ulusal Yenilenebilir Enerji Eylem Planındaki 2023 yılı hedefleri de yer

almaktadır.199

198 TEİAŞ, 2015:62. 199 Her ne kadar özellikle hidrolik, jeotermal ve biyokütle potansiyelleri konusunda aşağı ve yukarı yönlü başka tahminler mevcut ise de, resmi rakamlara göre potansiyel değerlendirmesi yapmak daha makul bir yöntem olarak görülmektedir.

70

70

Tablo 3.5. Elektrik Sektöründe Yenilenebilir Enerji Kaynakları Potansiyeli, Mevcut Durumu, 2023 Yılı Hedefleri

Yenilenebilir Enerji

Kaynakları

2014 Yılı Sonu

Kurulu Gücü (MW)

2014 Yılı Elektrik Üretimi (GWh)

Toplam Kurulu Güç Potansiyeli

(MW)

2023 Yılı Kurulu

Güç Hedefleri

(MW)

Yıllık Ortalama Ekonomik Potansiyel Elektrik

Üretim Değeri (GWh-yıl)

Hidroelektrik 23.641 40.402 36.000 34.000 140.000 Rüzgâr 3.630 8.367 48.000 20.000 128.000 Güneş 40 60 56.000 5.000 380.000

Jeotermal 405 2.252 1.000 1.000 7.200 Biyokütle 288 1.505 1.000 1.000 5.000 Toplam 28.004 52.586 142.000 61.000 660.200

Kaynak: ETKB, YEGM, TEİAŞ verileri ve ETKB, 2014:66’dan yararlanılarak hazırlanmıştır.

Türkiye’nin ekonomik açıdan kullanılabilir hidroelektrik enerji üretim

potansiyeli yaklaşık 140 milyar kWh-yıl ve kurulu güç potansiyeli 36.000 MW

olarak hesaplanmaktadır. 2014 yılı sonunda toplam kurulu gücü 23.641 MW olan

işletmedeki santrallerle toplam kurulu güç hidroelektrik potansiyelinin yüzde 65

oranında değerlendirildiği anlaşılmaktadır. Ülkemizin yenilenebilir enerji politikaları

çerçevesinde 2023 yılı sonuna kadar hidroelektrik potansiyelin tamamına yakınının

değerlendirilmesi öngörülmektedir.

Türkiye’nin ekonomik açıdan kullanılabilir rüzgâr enerjisi potansiyeli 8.000

MW’ı çok verimli, 40.000 MW’ı orta verimli olmak üzere toplam 48.000 MW

seviyesindedir. İlk kez 1998 yılında Türkiye’nin toplam elektrik kurulu gücü

içerisinde yer alan rüzgâr enerjisi özellikle 2007 yılından itibaren yılda ortalama 500

MW kapasite ilâvesiyle 2014 yılı sonunda 3.630 MW kurulu güce ulaşmıştır. 2014

yılından sonra yılda ortalama 1.800 MW kapasite artışıyla 2023 yılı sonunda toplam

rüzgâr enerjisi kurulu gücünün 20.000 MW’a yükselmesi hedeflenmektedir.

2013 yılı sonu itibarıyla, EPDK’dan üretim lisansı almış olanlarla birlikte

jeotermal elektrik güç potansiyeli 706 MW’a ulaşmıştır. Söz konusu potansiyelin

2018 yılı sonuna kadar 1.000 MW’a ulaşması beklenmektedir.200 2014 yılı sonu

itibarıyla toplam 13 adet jeotermal enerji santralinin kurulu gücü 405 MW’tır. 2023

200 ETKB, 14.02.2015. <http://www.enerji.gov.tr/tr-TR/Sayfalar/Jeotermal>

71

yılı sonu itibarıyla elektrik talebindeki eğilimlere bağlı olarak mümkün olan bütün

kapasitenin hayata geçirilmesi hedeflenmektedir.201

Biyokütle kaynağından elektrik enerjisi üretim potansiyeli bugünkü değerler

ve yatırım maliyetleri çerçevesinde 1.000 MW olarak belirlenmiş, 2014 yılı sonunda

biyokütle enerji santralleri kurulu gücü 288 MW’a ulaşmıştır. 2023 yılında tespit

edilen biyokütle potansiyelinin tamamının değerlendirilmesi hedeflenmektedir.

Türkiye güneş enerjisi açısından oldukça şanslı bir coğrafyada yer

almaktadır. Tahminlere göre Türkiye’nin güneş enerjisinden elektrik üretim

potansiyeli 380 TWh-yıl ve kurulu güç potansiyeli 56.000 MW’tır. 2014 yılında

güneş enerjisi kurulu gücü 40 MW olarak gerçekleşmiş olup bunun 2023 yılında

5.000 MW’a yükselmesi öngörülmektedir.202 Diğer yenilenebilir enerji kaynaklarının

potansiyelleriyle karşılaştırıldığında ve 2014 yılı toplam elektrik tüketim değeri (250

TWh) göz önüne alındığında, Türkiye’nin güneş enerjisinden elektrik üretimi

potansiyelinin ne kadar yüksek olduğu daha iyi anlaşılmaktadır.

Sonuç olarak, Türkiye’nin sadece yenilenebilir kaynaklarla ekonomik

anlamda 142.000 MW potansiyel kurulu güç ve 660.200 GWh-yıl elektrik üretim

potansiyelinin olduğu görülmektedir. Bu verilere göre, Türkiye 2014 yılında elektrik

üretiminde yenilenebilir enerji kaynakları kurulu güç potansiyelinin henüz yüzde

19,7’sine sahipken, potansiyel elektrik üretiminin ise yüzde 7,9’unu

gerçekleştirmiştir. 2023 yılında bütün yenilenebilir enerji kaynakları kurulu gücünün

61.000 MW’a ulaşması ve Türkiye'nin toplam elektrik tüketiminin yüzde 30’unun

yenilenebilir enerji kaynaklarından karşılanması hedeflenmektedir.

201 ETKB, 2014:66. 202 Ulusal Yenilenebilir Enerji Eylem Planında GES kurulu güç artışının sadece PV teknolojisinde gerçekleşeceği tahmin edilmektedir.

71

71

yılı sonu itibarıyla elektrik talebindeki eğilimlere bağlı olarak mümkün olan bütün

kapasitenin hayata geçirilmesi hedeflenmektedir.201

Biyokütle kaynağından elektrik enerjisi üretim potansiyeli bugünkü değerler

ve yatırım maliyetleri çerçevesinde 1.000 MW olarak belirlenmiş, 2014 yılı sonunda

biyokütle enerji santralleri kurulu gücü 288 MW’a ulaşmıştır. 2023 yılında tespit

edilen biyokütle potansiyelinin tamamının değerlendirilmesi hedeflenmektedir.

Türkiye güneş enerjisi açısından oldukça şanslı bir coğrafyada yer

almaktadır. Tahminlere göre Türkiye’nin güneş enerjisinden elektrik üretim

potansiyeli 380 TWh-yıl ve kurulu güç potansiyeli 56.000 MW’tır. 2014 yılında

güneş enerjisi kurulu gücü 40 MW olarak gerçekleşmiş olup bunun 2023 yılında

5.000 MW’a yükselmesi öngörülmektedir.202 Diğer yenilenebilir enerji kaynaklarının

potansiyelleriyle karşılaştırıldığında ve 2014 yılı toplam elektrik tüketim değeri (250

TWh) göz önüne alındığında, Türkiye’nin güneş enerjisinden elektrik üretimi

potansiyelinin ne kadar yüksek olduğu daha iyi anlaşılmaktadır.

Sonuç olarak, Türkiye’nin sadece yenilenebilir kaynaklarla ekonomik

anlamda 142.000 MW potansiyel kurulu güç ve 660.200 GWh-yıl elektrik üretim

potansiyelinin olduğu görülmektedir. Bu verilere göre, Türkiye 2014 yılında elektrik

üretiminde yenilenebilir enerji kaynakları kurulu güç potansiyelinin henüz yüzde

19,7’sine sahipken, potansiyel elektrik üretiminin ise yüzde 7,9’unu

gerçekleştirmiştir. 2023 yılında bütün yenilenebilir enerji kaynakları kurulu gücünün

61.000 MW’a ulaşması ve Türkiye'nin toplam elektrik tüketiminin yüzde 30’unun

yenilenebilir enerji kaynaklarından karşılanması hedeflenmektedir.

201 ETKB, 2014:66. 202 Ulusal Yenilenebilir Enerji Eylem Planında GES kurulu güç artışının sadece PV teknolojisinde gerçekleşeceği tahmin edilmektedir.

72

72

3.3. Enerji Arz Güvenliğinin Sağlanması ve İklim Değişikliği ile Mücadele

Kapsamında Yenilenebilir Enerji Kaynaklarına Yönelik Politikalar

3.3.1. Enerji arz güvenliğinin sağlanması için geliştirilen politikalar

Enerji arz güvenliğinin temini ve enerjide dışa bağımlılığın azaltılması gibi

stratejik hedefler doğrultusunda Türkiye’de muhtelif politika dokümanları

hazırlanmış ve mevzuat düzenlemeleri yapılmıştır.

Bu kapsamda, “Enerji Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesi”, enerji arz

güvenliğini sağlamak üzere atılacak adımları ve orta ve uzun dönemde elektrik

arzında kullanılacak kaynaklara ilişkin hedefleri belirlemek üzere hazırlanmış ve

Yüksek Planlama Kurulu tarafından 18 Mayıs 2009 tarihinde onaylanmıştır. Strateji

Belgesinde enerji arzında dışa bağımlılığı azaltmak üzere yerli ve yenilenebilir

kaynakların azami ölçüde kullanılması temel ilkeler arasında yer almaktadır. Bu

doğrultuda, 2023 yılına kadar yenilenebilir kaynakların elektrik üretimindeki payının

en az yüzde 30 düzeyine çıkması hedeflenmektedir.203

2014-2018 yıllarını kapsayan Onuncu Kalkınma Planı’nın uygulanabilirliğini

ve kalkınma çabalarının etkinliğini artırmak amacıyla “Öncelikli Dönüşüm

Programları” isimli 25 adet özel uygulama programı hazırlanmıştır. Bunlar arasında,

Yerli Kaynaklara Dayalı Enerji Üretim Programıyla bütün yerli kaynakların enerji

üretimi amacıyla değerlendirilmesi amaçlanmaktadır. Programda, yerli kaynaklar

arasında özellikle yenilenebilir enerji kaynakların hem birincil enerji arzı hem de

elektrik üretimi amacıyla değerlendirilmesi hususuna vurgu yapılmıştır. Ayrıca,

Program hazırlık döneminde 10 TWh olan hidrolik haricindeki yenilenebilir

kaynaklardan elektrik üretiminin beş yıl içinde yaklaşık iki kat artırılarak 29 TWh’e

yükseltilmesi hedeflenmektedir.204

Türkiye'de yenilenebilir enerjinin geliştirilmesini teşvik etmeye yönelik

stratejileri oluşturmak amacıyla 2015 yılı Şubat ayında “Türkiye Ulusal Yenilenebilir

Enerji Eylem Planı” yayımlanmıştır. Diğer politika belgelerinden farklı olarak

203 2023 yılına kadar hidrolelektrik potansiyelinin tamamının elektrik üretimi amacıyla değerlendirilmesi, rüzgâr enerjsi kurulu gücünün 20.000 MW’a yükseltilmesi, elektrik enerjisi için uygun olan jeotermal potansiyelin tümünün işletmeye girmesi hedeflenmiştir. 204 Kalkınma Bakanlığı, 2015.

73

72

3.3. Enerji Arz Güvenliğinin Sağlanması ve İklim Değişikliği ile Mücadele

Kapsamında Yenilenebilir Enerji Kaynaklarına Yönelik Politikalar

3.3.1. Enerji arz güvenliğinin sağlanması için geliştirilen politikalar

Enerji arz güvenliğinin temini ve enerjide dışa bağımlılığın azaltılması gibi

stratejik hedefler doğrultusunda Türkiye’de muhtelif politika dokümanları

hazırlanmış ve mevzuat düzenlemeleri yapılmıştır.

Bu kapsamda, “Enerji Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesi”, enerji arz

güvenliğini sağlamak üzere atılacak adımları ve orta ve uzun dönemde elektrik

arzında kullanılacak kaynaklara ilişkin hedefleri belirlemek üzere hazırlanmış ve

Yüksek Planlama Kurulu tarafından 18 Mayıs 2009 tarihinde onaylanmıştır. Strateji

Belgesinde enerji arzında dışa bağımlılığı azaltmak üzere yerli ve yenilenebilir

kaynakların azami ölçüde kullanılması temel ilkeler arasında yer almaktadır. Bu

doğrultuda, 2023 yılına kadar yenilenebilir kaynakların elektrik üretimindeki payının

en az yüzde 30 düzeyine çıkması hedeflenmektedir.203

2014-2018 yıllarını kapsayan Onuncu Kalkınma Planı’nın uygulanabilirliğini

ve kalkınma çabalarının etkinliğini artırmak amacıyla “Öncelikli Dönüşüm

Programları” isimli 25 adet özel uygulama programı hazırlanmıştır. Bunlar arasında,

Yerli Kaynaklara Dayalı Enerji Üretim Programıyla bütün yerli kaynakların enerji

üretimi amacıyla değerlendirilmesi amaçlanmaktadır. Programda, yerli kaynaklar

arasında özellikle yenilenebilir enerji kaynakların hem birincil enerji arzı hem de

elektrik üretimi amacıyla değerlendirilmesi hususuna vurgu yapılmıştır. Ayrıca,

Program hazırlık döneminde 10 TWh olan hidrolik haricindeki yenilenebilir

kaynaklardan elektrik üretiminin beş yıl içinde yaklaşık iki kat artırılarak 29 TWh’e

yükseltilmesi hedeflenmektedir.204

Türkiye'de yenilenebilir enerjinin geliştirilmesini teşvik etmeye yönelik

stratejileri oluşturmak amacıyla 2015 yılı Şubat ayında “Türkiye Ulusal Yenilenebilir

Enerji Eylem Planı” yayımlanmıştır. Diğer politika belgelerinden farklı olarak

203 2023 yılına kadar hidrolelektrik potansiyelinin tamamının elektrik üretimi amacıyla değerlendirilmesi, rüzgâr enerjsi kurulu gücünün 20.000 MW’a yükseltilmesi, elektrik enerjisi için uygun olan jeotermal potansiyelin tümünün işletmeye girmesi hedeflenmiştir. 204 Kalkınma Bakanlığı, 2015.

73

Eylem Planında GES’ler için üretim ve kapasite hedefi ortaya konulmuştur. Buna

göre, 2023 yılına kadar PV kurulu gücünün 5.000 MW’a (8.000 GWh üretim

kapasitesi) ulaşması hedeflenmektedir.205

Türkiye’nin enerji politikaları büyük oranda ithal edilen fosil yakıtların

elektrik üretimindeki payının azaltılmasını amaçlamaktadır.

3.3.2. Enerji tüketiminden kaynaklı sera gazı salımının azaltılmasına yönelik

politika ve tedbirler

İklim değişikliği, küresel ölçekte karşılaşılan en büyük sorunlardan biri

olarak kabul edilmektedir. 1980’li yılların sonlarından başlayarak insanların iklim

sistemi üzerindeki olumsuz etkisini ve baskısını azaltmak için, Birleşmiş Milletlerin

ve uluslararası kuruluşların öncülüğünde çalışmalar yapılmış ve bu çalışmaların

sonucunda geniş bir katılımla 1992 yılında Birleşmiş Milletler İklim Değişikliği

Çerçeve Sözleşmesi (BMİDÇS), 1997 yılında Kyoto Protokolü (KP) imzalanmıştır.

BMİDÇS ve KP, insan kaynaklı sera gazı salımlarını sınırlandırmaya ve azaltmaya

yönelik yasal düzenlemeler getirmiş ve uluslararası emisyon ticareti, teknoloji ve

sermaye hareketleri konusunda giderek etkili olmaya başlamıştır.206

Türkiye, iklim değişikliğinin çevresel ve sosyo-ekonomik sonuçlara yol

açabilecek çok yönlü bir sorun olduğunun ve etkilerinin gelecek nesillerin yaşamını

tehdit edebileceğinin farkında olarak iklim değişikliğiyle mücadele kapsamında

uluslararası işbirliklerine önem vermektedir. 4 Mayıs 2004 tarihinde Türkiye,

BMİDÇS’ye katılan 189. taraf olmuş ve özel statüsüyle Ek-I listesinde yer alma

hakkını elde etmiştir.207 BMİDÇS’ye kendi özel şartlarıyla katılım sağlaması

Türkiye’nin, küresel ısınmayla mücadelede tarihsel bir sorumluluğa sahip olduğunun

kabulü anlamına gelmektedir.

26 Ağustos 2009 tarihinde KP’ye taraf olan Türkiye için herhangi bir

sayısallaştırılmış salım sınırlaması hedefi bulunmamasına rağmen enerji verimliliği,

yenilenebilir enerji kaynaklarının teşviki gibi konularda salım azaltımına yönelik

çalışmaları sürdürmektedir. Buna ilâveten, gönüllü emisyon piyasasının 205 ETKB, 2014: 31. 206 United Nations Climate Change Secretariat, 1998. 207 DPT, 2010:50.

74

74

yaygınlaştırılması ve zorunlu piyasalara entegrasyonu konusunda aktif çaba sarf

etmekte ve salım azaltım potansiyelinin belirlenmesine yönelik projeler

yürütmektedir.208

Türkiye’nin iklim değişikliğiyle mücadeleye yönelik belirlediği doğrudan

politikalar ilk kez Sekizinci Beş Yıllık Kalkınma Planı’nda yer almıştır. Planda,

BMİDÇS’ye taraf olma sürecindeki çalışmaların yanı sıra ulaştırma, enerji, sanayi ve

konutlardan kaynaklanan sera gazı salımlarının azaltılması amacıyla enerji

verimliliğinin artırılması yönündeki düzenlemelerin yapılacağı belirtilmiştir.209

Dokuzuncu Kalkınma Planında ise, Türkiye’nin şartları çerçevesinde sera gazı

azaltımı politika ve tedbirlerini ortaya koyan bir “İklim Değişikliği Ulusal Eylem

Planı” hazırlanacağından bahsedilmiştir.210 Onuncu Kalkınma Planında iklim

değişikliğiyle mücadelenin sürdürüleceği, bu kapsamda enerjinin içerisinde yer aldığı

çeşitli sektörlerde; yeşil büyüme fırsatlarının değerlendirileceği, çevreye duyarlı

ekonomik büyümeyi sağlayan yeni iş alanları ve Ar-Ge ve yenilikçilik faaliyetlerinin

destekleneceği ifade edilmektedir. Ayrıca, Planda yerli ve yenilenebilir enerji

kaynaklarını azami seviyede değerlendiren, ekonominin enerji yoğunluğunu

azaltmayı destekleyen, israfı ve enerjinin çevresel etkilerini asgariye indiren bir

enerji sistemine ulaşılması hedeflenmektedir.211

Türkiye’de iklim değişikliğiyle mücadele çalışmalarının koordine edilmesini

sağlayan İklim Değişikliği Koordinasyon Kurulu 2001 yılında teşkil edilmiş olup

2004, 2010 ve 2012 yıllarında yeniden yapılandırılmıştır. Ardından iklim değişikliği

ile mücadelede rehberlik etmesi amacıyla Ulusal İklim Değişikliği Strateji Belgesi ve

İklim Değişikliği Ulusal Eylem Planı yayımlanmıştır. Söz konusu politika

dökümanlarında, enerji tüketiminden kaynaklanan CO2 salımlarının 2020 yılına

kadar referans senaryoya göre yüzde 7 oranında azaltılması hedeflenmektedir.212

208 Çevre ve Şehircilik Bakanlığı, 2013:9. 209 DPT, 2000:189. 210 DPT, 2006:74. 211 Kalkınma Bakanlığı, 2013:103. 212 Çevre ve Şehircilik Bakanlığı, 2013:104.

75

75

3.4. Türkiye’de Güneş Enerjisinden Elektrik Üretimini Artırmanın

Gerekliliği ve Bu Çerçevede Oluşturulan Politikalar

Enerjinin zamanında, yeterli ve güvenilir şekilde, rekabet edilebilir fiyatlarda

ve çevresel etkileri de göz önünde tutan bir anlayışla temin edilmesi tüm dünyanın

olduğu gibi Türkiye’nin de öncelikli hedefidir. Bu doğrultuda, çevre dostu güneş

enerjisinin elektrik üretiminde kullanımı Türkiye’nin artan enerji ihtiyacının

karşılanmasında oldukça önemlidir. Türkiye’de güneş enerjisinden elektrik üretimi

yatırımlarının artırılmasının gerekliliği aşağıda dört başlık altında açıklanmaktadır.

3.4.1. Enerji arz güvenliğinin sağlanması ve fosil kaynaklı yakıt tüketiminin

ülke ekonomisi üzerindeki olumsuz etkisinin azaltılması

Son yıllarda, toplam enerji kaynaklarının temininde net ithalatçı konumda

olan gelişmiş ve Türkiye gibi gelişmekte olan ülkelerde enerji arz güvenliği birinci

öncelikli konu haline gelmiştir. Bunun en önemli sebeplerinden biri, enerji

fiyatlarında meydana gelen dalgalanmaların ülkelerin ulusal ekonomilerini olumsuz

etkilemesidir. Küresel piyasada enerji fiyatları eksik rekabet koşullarında

belirlenmektedir. Enerji kaynaklarının yoğun bulunduğu bölgelerde politik ve

ekonomik istikrarsızlık ortamının söz konusu olması halinde fosil yakıtlı kaynakların

üretiminde ve fiyatlarında öngörülemeyen dalgalanmalar meydana gelmektedir.

Buna mukabil, fosil kaynaklı yakıtları ithal eden ülkelerin enerji fiyatlarındaki

değişiklikler üzerinde herhangi bir müdahale imkânı bulunmamaktadır. Enerji

fiyatlarının yükselmesi durumunda enerjiyi büyük oranda ithal eden ülkelerin üretim

maliyetleri artmakta, dış ticaret dengeleri olumsuz etkilenmekte, ekonomik

büyümeleri yavaşlamaktadır.

Daha önce değinildiği üzere Türkiye birincil enerji arzının büyük bir

bölümünü ithal kaynaklardan karşılamaktadır. Benzer şekilde, ikincil enerji kaynağı

olan elektrik enerjisinin de yarısından fazlası ithal fosil yakıtlı kaynaklardan

sağlanmaktadır. Türkiye’de gelecek yıllarda alternatif kaynaklar geliştirilemediği

takdirde, elektrik talebinin büyümesine bağlı olarak doğal gaz talebinin de artması

muhtemeldir. Diğer taraftan, yurt içi doğal gaz rezerv ve üretim miktarları taleple eş

76

76

zamanlı olarak yükseltilememektedir. Bu durum, arz güvenliğinde ciddi bir risk, dış

ticaret dengesi üzerinde baskı, cari açık üzerinde olumsuz etki yaratmaktadır.

Türkiye’nin 1970-2014 yılları arasında yaklaşık yüzde 5 olarak gerçekleşen

elektrik talep artış hızının, önümüzdeki 15-20 yıllık süreçte de benzer bir seyir

izlemesi beklenmektedir. Bu noktada, Türkiye elektrik sisteminde talebin yeterli,

güvenilir ve düşük maliyetli bir sistemle veya kaynakla karşılanması arz güvenliği

açısından oldukça önemlidir. Fosil enerji kaynakları potansiyeli açısından zengin

sayılmayan Türkiye’nin artan enerji ihtiyacını yerli ve yenilenebilir enerji

kaynaklarını kullanarak karşılaması, enerjide dışa bağımlılıktan kaynaklanan riskleri

azaltacaktır.

Türkiye’nin yenilenebilir enerji kaynakları arasında en fazla potansiyele sahip

olduğu güneş enerjisinin elektrik üretimi amacıyla değerlendirilmesi durumunda

elektrik üretiminde kaynak çeşitliliğinin sağlanmasına yeni bir boyut getirilmiş

olacaktır. İthal enerji kaynaklarına olan bağımlılığın azaltılması, bu şekilde enerjide

arz güvenliğinin sağlanmasına yönelik çabalara katkıda bulunulması da mümkün

olabilecektir.

3.4.2. Türkiye’de enerji sektörünün yarattığı sera gazı salımları

Sanayi devriminden sonra fosil yakıtların aşırı kullanımı, hızlı nüfus artışı,

yaşam standardının yükseltilmesi gibi gelişmeler neticesinde başta karbondioksit

(CO2) olmak üzere sera etkisi yaratan gazlar atmosferde yoğunlaşmış, bunun

sonucunda dünya sıcaklık ortalaması hızlı bir şekilde yükselmiştir. Hükümetlerarası

İklim Değişikliği Panelinin (Intergovernmental Panel for Climate Change-IPCC)

bulgularına göre 1980-2012 yılları arasında ortalama küresel sıcaklık seviyesi 0,85 0C artış göstermiştir.213

Birçok insan aktivitesinin içerisinde geleneksel enerji kaynaklarının üretimi

ve tüketimi sera gazı salımına en çok katkı yapan faktördür. Dünyada sera gazı

salımının yüzde 69’u enerji sektöründe kullanılan fosil yakıtlardan

kaynaklanmaktadır. Enerji kullanımından kaynaklanan CO2 salım değerinin yakıt

türlerine göre dağılımına bakıldığında; yüzde 44’ünün kömür, yüzde 35’inin petrol, 213 IPCC, 2014a:1.

77

77

yüzde 20’sinin doğal gaz kaynaklı olduğu görülmektedir.214 Fosil kaynaklı yakıtların

CO2 salımının yüksek oluşu, geleneksel enerji kaynaklarını ikame edebilen

yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımını gündeme getirmiştir.

Türkiye’de sera gazı salım miktarını ve kaynaklara göre dağılımını

belirlemeye yönelik yapılan çalışmalarda ortaya çıkan sonuçlar, dünya ortalama sera

gazı verileriyle benzerlik göstermektedir. TÜİK’in “Sera Gazı Salım Envanteri,

2012” çalışmasının sonuçlarına göre, Türkiye’nin 2012 yılında toplam sera gazı

salımı 439,9 milyon ton CO2 eşdeğerine215 yükselmiştir. 2012 yılı sera gazı

salımlarının sektörel dağılımında en büyük payı enerji kaynaklı salımlar (yüzde 70,2)

alırken, bunu sırasıyla yüzde 14,3 ile endüstriyel işlemler, yüzde 8,2 ile atık ve yüzde

7,3 ile tarımsal faaliyetler takip etmiştir.216

1990-2012 yılları arasında Türkiye’deki toplam salım miktarı 251 milyon ton

CO2 eşdeğeri artış gösterirken, söz konusu artışın 176 milyon ton CO2 eşdeğerlik

kısmı (yaklaşık yüzde 70’i) enerji kaynaklı salımlar nedeniyle oluşmuştur. Bu

rakamlar, dünya genelinde olduğu gibi Türkiye’de de sera gazı salınımlarının en

önemli kaynağının enerji sektörü olduğunu ortaya koymaktadır. Bu nedenle,

Türkiye’nin ulusal iklim değişikliği vizyonu çerçevesinde önlem alması gereken

öncelikli alanlardan biri enerji sektörüdür.

Türkiye’de enerjinin çevresel etkilerinin göz önünde bulundurularak

üretilmesi ve tüketilmesi büyük önem arz etmektedir. Türkiye, CO2 salımı

oluşturmadan elektrik üretilebilen güneş enerjisi kaynağının değerlendirmesinde

mesafe kat edebilirse, küresel ısınmayla mücadeleye katkıda bulunmuş olacaktır.

3.4.3. Türkiye’de elektrik sektöründe kayıp-kaçak oranlarının azaltılması

Türkiye’de elektrik sektöründe yaşanan sorunların en önemlilerinden biri

iletim ve dağıtım sistemlerindeki kayıp oranlarının ve kaçak kullanımların yüksek

olmasıdır. Türkiye’de kayıp-kaçak oranı, 1960’larda şebekeye verilen elektriğin

yüzde 10’una yakın iken, 2000 yılında yüzde 19,4 ile rekor seviyelere ulaşmıştır.

214 IEA, 2014e: xv. 215 CO2 eşdeğeri seragazlarının küresel ısınma potansiyelinin CO2 gazı cinsinden ifade edilmesidir. 216 TÜİK, 03.05.2015. < http://www.tuik.gov.tr/PreHaberBultenleri.do?id=16174>

78

78

Sonraki yıllarda alınan bazı önlemler ve yapılan yatırımlarla kayıp-kaçak oranı 2013

yılı sonunda yüzde 15,7 gerçekleşmiştir. Bu oran 2012 yılında OECD ülkelerinde

ortalama yüzde 6,7, OECD dışındaki ülkelerde yüzde 10,3’tür.217 Diğer OECD üyesi

ülkelerle karşılaştırıldığında Türkiye’nin dağıtım sistemi kayıp oranlarının oldukça

yüksek seviyede olduğu görülmektedir.

Şekil 3.1. Türkiye’de 1984-2013 Yılları Arasında Elektrik Sistemi Kayıp-Kaçak Oranının Değişimi

(yüzde)

Kaynak: TEİAŞ Elektrik İstatistiklerinden faydalanılarak hazırlanmıştır.

1984 yılında yüzde 5 olan iletim sistem kaybı sonraki yıllarda azalarak 2013

yılında yüzde 2,4 oranına gerilemiştir. Son 10 yılda ortalama iletim sistemi kaybı

yüzde 2,6 oranında gerçekleşmiş olup, Türkiye’nin üretim kaynaklarının yeri ve

coğrafi koşulları göz önünde bulundurulduğunda, iletim sistemi kayıp oranlarının

uluslararası performans düzeyine yakın ve kabul edilebilir seviyede olduğu

anlaşılmaktadır. Diğer taraftan, dağıtım sistemindeki kayıp-kaçak elektrik miktarının

tüketime sunulan elektrik enerjisine oranı yüksek seviyelerde seyretmektedir.

Dünyada elektrik talebinin büyük bir kısmı, doğal kaynakların yoğun olduğu

coğrafi bölgelerde üretilen elektrik enerjisinin uzun iletim hatları kullanılarak

taşınmasıyla karşılanmaktadır. Yenilenebilir dağıtık elektrik üretim santrallerinin;

kısa ve kolay inşaat süreci sonucunda inşa edilmesi, düşük işletme-bakım 217 IEA, 2014a:12.

79

maliyetlerine sahip olması ile iletim yatırımları gerektirmemeleri gibi özelliklerinden

dolayı son yıllarda söz konusu santraller daha fazla tercih edilmeye başlanmıştır.218

İhtiyaca göre ölçeklendirilmesinin kolay olması ve yerleşim bölgelerindeki nihai

elektrik kullanıcılarına en yakın mesafede kurulabilmesi ile GES’ler diğer enerji

kaynakları arasında öne çıkmaktadır.

GES’ler arasında özellikle çatı tipi PV sistem uygulamalarının

yaygınlaşmasıyla konutlar ile ticari ve endüstriyel binalar kendi elektriklerini

üretebilen bir yapıya dönüşecektir. Türkiye’de küçük ölçekli GES’lerin kurulumuyla

yüke en yakın noktada üretim yapılabilecek ve böylece dağıtım sistemi kayıp

oranlarının azaltılması mümkün olabilecektir.

3.4.4. Güneş enerjisinin ülke ekonomisine sağlayacağı diğer faydalar

GES’lerin diğer enerji kaynaklarını yakıt olarak kullanan santrallerden

ayrılan özellikleriyle ülke ekonomisine dolaylı olarak fayda sağlaması

beklenmektedir. GES’lerin fosil yakıtlı santrallerden farklı olarak çok kısa sürede

devreye alınması mümkün olmakta (ölçüm ve arazi geliştirme süresi hariç azami 1

yıl), yakıt ihtiyacı bulunmamakta, işletilmesi daha kolay olmakta ve işletme-bakım

maliyetleri düşük seviyelerde gerçekleşmektedir.

Güneş enerjisini diğer yenilenebilir enerji kaynaklarından ayıran bazı

özellikleri, GES’leri tercih sebebi kılmaktadır. GES’leri hidrolik santrallerden (HES)

ayıran en önemli özellik tamamen verimsiz, kullanılmayan arazilere inşa edilmeleri

olup, söz konusu santraller hem doğaya daha az zarar vermekte hem de atıl kalan

arazilerde elektrik üretilmesi ile gelir elde edilmesini sağlamaktadır. Güneş

enerjisinin Türkiye’de önemli potansiyeli olan rüzgâr enerjisine göre de avantajlı

yönleri bulunmaktadır. PV sistemlerin rüzgâr enerjisi santralleri (RES) gibi hareketli

parçasının (rüzgâr kanadı) olmaması mekanik yıpranma olasılığını ortadan

kaldırmakta, böylece işletme ve bakım maliyetleri azalmaktadır. Biyokütle enerji

santrallerinde de işletme ve bakım maliyeti GES’lerden daha yüksektir.

218 ŞİMŞEK ve ark., 05.03.2015. <http://www.dektmk.org.tr/pdf/enerji_kongresi_11/47.pdf.>

79

79

maliyetlerine sahip olması ile iletim yatırımları gerektirmemeleri gibi özelliklerinden

dolayı son yıllarda söz konusu santraller daha fazla tercih edilmeye başlanmıştır.218

İhtiyaca göre ölçeklendirilmesinin kolay olması ve yerleşim bölgelerindeki nihai

elektrik kullanıcılarına en yakın mesafede kurulabilmesi ile GES’ler diğer enerji

kaynakları arasında öne çıkmaktadır.

GES’ler arasında özellikle çatı tipi PV sistem uygulamalarının

yaygınlaşmasıyla konutlar ile ticari ve endüstriyel binalar kendi elektriklerini

üretebilen bir yapıya dönüşecektir. Türkiye’de küçük ölçekli GES’lerin kurulumuyla

yüke en yakın noktada üretim yapılabilecek ve böylece dağıtım sistemi kayıp

oranlarının azaltılması mümkün olabilecektir.

3.4.4. Güneş enerjisinin ülke ekonomisine sağlayacağı diğer faydalar

GES’lerin diğer enerji kaynaklarını yakıt olarak kullanan santrallerden

ayrılan özellikleriyle ülke ekonomisine dolaylı olarak fayda sağlaması

beklenmektedir. GES’lerin fosil yakıtlı santrallerden farklı olarak çok kısa sürede

devreye alınması mümkün olmakta (ölçüm ve arazi geliştirme süresi hariç azami 1

yıl), yakıt ihtiyacı bulunmamakta, işletilmesi daha kolay olmakta ve işletme-bakım

maliyetleri düşük seviyelerde gerçekleşmektedir.

Güneş enerjisini diğer yenilenebilir enerji kaynaklarından ayıran bazı

özellikleri, GES’leri tercih sebebi kılmaktadır. GES’leri hidrolik santrallerden (HES)

ayıran en önemli özellik tamamen verimsiz, kullanılmayan arazilere inşa edilmeleri

olup, söz konusu santraller hem doğaya daha az zarar vermekte hem de atıl kalan

arazilerde elektrik üretilmesi ile gelir elde edilmesini sağlamaktadır. Güneş

enerjisinin Türkiye’de önemli potansiyeli olan rüzgâr enerjisine göre de avantajlı

yönleri bulunmaktadır. PV sistemlerin rüzgâr enerjisi santralleri (RES) gibi hareketli

parçasının (rüzgâr kanadı) olmaması mekanik yıpranma olasılığını ortadan

kaldırmakta, böylece işletme ve bakım maliyetleri azalmaktadır. Biyokütle enerji

santrallerinde de işletme ve bakım maliyeti GES’lerden daha yüksektir.

218 ŞİMŞEK ve ark., 05.03.2015. <http://www.dektmk.org.tr/pdf/enerji_kongresi_11/47.pdf.>

80

80

Türkiye’de GES’lerin yaygınlaşmaya başlamasıyla santrallerin kurulması,

üretime geçmesi, belirli periyotlarla bakım ve onarımlarının yapılması işgücü

ihtiyacını ortaya çıkaracaktır. Böylece, güneş enerjisi potansiyeli yüksek olan

bölgelerde yeni bir istihdam alanı yaratılacaktır.

81

80

Türkiye’de GES’lerin yaygınlaşmaya başlamasıyla santrallerin kurulması,

üretime geçmesi, belirli periyotlarla bakım ve onarımlarının yapılması işgücü

ihtiyacını ortaya çıkaracaktır. Böylece, güneş enerjisi potansiyeli yüksek olan

bölgelerde yeni bir istihdam alanı yaratılacaktır.

81

4. TÜRKİYE’DE GÜNEŞ ENERJİSİ İLE İLGİLİ MEVZUAT VE PİYASASININ MEVCUT DURUMU

4.1. Türkiye’de Güneş Enerjisi İle İlgili Mevzuat

Türkiye elektrik piyasasında güneş enerjisi de dâhil olmak üzere yenilenebilir

enerji kaynakları ile ilgili birincil mevzuat düzenlemeleri; 5346 sayılı Yenilenebilir

Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun

(YEK Kanunu), 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu (EPK) ve 5627 sayılı Enerji

Verimliliği Kanunu’dur. İkincil mevzuat arasında; Elektrik Piyasası Lisans

Yönetmeliği (LY), Lisanssız Elektrik Üretimi Yönetmeliği (LÜY), Yenilenebilir

Enerji Kaynaklarından Elektrik Enerjisi Üreten Tesislerde Kullanılan Aksamın Yurt

İçinde İmalatı Hakkında Yönetmelik yer almaktadır.

4.1.1. Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı

Kullanımına İlişkin Kanun

Türkiye’de yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretimi ilk defa

Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına

İlişkin Kanunla yasal zemine oturtulmuştur. Söz konusu Kanunun amacı

”Yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik enerjisi üretimi amaçlı kullanımının

yaygınlaştırılması, bu kaynakların güvenilir, ekonomik ve kaliteli biçimde ekonomiye

kazandırılması, kaynak çeşitliliğinin artırılması, sera gazı emisyonlarının

azaltılması, atıkların değerlendirilmesi, çevrenin korunması ve bu amaçların

gerçekleştirilmesinde ihtiyaç duyulan imalat sektörünün geliştirilmesi” olarak

tanımlanmıştır.

YEK Kanunuyla Türkiye’de ilk kez FIT teşvik politikası uygulanmaya

başlamıştır. FIT mekanizması, piyasanın gelişim sürecine bağlı olarak sonradan

değişikliğe uğramıştır. Türkiye’de uygulanan FIT teşvik politikasının ilk halinde

alım garantili fiyatlar, üretim maliyetlerine ve teknoloji çeşidine bakılmaksızın bütün

yenilenebilir enerji kaynakları için eşit olarak belirlenmiştir. Kanun kapsamında

yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektrik için alım garantili fiyat,

EPDK’nın belirlediği bir önceki yıla ait Türkiye ortalama elektrik toptan satış

82

82

fiyatına (TORETOSAF) eşitlenmiştir. Ayrıca, FIT kapsamında 2011 yılının sonuna

kadar devreye girecek tesislerin üretimlerine 7 yıl alım garantisi süresi verilmiştir.

02.05.2007 tarihli ve 26510 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan 5627 sayılı

Enerji Verimliliği Kanunu ile YEK Kanunu’nda değişiklikler yapılmıştır. Söz konusu

değişiklikler içerisinde FIT oranlarının 5 Avro sent/kWh karşılığı Türk Lirasından

az, 5,5 Avro sent/kWh karşılığı Türk Lirasından fazla olamayacağı hususu

düzenlenmiştir. Ancak yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı lisans sahibi tüzel

kişilere ürettikleri elektriği serbest piyasada 5,5 Avro sent/kWh sınırının üzerinde

satabilmeleri halinde bundan yararlanmalarına izin verilmiştir. Kanunla, FIT

mekanizmasından yararlanacak yeni tesislerin en son işletmeye girme süreleri 2013

yılı sonuna uzatılmış ve alım garantisinin süresi 7 yıldan 10 yıla çıkarılmıştır.

YEK Kanunu kapsamındaki FIT teşvik mekanizması o tarihlerde özellikle

güneş enerjisi gibi daha az olgun teknolojilerden elektrik üretimini kârlı hale

getirmemiştir. Bu nedenle, güneş enerjisi yatırımcıları yeterli düzeyde alım garantili

fiyat belirlenene kadar projelerini ertelemişlerdir. Böylece, Türkiye’nin yüksek güneş

enerjisi potansiyelinin değerlendirilmesi sonraki yıllara ötelenmiştir.

Yenilenebilir enerji kaynakları kullanımının hedeflenen seviyelerde

gerçekleşmemesi ve ilk yatırım maliyetlerinin yüksek olması bu kaynakların daha

fazla teşvik edilmesi gerekliliğini ortaya çıkarmıştır. Bunun sonucunda da

08.01.2011 tarih ve 27809 sayılı Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe giren 6094

sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı

Kullanımına İlişkin Kanunda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun ile YEK

Kanununda önemli değişiklikler yapılmıştır. Kanunda yapılan değişiklikle yeni bir

Yenilenebilir Enerji Kaynakları Destekleme Mekanizması (YEKDEM) oluşturulmuş,

söz konusu mekanizmada yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim faaliyeti

gösterenlerin faydalanabileceği fiyat, süreler ve bunlara yapılacak ödemelere ilişkin

usul ve esaslar belirlenmiştir. YEKDEM kapsamında iki çeşit destek mekanizması

bulunmaktadır. Bu mekanizmalar aşağıda özetlenmektedir:

83

1. Kaynak bazında farklı destek fiyatları (I sayılı Cetvel)

Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretimde tesis tipine göre FIT

fiyatları belirlenmiştir. Fiyatlar, hidroelektrik ile rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisi

için 7,3 sent/kWh, jeotermal enerjisine dayalı üretim tesisi için 10,5 sent/kWh,

biyokütle (çöp gazı dâhil) ile güneş enerjisine dayalı üretim tesisi için 13,3

sent/kWh’tır. 31.12.2020 tarihine kadar işletmeye girmiş veya girecek YEKDEM’e

tabi üretim lisansı sahipleri on yıl süre ile FIT destek mekanizmasından

yararlanacaktır.219

2. Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerinde

kullanılacak yerli aksam için destekleme fiyatı (II sayılı Cetvel)

Kaynak bazında düzenlenen destekleme mekanizmasıyla beraber

yenilenebilir enerji kaynaklı elektrik üretim tesislerinde kullanılacak yerli makine ve

ekipmanlar için ilâve teşvik mekanizması oluşturulmuştur. Yerli aksam kapsamında

ilâve destekleme fiyatından yararlanmak için 31.12.2020 tarihine kadar işletmeye

girecek olan yenilenebilir enerji üretim tesislerinde kullanılan mekanik ve/veya

elektro-mekanik aksamın yurt içinde imal edilmiş olması gerekmektedir. Söz konusu

tesislerde üretilerek iletim veya dağıtım sistemine verilen elektrik enerjisi için

Kanuna ekli I sayılı Cetvelde belirtilen fiyatlara, üretim tesisinin işletmeye giriş

tarihinden itibaren beş yıl süreyle Kanuna ekli II sayılı Cetvelde belirtilen fiyatlar

ilâve edilmektedir. II Sayılı cetvelde görüldüğü üzere, tesisin kurulumunda yurt

içinde üretilmiş mekanik ve/veya elektro-mekanik aksam kullanıldığı takdirde, her

bir aksam başına 0,5 ile 2,4 sent/kWh arasında ilâve fiyat desteği verilmektedir.

Güneş enerjisine dayalı elektrik üretim santralleri için ünitelerin tamamen yerli

olması durumunda Kanunda 13,3 sent/kWh olan fiyat desteği PV’de 20 sent/kWh’e,

CSP’de 22,5 sent/kWh’e yükselebilmektedir. (EK.2)

219 05.12.2013 tarih ve 28842 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı uyarınca YEKDEM’e tabi YEK Belgeli üretim lisansı sahiplerinin 5346 sayılı YEK Kanuna ekli I ve II sayılı cetvelde yer alan fiyatlardan yararlanma süreleri 31.12.2020 tarihine uzatılmıştır. Söz konusu Karar, YEK Kanunundaki ilgili maddelere henüz işlenmemiştir.

83

83

1. Kaynak bazında farklı destek fiyatları (I sayılı Cetvel)

Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretimde tesis tipine göre FIT

fiyatları belirlenmiştir. Fiyatlar, hidroelektrik ile rüzgâr enerjisine dayalı üretim tesisi

için 7,3 sent/kWh, jeotermal enerjisine dayalı üretim tesisi için 10,5 sent/kWh,

biyokütle (çöp gazı dâhil) ile güneş enerjisine dayalı üretim tesisi için 13,3

sent/kWh’tır. 31.12.2020 tarihine kadar işletmeye girmiş veya girecek YEKDEM’e

tabi üretim lisansı sahipleri on yıl süre ile FIT destek mekanizmasından

yararlanacaktır.219

2. Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerinde

kullanılacak yerli aksam için destekleme fiyatı (II sayılı Cetvel)

Kaynak bazında düzenlenen destekleme mekanizmasıyla beraber

yenilenebilir enerji kaynaklı elektrik üretim tesislerinde kullanılacak yerli makine ve

ekipmanlar için ilâve teşvik mekanizması oluşturulmuştur. Yerli aksam kapsamında

ilâve destekleme fiyatından yararlanmak için 31.12.2020 tarihine kadar işletmeye

girecek olan yenilenebilir enerji üretim tesislerinde kullanılan mekanik ve/veya

elektro-mekanik aksamın yurt içinde imal edilmiş olması gerekmektedir. Söz konusu

tesislerde üretilerek iletim veya dağıtım sistemine verilen elektrik enerjisi için

Kanuna ekli I sayılı Cetvelde belirtilen fiyatlara, üretim tesisinin işletmeye giriş

tarihinden itibaren beş yıl süreyle Kanuna ekli II sayılı Cetvelde belirtilen fiyatlar

ilâve edilmektedir. II Sayılı cetvelde görüldüğü üzere, tesisin kurulumunda yurt

içinde üretilmiş mekanik ve/veya elektro-mekanik aksam kullanıldığı takdirde, her

bir aksam başına 0,5 ile 2,4 sent/kWh arasında ilâve fiyat desteği verilmektedir.

Güneş enerjisine dayalı elektrik üretim santralleri için ünitelerin tamamen yerli

olması durumunda Kanunda 13,3 sent/kWh olan fiyat desteği PV’de 20 sent/kWh’e,

CSP’de 22,5 sent/kWh’e yükselebilmektedir. (EK.2)

219 05.12.2013 tarih ve 28842 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı uyarınca YEKDEM’e tabi YEK Belgeli üretim lisansı sahiplerinin 5346 sayılı YEK Kanuna ekli I ve II sayılı cetvelde yer alan fiyatlardan yararlanma süreleri 31.12.2020 tarihine uzatılmıştır. Söz konusu Karar, YEK Kanunundaki ilgili maddelere henüz işlenmemiştir.

84

84

II Sayılı cetvelde yer alan fiyatların belgelendirilmesi, denetlenmesi, yurt

içinde imalatının kapsamının tanımı, standartları ve sertifikasyonu ile ilgili usul ve

esasları belirlemek amacıyla Yenilenebilir Enerji Kaynaklarından Elektrik Enerjisi

Üreten Tesislerde Kullanılan Aksamın Yurt İçinde İmalatı Hakkında Yönetmelik

19.06.2011 tarih ve 27969 sayılı Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe girmiştir.

Söz konusu Yönetmelikle, yerli katkı ilâve payının tespitinde tesis tipine

(hidroelektrik, rüzgâr, güneş, biyokütle vb.) göre sınıflandırma yapılmış olup her bir

aksam grubu ya da aksam grubunu oluşturan bütünleştirici parçalar için yüzde olarak

yerli aksam oranları belirlenmiştir. Her bir aksam grubunu oluşturan bütünleştirici

parça veya parçaların kombinasyonunun toplamının yüzde 55 oranını sağlaması

durumunda yerli katkı ilâve fiyatından yararlanma imkânı sağlanmıştır. Yerli

aksamın Yönetmelikteki tanımı; yenilenebilir enerji kaynağına dayalı üretim tesisinin

bütünleştirici parçalarının yerli aksam oranları bazında en az yüzde 55’i yurt içi

katma değerle üretilen aksamdır. Burada, yurt içinde gerçekleşen imalat kapsamında

önemli olan husus; üretilen aksamın, bütünleştirici parçanın veya üretime tabi olan

öğenin yerli ya da yabancı kökenli bir şirket tarafından üretilmesinden ziyade söz

konusu üretimin Türkiye sınırları içerisinde gerçekleşmesidir. Dolayısıyla, gerekli

sertifikasyon ve standardizasyon işlemlerinin sağlanması koşuluyla Türkiye’de

üretilen ürün “yerli aksam” olarak kabul edilmektedir.

4.1.2. Elektrik piyasası lisans yönetmeliği ve diğer yasal düzenlemeler

doğrultusunda güneşten lisanslı elektrik üretim süreci

Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 02.11.2013 tarihinde yayımlanan

nihai halinde güneş enerjisi yatırımcılarının önlisans ve lisanslandırma süreçlerinde

sahip oldukları hak ve yükümlülüklere ilişkin düzenlemeler yer almaktadır. Elektrik

piyasasında üretim lisansına başvuran tüzel kişiye öncelikle, üretim tesisi yatırımına

başlaması için mevzuattan kaynaklanan izin, onay, ruhsat ve benzeri belgeleri

edinebilmesi ve üretim tesisinin kurulacağı sahanın mülkiyet veya kullanım hakkını

elde edebilmesi için EPDK tarafından belirli süreli önlisans verilmektedir (EPK

6’ıncı madde).

GES yatırımlarında önlisans başvuru süreci, TEİAŞ’ın her yıl takip eden beş

ve on yıl için bağlantı noktasına göre ve/veya bölgesel bazda sisteme bağlanabilecek 85

GES kapasitesini EPDK’ya bildirmesi ile başlamaktadır. Sonrasında, GES

yatırımcılarının önlisans başvuruları açıklanan kapasite çerçevesinde EPDK

tarafından alınmaktadır (LY 12’nci madde 7’inci fıkra a bendi).

GES yatırımcılarının önlisans başvurusundan önce tesisin kurulacağı sahaya

ait son üç yıl içinde elde edilmiş, 6 ayı yerinde olmak üzere, en az bir yıl süreli asgari

güneş ışınımı ve güneşlenme süresi ölçümlerini ihtiva eden meteorolojik ölçüm

sonuçlarını elde etmiş olması gerekmektedir (LY 37’nci madde 1’inci fıkra). Ayrıca,

Yönetmelikte önlisans başvurusu yapılacak GES kapasitesine bir sınır getirilmiştir.

Bu kapsamda, 50 MW kurulu gücün üzerindeki GES üretim lisans başvurularına izin

verilmemektedir (LY Geçici 3’üncü madde).

GES lisanslandırma süreci aşağıda özetlenmektedir.

Şekil 4.1. Güneş Enerjisi Santrali Lisanslandırma Süreci

Kaynak: LY’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

4.1.3. Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmelik ve

diğer mevzuat düzenlemeleri çerçevesinde güneşten lisanssız elektrik

üretimi süreci

YEK Kanununa dayanılarak 21 Temmuz 2011 tarihinde yayımlanan Elektrik

Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine ilişkin Yönetmeliğin 1’inci maddesinde

85

84

II Sayılı cetvelde yer alan fiyatların belgelendirilmesi, denetlenmesi, yurt

içinde imalatının kapsamının tanımı, standartları ve sertifikasyonu ile ilgili usul ve

esasları belirlemek amacıyla Yenilenebilir Enerji Kaynaklarından Elektrik Enerjisi

Üreten Tesislerde Kullanılan Aksamın Yurt İçinde İmalatı Hakkında Yönetmelik

19.06.2011 tarih ve 27969 sayılı Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe girmiştir.

Söz konusu Yönetmelikle, yerli katkı ilâve payının tespitinde tesis tipine

(hidroelektrik, rüzgâr, güneş, biyokütle vb.) göre sınıflandırma yapılmış olup her bir

aksam grubu ya da aksam grubunu oluşturan bütünleştirici parçalar için yüzde olarak

yerli aksam oranları belirlenmiştir. Her bir aksam grubunu oluşturan bütünleştirici

parça veya parçaların kombinasyonunun toplamının yüzde 55 oranını sağlaması

durumunda yerli katkı ilâve fiyatından yararlanma imkânı sağlanmıştır. Yerli

aksamın Yönetmelikteki tanımı; yenilenebilir enerji kaynağına dayalı üretim tesisinin

bütünleştirici parçalarının yerli aksam oranları bazında en az yüzde 55’i yurt içi

katma değerle üretilen aksamdır. Burada, yurt içinde gerçekleşen imalat kapsamında

önemli olan husus; üretilen aksamın, bütünleştirici parçanın veya üretime tabi olan

öğenin yerli ya da yabancı kökenli bir şirket tarafından üretilmesinden ziyade söz

konusu üretimin Türkiye sınırları içerisinde gerçekleşmesidir. Dolayısıyla, gerekli

sertifikasyon ve standardizasyon işlemlerinin sağlanması koşuluyla Türkiye’de

üretilen ürün “yerli aksam” olarak kabul edilmektedir.

4.1.2. Elektrik piyasası lisans yönetmeliği ve diğer yasal düzenlemeler

doğrultusunda güneşten lisanslı elektrik üretim süreci

Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin 02.11.2013 tarihinde yayımlanan

nihai halinde güneş enerjisi yatırımcılarının önlisans ve lisanslandırma süreçlerinde

sahip oldukları hak ve yükümlülüklere ilişkin düzenlemeler yer almaktadır. Elektrik

piyasasında üretim lisansına başvuran tüzel kişiye öncelikle, üretim tesisi yatırımına

başlaması için mevzuattan kaynaklanan izin, onay, ruhsat ve benzeri belgeleri

edinebilmesi ve üretim tesisinin kurulacağı sahanın mülkiyet veya kullanım hakkını

elde edebilmesi için EPDK tarafından belirli süreli önlisans verilmektedir (EPK

6’ıncı madde).

GES yatırımlarında önlisans başvuru süreci, TEİAŞ’ın her yıl takip eden beş

ve on yıl için bağlantı noktasına göre ve/veya bölgesel bazda sisteme bağlanabilecek 85

GES kapasitesini EPDK’ya bildirmesi ile başlamaktadır. Sonrasında, GES

yatırımcılarının önlisans başvuruları açıklanan kapasite çerçevesinde EPDK

tarafından alınmaktadır (LY 12’nci madde 7’inci fıkra a bendi).

GES yatırımcılarının önlisans başvurusundan önce tesisin kurulacağı sahaya

ait son üç yıl içinde elde edilmiş, 6 ayı yerinde olmak üzere, en az bir yıl süreli asgari

güneş ışınımı ve güneşlenme süresi ölçümlerini ihtiva eden meteorolojik ölçüm

sonuçlarını elde etmiş olması gerekmektedir (LY 37’nci madde 1’inci fıkra). Ayrıca,

Yönetmelikte önlisans başvurusu yapılacak GES kapasitesine bir sınır getirilmiştir.

Bu kapsamda, 50 MW kurulu gücün üzerindeki GES üretim lisans başvurularına izin

verilmemektedir (LY Geçici 3’üncü madde).

GES lisanslandırma süreci aşağıda özetlenmektedir.

Şekil 4.1. Güneş Enerjisi Santrali Lisanslandırma Süreci

Kaynak: LY’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

4.1.3. Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmelik ve

diğer mevzuat düzenlemeleri çerçevesinde güneşten lisanssız elektrik

üretimi süreci

YEK Kanununa dayanılarak 21 Temmuz 2011 tarihinde yayımlanan Elektrik

Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine ilişkin Yönetmeliğin 1’inci maddesinde

86

86

belirtildiği üzere lisanssız elektrik üretiminde amaçlanan “tüketicilerin elektrik

ihtiyaçlarının tüketim noktasına en yakın üretim tesislerinden karşılanması, arz

güvenliğinin sağlanmasında küçük ölçekli üretim tesislerinin ülke ekonomisine

kazandırılması ve etkin kullanımının sağlanması, elektrik şebekesinde meydana gelen

kayıp miktarlarının düşürülmesi”dir. Yönetmeliğin ilk halinde kendi ihtiyaçlarını

karşılamak üzere kurulu gücü azami 500 kWe olan mikrokojenerasyon veya

yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kuran gerçek ve tüzel kişiler

lisans alma ve şirket kurma yükümlülüğünden muaf tutulmuştur.

14.3.2013 tarih ve 28603 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan 6446 sayılı yeni

EPK’nın “Lisanssız Yürütülebilecek Faaliyetler” başlıklı 14’üncü maddesi ile

lisanssız yapılabilecek faaliyetlerin kapsamı genişletilmiştir. Söz konusu Kanun ile

lisanssız yürütülebilecek faaliyetler için belirlenen kurulu güç üst sınırı 500 kW’tan

1 MW’a yükselmiştir. Söz konusu Yönetmelik kapsamında çeşitli lisanssız üretim

uygulama modellerine izin verilmiştir. Bunlardan ilkinde, dağıtım sisteminde yeterli

kapasite bulunması halinde bir tüketim tesisi için birden fazla yenilenebilir enerji

kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurulabilmektedir (LÜY 5’inci madde 4’üncü

fıkra). İkincisinde, lisanssız elektrik üretimi kapsamında çeşitli üretim tesislerinde

üretilen elektrik enerjisinin tüketim tesisinde tüketilemeyen kısmı aynı kişinin

uhdesindeki başka bir tüketim tesisinde ya da tesislerinde tüketilebilmektedir (LÜY

17’nci madde 1’inci fıkra). Üçüncüsünde ise, aynı tarife grubundaki bir veya birden

fazla gerçek ve/veya tüzel kişi, üretim tesisi kurmak amacıyla, uhdelerindeki

tesislerde tüketilen elektrik enerjisi için tüketimlerini birleştirebilmektedir. Her üç

lisanssız üretim modelinde de üretim ve tüketim tesislerinin aynı dağıtım bölgesinde

olması ve üretim tesisi veya tesislerinin toplam kurulu gücünün LÜY kapsamında

belirlenen azami kurulu güç değerini geçmemesi gerekmektedir (LÜY 5’inci madde

5’inci fıkra). Aynı yerde bulunan ya da bulunmayan üretim ve tüketim tesislerine

dengeleme mekanizmasının gerektirdiği haberleşmeyi sağlayabilecek çift yönlü

ölçüm yapabilen saatlik sayaç takılmaktadır. İlgili şebeke işletmecisi, LÜY

kapsamında üretim yapan kişilerin üreterek şebekeye verdikleri ihtiyaç fazlası

elektrik miktarını, çift yönlü sayaçtan elde edilen tüketim ve üretim verilerini bir

araya getirerek saatlik bazda mahsuplaşma yöntemiyle (üretim-tüketim)

87

86

belirtildiği üzere lisanssız elektrik üretiminde amaçlanan “tüketicilerin elektrik

ihtiyaçlarının tüketim noktasına en yakın üretim tesislerinden karşılanması, arz

güvenliğinin sağlanmasında küçük ölçekli üretim tesislerinin ülke ekonomisine

kazandırılması ve etkin kullanımının sağlanması, elektrik şebekesinde meydana gelen

kayıp miktarlarının düşürülmesi”dir. Yönetmeliğin ilk halinde kendi ihtiyaçlarını

karşılamak üzere kurulu gücü azami 500 kWe olan mikrokojenerasyon veya

yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisi kuran gerçek ve tüzel kişiler

lisans alma ve şirket kurma yükümlülüğünden muaf tutulmuştur.

14.3.2013 tarih ve 28603 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan 6446 sayılı yeni

EPK’nın “Lisanssız Yürütülebilecek Faaliyetler” başlıklı 14’üncü maddesi ile

lisanssız yapılabilecek faaliyetlerin kapsamı genişletilmiştir. Söz konusu Kanun ile

lisanssız yürütülebilecek faaliyetler için belirlenen kurulu güç üst sınırı 500 kW’tan

1 MW’a yükselmiştir. Söz konusu Yönetmelik kapsamında çeşitli lisanssız üretim

uygulama modellerine izin verilmiştir. Bunlardan ilkinde, dağıtım sisteminde yeterli

kapasite bulunması halinde bir tüketim tesisi için birden fazla yenilenebilir enerji

kaynaklarına dayalı üretim tesisi kurulabilmektedir (LÜY 5’inci madde 4’üncü

fıkra). İkincisinde, lisanssız elektrik üretimi kapsamında çeşitli üretim tesislerinde

üretilen elektrik enerjisinin tüketim tesisinde tüketilemeyen kısmı aynı kişinin

uhdesindeki başka bir tüketim tesisinde ya da tesislerinde tüketilebilmektedir (LÜY

17’nci madde 1’inci fıkra). Üçüncüsünde ise, aynı tarife grubundaki bir veya birden

fazla gerçek ve/veya tüzel kişi, üretim tesisi kurmak amacıyla, uhdelerindeki

tesislerde tüketilen elektrik enerjisi için tüketimlerini birleştirebilmektedir. Her üç

lisanssız üretim modelinde de üretim ve tüketim tesislerinin aynı dağıtım bölgesinde

olması ve üretim tesisi veya tesislerinin toplam kurulu gücünün LÜY kapsamında

belirlenen azami kurulu güç değerini geçmemesi gerekmektedir (LÜY 5’inci madde

5’inci fıkra). Aynı yerde bulunan ya da bulunmayan üretim ve tüketim tesislerine

dengeleme mekanizmasının gerektirdiği haberleşmeyi sağlayabilecek çift yönlü

ölçüm yapabilen saatlik sayaç takılmaktadır. İlgili şebeke işletmecisi, LÜY

kapsamında üretim yapan kişilerin üreterek şebekeye verdikleri ihtiyaç fazlası

elektrik miktarını, çift yönlü sayaçtan elde edilen tüketim ve üretim verilerini bir

araya getirerek saatlik bazda mahsuplaşma yöntemiyle (üretim-tüketim)

87

belirlemektedir. Üretim ve tüketim tesisi farklı yerde ise, üretim sayacından elde

edilen veriler ile tüketim sayacındakiler saatlik bazda mahsuplaştırılmaktadır.

Şebeke işletmecisi, aylık periyotlarla, kaynak bazında ve her bir lisanssız

üretici için ayrı değerler olarak toplam ihtiyaç fazlası üretim miktarına ilişkin saatlik

verileri görevli tedarik şirketine220 bildirmektedir. Görevli tedarik şirketi, ihtiyaç

fazlası elektrik enerjisini YEK Kanununa ekli I sayılı cetvelde kaynak bazında

belirlenen fiyattan, YEKDEM kapsamında değerlendirilmek üzere, on yıl süreyle

satın almaktadır (LÜY 18’inci madde 1’inci fıkra). Sonrasında, tedarik şirketi

YEKDEM kapsamında satın almakla yükümlü olduğu enerji miktarı için her bir

üreticiye fatura döneminde yapacağı ödeme tutarını hesapladıktan sonra piyasa

işletmecisine (Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezine)221 göndermekte, piyasa işletmecisi

tarafından kendisine yapılan ödemeyi ilgili üreticilere ödemektedir.

GES üreticilerinin ürettikleri LÜY kapsamındaki ihtiyaç fazlası elektrik ilgili

tedarik şirketi tarafından üretilip sisteme verilmiş varsayılmaktadır. Söz konusu

elektriğin ikili anlaşmayla veya Organize Toptan Elektrik Piyasalarında satılması

yasaklanmıştır (LÜY 19’uncu madde 1’inci ve 3’üncü fıkra).

Ayrıca, LÜY ile lisanslı elektrik üretim faaliyetinden ilgili tüzel kişinin

başvuruda bulunması halinde lisanssıza geçiş imkânı sağlanmıştır. Burada lisanslı

GES tesisinin geçici kabulünün yapılmış ve işletmeye geçmiş olması gerekmektedir.

Ancak üretilen elektriğin bir kısmının ya da tamamının mevcut bir tüketim tesisi

tarafından tüketiliyor olması şarttır (LÜY 19. madde 1’inci ve 3’üncü fıkra).

4.2. Türkiye'de Güneş Enerjisi Piyasasındaki Gelişmeler

4.2.1. Türkiye'de lisanslı güneş enerjisi piyasasındaki gelişmeler

YEK Kanununun yayımlanmasından sonra Türkiye’de güneş enerjisi

yatırımlarına olan ilgi hızla artmaya başlamıştır. Kanun ile ilk aşamada 600 MW’lık

lisanslı üretim kapasitesinin oluşturulması öngörülmüştür. Söz konusu kapasite,

toplam ortalama yıllık ışınım değerleri ve güneşlenme süreleri dikkate alınarak 27 220 Tedarik şirketi, elektrik enerjisinin ve/veya kapasitenin toptan ve/veya perakende satılması, ithalatı, ihracatı ve ticareti faaliyetleriyle iştigal edebilen tüzel kişiyi ifade etmektedir. 221 Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezi, TEİAŞ bünyesinde yer alan ve elektrik enerjisi arz ve talebinin gerçek zamanlı olarak dengelenmesinden ve sistem işletiminden sorumlu merkezi birimidir.

88

88

bölgede 38 ile dağıtılmıştır. Söz konusu iller arasında en büyük kapasite Konya’ya

(Konya I ve Konya II olmak üzere toplam 92 MW) verilmiş olup bu ili sırasıyla Van

(77 MW) ve Mersin (35 MW) takip etmiştir. Söz konusu GES kapasitesi için toplam

7.930 MW kurulu güçteki 496 adet lisans başvurusu gerçekleşmiştir. Belirli

bölgelere yapılan başvuruların yoğunluklu olması lisanslı güneş enerjisi yatırım

sürecinin uzamasına neden olmuştur. 2015 yılı içerisinde tamamlanan yarışmalar

sonucunda MW başına verilen katkı payı ücretlerinin PV sistem kurulum maliyetinin

üzerine çıkması talebin ne kadar yüksek olduğunu göstermektedir. Yarışmalar

sırasında en yüksek katkı payı teklifi (2.960.000 TL/MW) Malatya-Adıyaman

bölgeleri için verilmiştir. Yatırımların gerçekleştirilme durumuna göre gelecek

yıllarda lisanslı GES üretim kapasitesinin artması beklenmektedir.

4.2.2. Türkiye'de lisanssız güneş enerjisi piyasasındaki gelişmeler

6446 sayılı EPK ile lisanssız elektrik üretimi kurulu güç sınırının 1 MW’a

çıkarılması güneş enerjisi piyasasındaki lisanssız GES üretimi başvurularının hızlı bir

şekilde yükselmesine neden olmuştur. 2016 yılı Şubat ayı itibarıyla TEDAŞ’a

yapılan 4.812 adet lisanssız GES proje müracaatının toplam kurulu gücü yaklaşık

4.021 MW olup toplam yenilenebilir enerji kaynağından lisanssız elektrik üretimi

için yapılan başvuru kapasitesinin yüzde 94’ünü oluşturmaktadır. Söz konusu

lisanssız GES proje başvurularının 2.430 MW kapasiteli kısmı onaylanmış olup

bunların 299 MW kurulu güçteki GES’in geçici kabulü tamamlanmıştır.

Tablo 4.1. Yenilenebilir Enerji Kaynağı Çeşidine Göre Lisanssız Elektrik Üretimi Başvuruları

Toplam Başvurular Onay İşlemi Tamamlanan Başvurular

Geçici Kabul İşlemi Tamamlanan Tesisler

Sayı (Adet) Kurulu Güç

(MWe) Sayı (Adet) Kurulu

Güç (MW) Sayı (Adet) Kurulu Güç (MW)

Biyogaz 30 30 23 26 11 18

GES 4.812 4.021 2.850 2.430 421 299

RES 141 915 49 32 10 7

Tri/Kojenerasyon 45 108 24 57 13 39

TOPLAM 5.134 4.392 3.031 2.654 455 363

Kaynak: TEDAŞ’tan alınan verilerden yararlanılarak hazırlanmıştır.

89

Proje başvuru sayısı ve toplam kurulu gücü oranlandığında ortalama

projelendirilen lisanssız GES kapasitesinin 840 kW olduğu sonucuna varılmaktadır.

Bu durum, GES yatırımlarının YEK Kanunundaki lisanssız üretim için belirlenen

kapasite sınırında yoğunlaştığını göstermektedir. Söz konusu ortalama kapasite,

lisanssız GES kurulumlarının büyük çoğunluğunun zemine monteli PV sistemlerden

oluştuğunu, küçük ölçekli çatı tipi PV sistem uygulamalarının beklenen seviyede

olmadığını göstermektedir. Türkiye’de lisanssız elektrik üretiminin teşvik

edilmesindeki asıl amaçlardan biri kişilerin kendi ihtiyaçlarını karşılamaları için

elektrik üretmeleri iken, mevcut durumda piyasada daha çok alım garantisinden

faydalanarak kâr etmeyi amaçlayan yatırımcılar yer almaktadır.

Küçük ölçekli PV sistemlerin yaygınlaşmamasının sebeplerinden biri

bürokratik sürecin uzun ve maliyetli olmasıdır. Küçük ölçekli çatıya monteli PV

sistemlerin LCOE’si büyük ölçeklilere göre daha fazladır. Bu nedenle, Türkiye’de

küçük ölçekli çatı tipi PV sistemleri için farklı bir teşvik mekanizması

geliştirilmediği, sistemlerin başvuru sürecinde ortaya çıkan maliyetler azaltılmadığı

takdirde bu sistemlerin yaygınlaştırılmasının zor olacağı düşünülmektedir.

Lisanslı GES bürokratik sürecin gecikmesi nedeniyle büyük ölçekli (5 MW

ve üzeri) PV santrali kurmak isteyen yatırımcılar farklı tüketim abonelikleri edinerek

yan yana 1 MW kapasiteli birden fazla PV tesisi kurmakta, böylece lisanssız üretim

kapsamında faaliyet gösterebilmektir. Bu durum gelecek 10 yıllık süreçte lisanssız

üretim kapsamındaki GES yatırımlarının lisanslı GES üretim kapasitesiyle benzer

değerlere ulaşacağını göstermektedir.

4.2.3. Türkiye fotovoltaik ve yoğunlaştırılmış güneş enerjisi endüstrisindeki

gelişmeler

Türkiye’de özellikle güneş enerjisinden elektrik üretimini teşvik eden

mevzuat düzenlemelerinin yayımlanmasının ardından, güneş enerjisine yönelik yerli

imalat sanayiindeki gelişmeler hızlanmıştır. Türkiye’de güneş enerjisi sanayiinin

başlıca aktörleri; Ar-Ge faaliyetlerinin yürütüldüğü üniversiteler ile diğer kurum ve

kuruluşlar, panel fabrikaları ve EPC (Engineering, Procurement and Construction-

Mühendislik, Tedarik ve Kurulum) firmalarıdır.

89

89

Proje başvuru sayısı ve toplam kurulu gücü oranlandığında ortalama

projelendirilen lisanssız GES kapasitesinin 840 kW olduğu sonucuna varılmaktadır.

Bu durum, GES yatırımlarının YEK Kanunundaki lisanssız üretim için belirlenen

kapasite sınırında yoğunlaştığını göstermektedir. Söz konusu ortalama kapasite,

lisanssız GES kurulumlarının büyük çoğunluğunun zemine monteli PV sistemlerden

oluştuğunu, küçük ölçekli çatı tipi PV sistem uygulamalarının beklenen seviyede

olmadığını göstermektedir. Türkiye’de lisanssız elektrik üretiminin teşvik

edilmesindeki asıl amaçlardan biri kişilerin kendi ihtiyaçlarını karşılamaları için

elektrik üretmeleri iken, mevcut durumda piyasada daha çok alım garantisinden

faydalanarak kâr etmeyi amaçlayan yatırımcılar yer almaktadır.

Küçük ölçekli PV sistemlerin yaygınlaşmamasının sebeplerinden biri

bürokratik sürecin uzun ve maliyetli olmasıdır. Küçük ölçekli çatıya monteli PV

sistemlerin LCOE’si büyük ölçeklilere göre daha fazladır. Bu nedenle, Türkiye’de

küçük ölçekli çatı tipi PV sistemleri için farklı bir teşvik mekanizması

geliştirilmediği, sistemlerin başvuru sürecinde ortaya çıkan maliyetler azaltılmadığı

takdirde bu sistemlerin yaygınlaştırılmasının zor olacağı düşünülmektedir.

Lisanslı GES bürokratik sürecin gecikmesi nedeniyle büyük ölçekli (5 MW

ve üzeri) PV santrali kurmak isteyen yatırımcılar farklı tüketim abonelikleri edinerek

yan yana 1 MW kapasiteli birden fazla PV tesisi kurmakta, böylece lisanssız üretim

kapsamında faaliyet gösterebilmektir. Bu durum gelecek 10 yıllık süreçte lisanssız

üretim kapsamındaki GES yatırımlarının lisanslı GES üretim kapasitesiyle benzer

değerlere ulaşacağını göstermektedir.

4.2.3. Türkiye fotovoltaik ve yoğunlaştırılmış güneş enerjisi endüstrisindeki

gelişmeler

Türkiye’de özellikle güneş enerjisinden elektrik üretimini teşvik eden

mevzuat düzenlemelerinin yayımlanmasının ardından, güneş enerjisine yönelik yerli

imalat sanayiindeki gelişmeler hızlanmıştır. Türkiye’de güneş enerjisi sanayiinin

başlıca aktörleri; Ar-Ge faaliyetlerinin yürütüldüğü üniversiteler ile diğer kurum ve

kuruluşlar, panel fabrikaları ve EPC (Engineering, Procurement and Construction-

Mühendislik, Tedarik ve Kurulum) firmalarıdır.

90

90

Türkiye’de GES sistemlerine ve değer zincirinde yer alan ürünlere yönelik

Ar-Ge çalışmaları 1970’li yılların sonundan itibaren başlatılmıştır. 1978 yılında

kurulan Ege Üniversitesi Güneş Enerjisi Enstitüsü Türkiye’de güneş enerjisiyle ilgili

çalışmaları yürüten ilk araştırma enstitüsüdür. 1980’li yılların ortalarında

üniversitelerde ilk kez güneş enerjisinden elektrik üretimine yönelik pilot

uygulamalar ortaya çıkmıştır. 1998 yılında mülga EİE tarafından Türkiye’nin ilk

şebeke bağlantılı 4,8 kWp gücünde PV sistem kurulumu gerçekleştirilmiştir. 2006

yılında PV modül üretim laboratuvarı kurulmuş, ardından bir Türk firması 5 MWp-

yıl kapasiteli modül üretim fabrikası kurmuştur.222 2006 yılından sonra küçük ölçekli

PV sistem uygulamaları yaygınlaşmıştır. Sonraki yıllarda PV hücre üretimine

yönelik çalışmalar hızlanmış ve 2011 yılında Türkiye’nin endüstriyel boyuttaki ilk

yerli tek kristal silisyum hücresi ve bu hücrelerden oluşan modülü üretilmiştir.

Çalışmalar neticesinde söz konusu PV hücrenin verimliliği yüzde 12’den kademeli

olarak yüzde 17’ye yükseltilmiştir.223 Bundan sonraki süreçte, Ar-Ge faaliyetleri

sonucunda elde edilen bilgilerin sanayiye aktarılması, Türkiye’de yerli PV hücre ve

diğer ekipman seri üretimlerinin gerçekleştirilmesi hedeflenmektedir.

Türkiye’de yürütülen Ar-Ge faaliyetleri GES teknolojilerinden PV’lerde

yoğunlaşmış olsa da Mersin’de yer alan Türkiye’nin tek CSP tesisinin Ar-Ge

çalışmaları 2005 yılında başlatılmıştır. Tamamı yerli sermaye olan Greenway firması

tarafından yürütülen proje, Türkiye Teknoloji Geliştirme Vakfı ve TÜBİTAK’ın

desteğiyle tesis 2013 yılında tamamlanmıştır. Projenin Ar-Ge çalışmaları, prototip

uygulaması ve tesisin kurulumu için toplam 50 milyon Dolar yatırım gerçekleşmiştir.

5 MW kurulu güce sahip olan ve 100 dönüm arazi üzerine kurulan CSP tesisi 50

metre yükseklikteki güneş kulesi teknolojisi kullanılarak inşa edilmiştir. Söz konusu

tesiste güneş ışığını yansıtan aynalar (510 adet) toplam tesis alanının 30 dönümlük

bölümünü kaplamaktadır. Ayrıca, santral doğal gaz çevrim santraline entegre

edilebilmektedir. Böylece, güneş ışığının olmadığı saatlerde doğal gaz santrali

devreye girebilmektedir. Tesisin bir diğer önemli özelliği ise, yerli olarak yazılımı ve

donanımı tasarlanan Green Box kontrol kartıyla kablosuz iletişime sahip olmasıdır. 222 Dünya Enerji Konseyi Milli Komitesi (DEKTMK), 2009:124, 125. 223 Kalkınmada Anahtar Verimlilik Dergisi, 04.02.2015. <https://anahtar.sanayi.gov.tr/tr/news/odtu-gunam-san-tez-projesi-ile-yerli-gunes-panelleri-uretti/87>

91

Akıllı yazılım sayesinde astronomik bir algoritmayla belirli aralıklarla güneşin

pozisyonu hesaplanmakta ve aynalar uygun yöne çevrilmektedir.224

Türkiye'de güneş enerjisi sanayiinin ikinci aktörü PV panel fabrikalarıdır.

Hâlihazırda, PV paneli üretiminde yüzde 100 yerli sermaye ile kurulmuş 16,

Türkiye-Çin ortak sermayesi ile kurulmuş 1 şirket bulunmaktadır. Sektörün toplam

yıllık üretim kapasitesi 503 MW’tır.225 Türkiye-Çin ortak sermayeli firma

haricindeki diğer tesislerin PV hücre üretme kabiliyeti bulunmamaktadır. Bunlarda,

yurt dışından ithal edilen hücreler yerli cam ve alüminyum çerçeve kullanılarak

laminasyon işlemiyle modüle çevrilmektedir. Ayrıca, modülü zemine monte etmek

için gerekli olan alt konstrüksiyon malzemeleri, PV sistemde üretilen elektriğin

iletilmesini sağlayan kablo bağlantı kutusu (junction box) gibi yan sanayi kabul

edilebilecek alanlarda yerli üretim bulunmaktadır.226

YEK Kanununa göre Türkiye’de PV sistem bütünleştirici parçaların en az

yüzde 55’inin yurt içi katma değer ile üretilmesi halinde alım garantili tarife

fiyatlarına ilâve teşvikler sağlanmıştır. YEGM yetkilileri ile görüşmeler neticesinde,

bugüne kadar 5346 Sayılı Kanuna ekli II sayılı cetvelde yer alan ilâve katkı payını

alan PV işletmecisinin bulunmadığı, bununla birlikte yerli panel firmalarından

bazılarının imal ettikleri modüllerin incelendiği, yakın zamanda bunlar arasından

seçilen firmaların sertifikalandırılacağı ve bu firmaların ürünlerini kullanan PV

işletmecilerinin ilâve katkı payı alabileceği bilgileri edinilmiştir. Yenilenebilir Enerji

Kaynaklarından Elektrik Enerjisi Üreten Tesislerde Kullanılan Aksamın Yurt İçinde

İmalatı Hakkında Yönetmelik ekinde yer alan Yurt İçinde İmal Edilen Aksam ve

Bütünleştirici Parçalar Listesi’nde PV modüllerin üretiminde kullanılan cam, çerçeve

ve kablo bağlantı kutusu dışında kalan parçalar ithal edilmekte olup söz konusu

bütünleştirici parçaların toplamı ancak yüzde 55’e tekabül etmektedir. (EK.2) Bu

durum, PV sistemlerden üretilen elektriğin satışıyla Yönetmelikte sağlanan ilâve

teşvik fiyatının tamamından faydalanılmasının mümkün olmadığını göstermektedir.

224 Greenway, 10.02.2015. <http://www.greenwaycsp.com/> 225 IEA PVPS, 2015f:106. 226 Hemmatı 2015, sözlü görüşme

91

90

Türkiye’de GES sistemlerine ve değer zincirinde yer alan ürünlere yönelik

Ar-Ge çalışmaları 1970’li yılların sonundan itibaren başlatılmıştır. 1978 yılında

kurulan Ege Üniversitesi Güneş Enerjisi Enstitüsü Türkiye’de güneş enerjisiyle ilgili

çalışmaları yürüten ilk araştırma enstitüsüdür. 1980’li yılların ortalarında

üniversitelerde ilk kez güneş enerjisinden elektrik üretimine yönelik pilot

uygulamalar ortaya çıkmıştır. 1998 yılında mülga EİE tarafından Türkiye’nin ilk

şebeke bağlantılı 4,8 kWp gücünde PV sistem kurulumu gerçekleştirilmiştir. 2006

yılında PV modül üretim laboratuvarı kurulmuş, ardından bir Türk firması 5 MWp-

yıl kapasiteli modül üretim fabrikası kurmuştur.222 2006 yılından sonra küçük ölçekli

PV sistem uygulamaları yaygınlaşmıştır. Sonraki yıllarda PV hücre üretimine

yönelik çalışmalar hızlanmış ve 2011 yılında Türkiye’nin endüstriyel boyuttaki ilk

yerli tek kristal silisyum hücresi ve bu hücrelerden oluşan modülü üretilmiştir.

Çalışmalar neticesinde söz konusu PV hücrenin verimliliği yüzde 12’den kademeli

olarak yüzde 17’ye yükseltilmiştir.223 Bundan sonraki süreçte, Ar-Ge faaliyetleri

sonucunda elde edilen bilgilerin sanayiye aktarılması, Türkiye’de yerli PV hücre ve

diğer ekipman seri üretimlerinin gerçekleştirilmesi hedeflenmektedir.

Türkiye’de yürütülen Ar-Ge faaliyetleri GES teknolojilerinden PV’lerde

yoğunlaşmış olsa da Mersin’de yer alan Türkiye’nin tek CSP tesisinin Ar-Ge

çalışmaları 2005 yılında başlatılmıştır. Tamamı yerli sermaye olan Greenway firması

tarafından yürütülen proje, Türkiye Teknoloji Geliştirme Vakfı ve TÜBİTAK’ın

desteğiyle tesis 2013 yılında tamamlanmıştır. Projenin Ar-Ge çalışmaları, prototip

uygulaması ve tesisin kurulumu için toplam 50 milyon Dolar yatırım gerçekleşmiştir.

5 MW kurulu güce sahip olan ve 100 dönüm arazi üzerine kurulan CSP tesisi 50

metre yükseklikteki güneş kulesi teknolojisi kullanılarak inşa edilmiştir. Söz konusu

tesiste güneş ışığını yansıtan aynalar (510 adet) toplam tesis alanının 30 dönümlük

bölümünü kaplamaktadır. Ayrıca, santral doğal gaz çevrim santraline entegre

edilebilmektedir. Böylece, güneş ışığının olmadığı saatlerde doğal gaz santrali

devreye girebilmektedir. Tesisin bir diğer önemli özelliği ise, yerli olarak yazılımı ve

donanımı tasarlanan Green Box kontrol kartıyla kablosuz iletişime sahip olmasıdır. 222 Dünya Enerji Konseyi Milli Komitesi (DEKTMK), 2009:124, 125. 223 Kalkınmada Anahtar Verimlilik Dergisi, 04.02.2015. <https://anahtar.sanayi.gov.tr/tr/news/odtu-gunam-san-tez-projesi-ile-yerli-gunes-panelleri-uretti/87>

91

Akıllı yazılım sayesinde astronomik bir algoritmayla belirli aralıklarla güneşin

pozisyonu hesaplanmakta ve aynalar uygun yöne çevrilmektedir.224

Türkiye'de güneş enerjisi sanayiinin ikinci aktörü PV panel fabrikalarıdır.

Hâlihazırda, PV paneli üretiminde yüzde 100 yerli sermaye ile kurulmuş 16,

Türkiye-Çin ortak sermayesi ile kurulmuş 1 şirket bulunmaktadır. Sektörün toplam

yıllık üretim kapasitesi 503 MW’tır.225 Türkiye-Çin ortak sermayeli firma

haricindeki diğer tesislerin PV hücre üretme kabiliyeti bulunmamaktadır. Bunlarda,

yurt dışından ithal edilen hücreler yerli cam ve alüminyum çerçeve kullanılarak

laminasyon işlemiyle modüle çevrilmektedir. Ayrıca, modülü zemine monte etmek

için gerekli olan alt konstrüksiyon malzemeleri, PV sistemde üretilen elektriğin

iletilmesini sağlayan kablo bağlantı kutusu (junction box) gibi yan sanayi kabul

edilebilecek alanlarda yerli üretim bulunmaktadır.226

YEK Kanununa göre Türkiye’de PV sistem bütünleştirici parçaların en az

yüzde 55’inin yurt içi katma değer ile üretilmesi halinde alım garantili tarife

fiyatlarına ilâve teşvikler sağlanmıştır. YEGM yetkilileri ile görüşmeler neticesinde,

bugüne kadar 5346 Sayılı Kanuna ekli II sayılı cetvelde yer alan ilâve katkı payını

alan PV işletmecisinin bulunmadığı, bununla birlikte yerli panel firmalarından

bazılarının imal ettikleri modüllerin incelendiği, yakın zamanda bunlar arasından

seçilen firmaların sertifikalandırılacağı ve bu firmaların ürünlerini kullanan PV

işletmecilerinin ilâve katkı payı alabileceği bilgileri edinilmiştir. Yenilenebilir Enerji

Kaynaklarından Elektrik Enerjisi Üreten Tesislerde Kullanılan Aksamın Yurt İçinde

İmalatı Hakkında Yönetmelik ekinde yer alan Yurt İçinde İmal Edilen Aksam ve

Bütünleştirici Parçalar Listesi’nde PV modüllerin üretiminde kullanılan cam, çerçeve

ve kablo bağlantı kutusu dışında kalan parçalar ithal edilmekte olup söz konusu

bütünleştirici parçaların toplamı ancak yüzde 55’e tekabül etmektedir. (EK.2) Bu

durum, PV sistemlerden üretilen elektriğin satışıyla Yönetmelikte sağlanan ilâve

teşvik fiyatının tamamından faydalanılmasının mümkün olmadığını göstermektedir.

224 Greenway, 10.02.2015. <http://www.greenwaycsp.com/> 225 IEA PVPS, 2015f:106. 226 Hemmatı 2015, sözlü görüşme

92

92

Güneş enerjisi sanayiindeki diğer aktör GES kurulumu yapan EPC

firmalarıdır. Söz konusu firmalar GES projesini hazırladıktan ve fizibilite

çalışmalarını yaptıktan sonra ithal ettikleri PV sistem ekipmanlarını birleştirerek

kurulumu gerçekleştirmektedir. Firmalar GES yatırımcısına ayrıca danışmanlık

hizmeti vermektedir. PV sistem kurulumu tamamlandıktan sonra belirli periyotlarla

tesisin bakımı EPC firmaları tarafından yapılabilmektedir. Türkiye’de 30 tane EPC

firması yer almakta olup gelecek yıllarda yükselen taleple beraber bunların sayısının

artması beklenmektedir.

Türkiye’nin 2023 yılı GES kapasite hedefi (PV sistemler için 5.000 MW)

doğrultusunda PV sistem kurulumu artarken yerli imalat sanayiinin talebe yetişecek

düzeye gelmesi gerekmektedir. Aksi takdirde, güneş enerjisinden elektrik üretiminde

nihai hedef Türkiye’nin enerjide dışa bağımlılığının azaltılması iken, yerli sanayi

oluşturulmadığı sürece yine dolaylı bir şekilde bağımlılık devam edecektir. Bu

açıdan önümüzdeki dönemde, Türkiye’nin enerji politikaları kapsamında Türkiye’de

yerli PV sanayisinin gelişmesi önemli bir husustur.

PV sistemlerin aksine Türkiye’de CSP sistem yatırım talebi yeterli düzeyde

değildir. Teknolojideki gelişmelerle birlikte yatırım maliyetlerinin azalması halinde

Türkiye’nin DNI değerinin yüksek olduğu bölgelerinde CSP tesislerinin kurulmaya

başlanacağı düşünülmektedir. Böylece, Türkiye’de CSP imalat sanayisinin taleple eş

zamanlı bir şekilde gelişeceği tahmin edilmektedir.

93

92

Güneş enerjisi sanayiindeki diğer aktör GES kurulumu yapan EPC

firmalarıdır. Söz konusu firmalar GES projesini hazırladıktan ve fizibilite

çalışmalarını yaptıktan sonra ithal ettikleri PV sistem ekipmanlarını birleştirerek

kurulumu gerçekleştirmektedir. Firmalar GES yatırımcısına ayrıca danışmanlık

hizmeti vermektedir. PV sistem kurulumu tamamlandıktan sonra belirli periyotlarla

tesisin bakımı EPC firmaları tarafından yapılabilmektedir. Türkiye’de 30 tane EPC

firması yer almakta olup gelecek yıllarda yükselen taleple beraber bunların sayısının

artması beklenmektedir.

Türkiye’nin 2023 yılı GES kapasite hedefi (PV sistemler için 5.000 MW)

doğrultusunda PV sistem kurulumu artarken yerli imalat sanayiinin talebe yetişecek

düzeye gelmesi gerekmektedir. Aksi takdirde, güneş enerjisinden elektrik üretiminde

nihai hedef Türkiye’nin enerjide dışa bağımlılığının azaltılması iken, yerli sanayi

oluşturulmadığı sürece yine dolaylı bir şekilde bağımlılık devam edecektir. Bu

açıdan önümüzdeki dönemde, Türkiye’nin enerji politikaları kapsamında Türkiye’de

yerli PV sanayisinin gelişmesi önemli bir husustur.

PV sistemlerin aksine Türkiye’de CSP sistem yatırım talebi yeterli düzeyde

değildir. Teknolojideki gelişmelerle birlikte yatırım maliyetlerinin azalması halinde

Türkiye’nin DNI değerinin yüksek olduğu bölgelerinde CSP tesislerinin kurulmaya

başlanacağı düşünülmektedir. Böylece, Türkiye’de CSP imalat sanayisinin taleple eş

zamanlı bir şekilde gelişeceği tahmin edilmektedir.

93

5. TÜRKİYE’DE GÜNEŞ ENERJİSİNE GEÇİŞ EKONOMİSİ VE YANSIMALARI

Türkiye’de enerjide dışa bağımlılığının azaltılması ve enerjide arz

güvenliğinin sağlanması hedefleri doğrultusunda yenilenebilir enerji kaynağı

potansiyelini en yüksek seviyede değerlendirme hedefi bulunmaktadır. Yenilenebilir

enerji kaynakları arasında güneş enerjisi potansiyeli açısından Türkiye oldukça

avantajlı bir coğrafyaya sahiptir. Türkiye’nin avantajlı konumuna rağmen bugüne

kadar yatırımların beklenen düzeyde gerçekleşmemesinin en önemli sebebi GES

maliyetlerinin geleneksel santrallerle rekabet edebilecek düzeyde olmamasıdır. Son

dönemde PV teknolojisindeki olumlu gelişmelerle birlikte sistem maliyetleri hızla

düşmüş, üretim verimlilikleri yükselmiştir. Maliyetlerdeki azalışa paralel olarak

YEK Kanununda yapılan değişiklikle PV üretimine uygulanan FIT oranlarının

yükseltilmesi GES yatırımlarına olan ilgiyi artırmıştır.

5.1. Türkiye’nin Güneş Enerjisinden Elektrik Üretim Potansiyeli

GES’lerde üretim performansı; projenin bulunduğu sahadaki güneşlenme

süresi, güneşlenme oranı, yıllık ortalama ışınım değeri gibi verilerle doğrudan

bağlantılı olup söz konusu verilerin sağlıklı bir şekilde oluşturulması GES

yatırımlarının karar aşamasında oldukça önemlidir. Bilindiği üzere Türkiye, coğrafi

konumu nedeniyle sahip olduğu güneş enerjisi potansiyeli açısından birçok ülkeye

göre şanslı durumdadır. Türkiye'nin güneş enerjisi potansiyelinin doğru bir şekilde

ortaya konulabilmesi amacıyla günümüze kadar birçok çalışma yapılmıştır.

Bunlardan ilki, Devlet Meteoroloji İşleri Genel Müdürlüğünde mevcut

bulunan 1966-1982 yılları arasındaki güneşlenme süresi ve ışınım şiddeti

verilerinden yararlanılarak mülga Elektrik İşleri Etüd İdaresi (EİE) tarafından

yapılmıştır. Sonucunda, Türkiye’nin toplam yıllık güneşlenme süresi 2.640 saat (7,2

saat/gün), ortalama toplam ışınım şiddeti ise 1.311 kWh/m2 (3,6 kWh/m²/gün) olarak

hesaplanmıştır.227

Ancak bu değerlerin, Türkiye’nin gerçek potansiyelinden yüzde 20-25 daha

az olduğu, daha sonra yapılan çalışmalarla anlaşılmıştır. 1992 yılından bu yana güneş

227 DEKTMK, 2009:120

94

94

enerjisi değerlerinin daha sağlıklı olarak tespit edilmesi amacıyla güneş enerjisi

ölçümleri yapılmaktadır.228 Bu kapsamda 1971-2000 yılları arasında mülga EİE’nin

8 istasyondan aldığı yeni ölçüm değerleriyle beraber DMİ’den elde edilen veriler

kullanılarak Türkiye'nin güneş enerjisi potansiyeli modellenmiştir. Bu çalışmayla

Türkiye’nin ortalama yıllık toplam güneşlenme süresi 2.573 saat (7 saat/gün) ve

ortalama toplam ışınım değeri ise 1.474 kWh/m2-yıl (4 kWh/m2-gün) olarak tespit

edilmiştir.229

Son olarak, 2010 yılında mülga EİE tarafından Güneş Enerjisi Potansiyeli

Atlası (GEPA) yayımlanmıştır. EİE ve Devlet Meteoroloji İşleri Genel Müdürlüğü

istasyonlarında 1985-2006 yıllarına ait 22 yıllık saatlik güneş ölçüm değerleri,

modelde yer alan parametrelerin hesaplanması ve model kalibrasyonunun

yapılması için kullanılmıştır.230 GEPA’ya göre, yıllık toplam güneşlenme süresinin

2.737 saat (7,5 saat-gün), yıllık toplam güneş ışınımın 1.527 kWh/m²-yıl (4,2

kWh/m²-gün) olduğu tespit edilmiştir.231 GEPA’da Türkiye genelinde tüm il ve

ilçelere ait ortalama günlük güneşlenme süresi ve güneş ışınım değerlerine ulaşmak

mümkündür.

Türkiye’nin yıllık toplam güneş enerjisi potansiyelinin bölgelere göre

dağılımına bakıldığında en fazla güneş enerjisi alan bölgenin Güneydoğu Anadolu

Bölgesi olduğu, bu bölgeyi Akdeniz Bölgesinin takip ettiği görülmektedir.

Türkiye’nin yıllık güneş ışınım değeri 1.305 kWh-yıl (Karadeniz Bölgesi) ile 1.648

kWh-yıl (Güneydoğu Anadolu ve Akdeniz Bölgesi) arasında değişmektedir (Tablo

5.1). Ortalama güneş ışınım değeri 1.200 kWh/m2-yıl olan Avrupa ile

karşılaştırıldığında, Türkiye’nin güneş enerjisinden elektrik üretimi için oldukça

elverişli bir konuma sahip olduğu görülmektedir.232

228 YEGM, 01.01.2015. <http://www.eie.gov.tr/eie-web/turkce/YEK/gunes/tgunes.html> 229 Sensoy at al, 2010:2. 230 YEGM, 01.01.2015. <http://www.eie.gov.tr/MyCalculator/Aciklamalar.aspx> 231 ETKB, 02.03.2015. <http://www.enerji.gov.tr/tr-TR/Sayfalar/Gunes> 232 Oğuz Topkaya, 2012:3757.

95

Tablo 5.1. Türkiye'nin Yıllık Toplam Güneş Enerjisi Potansiyelinin Bölgelere Göre Dağılımı

Bölge Toplam Güneş Enerjisi (kWh/m2-yıl)

Güneşlenme Süresi (saat-yıl)

G.Doğu Anadolu 1.648 2.845 Akdeniz 1.548 2.737

Doğu Anadolu 1.528 2.615 İç Anadolu 1.523 2.519

Ege 1.481 2.563 Marmara 1.329 2.250 Karadeniz 1.305 1.929

Kaynak: Şensoy at al, 2010:2’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

Türkiye’nin aylara göre bir günlük toplam güneş ışınımı ve toplam

güneşlenme süresi şekil 5.1.’de gösterilmekte olup en yüksek günlük toplam güneş

ışınım değeri Haziran ve en uzun güneşlenme süresi Temmuz ayında

gerçekleşmektedir. Aralık ayı ise hem en düşük toplam güneş ışınım değerine hem de

en kısa güneşlenme süresine sahiptir.

Şekil 5.1. Türkiye’de Aylar İçerisindeki Bir Günlük Toplam Güneş Radyasyonu ve Toplam Güneşlenme Süresi

Kaynak: GEPA verilerinden faydalanılarak hazırlanmıştır.

EİE’nin çalışmaları haricinde yapılan analizlerden Türkiye coğrafyasının

38.5o paraleli ve altında GES yatırımı için uygun sahanın yaklaşık 11.000 km2 ve

yıllık güneş enerjisinden elektrik üretim potansiyelinin en az 363 TWh olduğu

95

95

Tablo 5.1. Türkiye'nin Yıllık Toplam Güneş Enerjisi Potansiyelinin Bölgelere Göre Dağılımı

Bölge Toplam Güneş Enerjisi (kWh/m2-yıl)

Güneşlenme Süresi (saat-yıl)

G.Doğu Anadolu 1.648 2.845 Akdeniz 1.548 2.737

Doğu Anadolu 1.528 2.615 İç Anadolu 1.523 2.519

Ege 1.481 2.563 Marmara 1.329 2.250 Karadeniz 1.305 1.929

Kaynak: Şensoy at al, 2010:2’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

Türkiye’nin aylara göre bir günlük toplam güneş ışınımı ve toplam

güneşlenme süresi şekil 5.1.’de gösterilmekte olup en yüksek günlük toplam güneş

ışınım değeri Haziran ve en uzun güneşlenme süresi Temmuz ayında

gerçekleşmektedir. Aralık ayı ise hem en düşük toplam güneş ışınım değerine hem de

en kısa güneşlenme süresine sahiptir.

Şekil 5.1. Türkiye’de Aylar İçerisindeki Bir Günlük Toplam Güneş Radyasyonu ve Toplam Güneşlenme Süresi

Kaynak: GEPA verilerinden faydalanılarak hazırlanmıştır.

EİE’nin çalışmaları haricinde yapılan analizlerden Türkiye coğrafyasının

38.5o paraleli ve altında GES yatırımı için uygun sahanın yaklaşık 11.000 km2 ve

yıllık güneş enerjisinden elektrik üretim potansiyelinin en az 363 TWh olduğu

96

96

sonucuna varılmıştır.233 Ayrıca güney illerinde yapılan incelemelerde PV sistem

kurulumu için uygun toplam çatı alanı 232.571 dönüm bulunmuştur. Çatı alanının

dörtte birine (58.143 dönüm) panel kurulması halinde çatı-tipi PV sistemlerin yıllık

üretim potansiyeli en az 13,87 TWh seviyesinde hesaplanmıştır. 2015 yılı Türkiye

toplam elektrik tüketiminin (263 TWh) üzerinde bir güneş enerjisinden elektrik

üretim potansiyelinin olduğu gerçeği ortaya çıkmaktadır.234

5.2. Türkiye’de Güneş Enerjisinden Elektrik Üretim Yatırımlarının Finansal

Değerlendirmesi

Türkiye, güneş enerjisinden elektrik üretim teknolojileri arasında PV’lerin

daha geniş bir uygulama alanının bulunduğu ve daha fazla tercih edildiği bir ülkedir.

Dünyada olduğu gibi Türkiye’de de güneş enerjisi teknolojileri arasında PV’lerin

yaygınlaşmasının en önemli sebebi, CSP sistem maliyetlerinin daha yüksek

olmasıdır. PV santrallerle karşılaştırıldığında enerji depolama imkânı ve yüksek

kapasite faktörü yönünden CSP santralleri avantajlı olsa da CSP santrallerin PV’lere

karşı tercih edilebilmesi ve rekabet avantajı kazanabilmesi için GES’in kurulduğu

yerdeki DNI değerinin 1.800 kWh/m2’nin üzerinde olması gerekmektedir (Tablo

1.3).235 Türkiye’de bu değerin üzerinde olan alanlar oldukça kısıtlıdır. İç Anadolu

Bölgesi’nin güney kısımları, Adana Bölümü, Güney Doğu Anadolu Bölgesi’nin

belirli bölümleri CSP teknolojisinin uygulanabileceği yerlerdir.236 Buna karşın,

PV’ler, çatılar dâhil olmak üzere birçok alanda kolayca uygulanabilen bir

teknolojidir. Belirtilen nedenlerden dolayı güneş enerjisinden elektrik üretim

faaliyetinin finansal analizinde PV teknolojisi dikkate alınmıştır.

Türkiye’de PV yatırımının özel sektör tarafından yapılabilirliğini, diğer

enerji üretim teknolojileriyle rekabet edebilirliğini, uygulanan FIT oranlarının

yeterliliğini ortaya koymak için öncelikle bir PV santrali için fizibilite analizinin

233 11.000 m2’lik toplam uygulanabilir sahanın yarısına GES kurulduğu, 1 MWe GES’in 20 dönüm arazi gerektirdiği, toplam santral arazisinin yüzde 40’ına PV panellerinin yerleştirildiği, panellerin güneş izleme sistemine sahip olmadığı, verimliliğin ortalama yüzde 10 oranında gerçekleştiği ve tüm sahaların ortalama toplam güneş ışınım değerinin 1.600 kWh/m2-yıl olduğu varsayımları altında hesaplamalar yapılmıştır. 234 Tunç, 2010. 235 IRENA, 2014c:14. 236 Kaygusuz, 2011:812.

97

yapılması gerekmektedir. Fizibilite analizinde kullanılacak parametrelere ilişkin

literatür taraması yapıldıktan, genel kabuller ortaya konulduktan sonra,

Türkiye’deki mevcut piyasa koşulları da dikkate alınarak bir baz senaryo

oluşturulmuştur. Ardından, baz senaryoda yer alan varsayımların etkisi duyarlılık

analizi237 ile irdelenmiştir. Baz senaryo ve duyarlılık analizi sonuçları finansal

analiz ölçütleriyle değerlendirilmektedir. GES’ler için belirlenen FIT değerinin

Dolar kuru üzerinden olması nedeniyle finansal analizde bütün nakit giriş ve

çıkışları Dolar üzerinden hesaplanmıştır.238

5.2.1. Fotovoltaik santral yatırımlarının değerlendirilmesinde kullanılan

yöntemler

PV sistemlerin finansal analizinde, sistem ekonomik ömrü boyunca meydana

gelen nakit girişlerini ve çıkışlarını gösteren nakit akım tablosu oluşturulduktan sonra

çeşitli ekonomik performans ölçütleri kullanılarak yatırım değerlendirilmektedir.

Tablo 5.2’de; PV ekonomik analizinde kullanılan ekonomik performans ölçütleri,

ölçütlerin hesaplanma yöntemleri, elde edilen değerlerin birimi ve performans

ölçütünü yatırımların finansal değerlendirmesinde daha fazla tercih eden PV

yatırımcı türü sınıflandırılmıştır.

Her bir piyasa katılımcısının PV yatırımıyla ilgili getiri beklentisi farklıdır.

Bu nedenle, PV değerini karakterize etmek için kullandıkları ekonomik performans

ölçütleri de değişmektedir. Belirlenen ekonomik performans ölçütleri, PV yatırımının

değerini ve yatırım kararını önemli ölçüde etkilemektedir. Örneğin, konut tipi PV

yatırımcıları, PV kurulmasının konutun değerini ne oranda artırdığını ve elektrik

üretiminden ne sürede faydalanacaklarını öngörememelerinden dolayı elektrik

faturalarındaki azalma miktarına ve ilk yatırım tutarına göre yatırım kararı

almaktadırlar. Diğer taraftan, ticari tip PV sistem yatırımları, konutlardan farklı

olarak uzun vadeli yaklaşımla değerlendirilmektedir. Söz konusu yatırımlarda PV

237 Duyarlılık analizi, analizde yer alan parametrelerdeki olası değişikliklerin diğerleri sabit kalmak kaydıyla analize esas alınan ölçüt üzerindeki etkisini görmek amacıyla yapılmaktadır. Duyarlılık analizi sonucunda projenin hangi parametredeki değişikliğe daha duyarlı olduğu anlaşılmaktadır. Kavak, 2012. 238 Hesaplamalar 2015 yılı son çeyrek ortalama TCMB döviz alış kurlarına göre yapılmıştır. 1 Dolar: 2,91 TL, 1 Euro: 3,19 TL ve 1 Euro: 1,1 Dolardır.

97

96

sonucuna varılmıştır.233 Ayrıca güney illerinde yapılan incelemelerde PV sistem

kurulumu için uygun toplam çatı alanı 232.571 dönüm bulunmuştur. Çatı alanının

dörtte birine (58.143 dönüm) panel kurulması halinde çatı-tipi PV sistemlerin yıllık

üretim potansiyeli en az 13,87 TWh seviyesinde hesaplanmıştır. 2015 yılı Türkiye

toplam elektrik tüketiminin (263 TWh) üzerinde bir güneş enerjisinden elektrik

üretim potansiyelinin olduğu gerçeği ortaya çıkmaktadır.234

5.2. Türkiye’de Güneş Enerjisinden Elektrik Üretim Yatırımlarının Finansal

Değerlendirmesi

Türkiye, güneş enerjisinden elektrik üretim teknolojileri arasında PV’lerin

daha geniş bir uygulama alanının bulunduğu ve daha fazla tercih edildiği bir ülkedir.

Dünyada olduğu gibi Türkiye’de de güneş enerjisi teknolojileri arasında PV’lerin

yaygınlaşmasının en önemli sebebi, CSP sistem maliyetlerinin daha yüksek

olmasıdır. PV santrallerle karşılaştırıldığında enerji depolama imkânı ve yüksek

kapasite faktörü yönünden CSP santralleri avantajlı olsa da CSP santrallerin PV’lere

karşı tercih edilebilmesi ve rekabet avantajı kazanabilmesi için GES’in kurulduğu

yerdeki DNI değerinin 1.800 kWh/m2’nin üzerinde olması gerekmektedir (Tablo

1.3).235 Türkiye’de bu değerin üzerinde olan alanlar oldukça kısıtlıdır. İç Anadolu

Bölgesi’nin güney kısımları, Adana Bölümü, Güney Doğu Anadolu Bölgesi’nin

belirli bölümleri CSP teknolojisinin uygulanabileceği yerlerdir.236 Buna karşın,

PV’ler, çatılar dâhil olmak üzere birçok alanda kolayca uygulanabilen bir

teknolojidir. Belirtilen nedenlerden dolayı güneş enerjisinden elektrik üretim

faaliyetinin finansal analizinde PV teknolojisi dikkate alınmıştır.

Türkiye’de PV yatırımının özel sektör tarafından yapılabilirliğini, diğer

enerji üretim teknolojileriyle rekabet edebilirliğini, uygulanan FIT oranlarının

yeterliliğini ortaya koymak için öncelikle bir PV santrali için fizibilite analizinin

233 11.000 m2’lik toplam uygulanabilir sahanın yarısına GES kurulduğu, 1 MWe GES’in 20 dönüm arazi gerektirdiği, toplam santral arazisinin yüzde 40’ına PV panellerinin yerleştirildiği, panellerin güneş izleme sistemine sahip olmadığı, verimliliğin ortalama yüzde 10 oranında gerçekleştiği ve tüm sahaların ortalama toplam güneş ışınım değerinin 1.600 kWh/m2-yıl olduğu varsayımları altında hesaplamalar yapılmıştır. 234 Tunç, 2010. 235 IRENA, 2014c:14. 236 Kaygusuz, 2011:812.

97

yapılması gerekmektedir. Fizibilite analizinde kullanılacak parametrelere ilişkin

literatür taraması yapıldıktan, genel kabuller ortaya konulduktan sonra,

Türkiye’deki mevcut piyasa koşulları da dikkate alınarak bir baz senaryo

oluşturulmuştur. Ardından, baz senaryoda yer alan varsayımların etkisi duyarlılık

analizi237 ile irdelenmiştir. Baz senaryo ve duyarlılık analizi sonuçları finansal

analiz ölçütleriyle değerlendirilmektedir. GES’ler için belirlenen FIT değerinin

Dolar kuru üzerinden olması nedeniyle finansal analizde bütün nakit giriş ve

çıkışları Dolar üzerinden hesaplanmıştır.238

5.2.1. Fotovoltaik santral yatırımlarının değerlendirilmesinde kullanılan

yöntemler

PV sistemlerin finansal analizinde, sistem ekonomik ömrü boyunca meydana

gelen nakit girişlerini ve çıkışlarını gösteren nakit akım tablosu oluşturulduktan sonra

çeşitli ekonomik performans ölçütleri kullanılarak yatırım değerlendirilmektedir.

Tablo 5.2’de; PV ekonomik analizinde kullanılan ekonomik performans ölçütleri,

ölçütlerin hesaplanma yöntemleri, elde edilen değerlerin birimi ve performans

ölçütünü yatırımların finansal değerlendirmesinde daha fazla tercih eden PV

yatırımcı türü sınıflandırılmıştır.

Her bir piyasa katılımcısının PV yatırımıyla ilgili getiri beklentisi farklıdır.

Bu nedenle, PV değerini karakterize etmek için kullandıkları ekonomik performans

ölçütleri de değişmektedir. Belirlenen ekonomik performans ölçütleri, PV yatırımının

değerini ve yatırım kararını önemli ölçüde etkilemektedir. Örneğin, konut tipi PV

yatırımcıları, PV kurulmasının konutun değerini ne oranda artırdığını ve elektrik

üretiminden ne sürede faydalanacaklarını öngörememelerinden dolayı elektrik

faturalarındaki azalma miktarına ve ilk yatırım tutarına göre yatırım kararı

almaktadırlar. Diğer taraftan, ticari tip PV sistem yatırımları, konutlardan farklı

olarak uzun vadeli yaklaşımla değerlendirilmektedir. Söz konusu yatırımlarda PV

237 Duyarlılık analizi, analizde yer alan parametrelerdeki olası değişikliklerin diğerleri sabit kalmak kaydıyla analize esas alınan ölçüt üzerindeki etkisini görmek amacıyla yapılmaktadır. Duyarlılık analizi sonucunda projenin hangi parametredeki değişikliğe daha duyarlı olduğu anlaşılmaktadır. Kavak, 2012. 238 Hesaplamalar 2015 yılı son çeyrek ortalama TCMB döviz alış kurlarına göre yapılmıştır. 1 Dolar: 2,91 TL, 1 Euro: 3,19 TL ve 1 Euro: 1,1 Dolardır.

98

98

sistemin ekonomik değeri daha çok net bugünkü değer (NBD), karlılık endeksi (KE),

fayda maliyet oranı (F/M), İKO gibi paranın zaman değerini dikkate alan ekonomik

performans ölçütlerine göre belirlenmektedir.239 Büyük ölçekli PV sistem yatırımları

da ticari ölçekli sistemlere benzer şekilde paranın zaman değerini dikkate alan

ekonomik performans ölçütlerine göre değerlendirilmektedir. İlâve olarak, büyük

ölçekli sistem yatırımcıları, PV sistem birim üretim maliyetini diğer enerji üretim

santralleri ile karşılaştırabilmek için PV santralin LCOE’sini hesaplamaktadırlar.

239 Drury at al, 2011:10-11.

99

Tablo 5.2. Fotovoltaik Santral Ekonomik Performansının Belirlenmesinde Kullanılan Ölçütler, Formülleri, Birimleri ve Kullanıcı Türü

PV Ekonomik Performans Ölçütü Formülü Birim PV Yatırımcı Türü

Net Bugünkü Değer (Net Present Value)

(NBD)

Dolar Bazı Konutlar, Ticari ve Büyük Ölçekli Sistemler

Kârlılık Endeksi (Profitability Index)

(KE)

% Bazı Konutlar, Ticari ve Büyük Ölçekli Sistemler

Fayda Maliyet Oranı (Benefit to Cost Ratio)

(F/M Oranı)

% Ticari ve Büyük Ölçekli Sistemler, Kamu Sektörü

İç Kârlılık Oranı (Internal Rate of Return) (İKO)


Basit Geri Ödeme Süresi (BGÖS)

Yıl Konutlar, Bazı Ticari Sistemler

İndirgenmiş Geri Ödeme Süresi (İGÖS)


İndirgenmiş Enerji Maliyeti (Levelised Cost

of Electricity-LCOE)

Dolar/MWh Büyük Ölçekli Sistemler

Kaynak: Drury at al, 2011:7-8’den yararlanılarak hazırlanmıştır. Tablo’da yer alan formüllerde; N: PV sistem ekonomik ömrünü, t: Yılları, i: İndirgeme (iskonto) oranını, TCt: t yılında gerçekleşen toplam maliyetleri, TRt: t yılında gerçekleşen toplam gelirleri, OMCt: İşletme ve bakım maliyetlerini, Et: t yılındaki elektrik üretim miktarını, IC: İlk yatırım maliyetini, Rt: t numaralı dönemde gerçekleşen net para akımını (o dönemin bütün gelirleri eksi bütün giderleri) ifade etmektedir.

99

98

sistemin ekonomik değeri daha çok net bugünkü değer (NBD), karlılık endeksi (KE),

fayda maliyet oranı (F/M), İKO gibi paranın zaman değerini dikkate alan ekonomik

performans ölçütlerine göre belirlenmektedir.239 Büyük ölçekli PV sistem yatırımları

da ticari ölçekli sistemlere benzer şekilde paranın zaman değerini dikkate alan

ekonomik performans ölçütlerine göre değerlendirilmektedir. İlâve olarak, büyük

ölçekli sistem yatırımcıları, PV sistem birim üretim maliyetini diğer enerji üretim

santralleri ile karşılaştırabilmek için PV santralin LCOE’sini hesaplamaktadırlar.

239 Drury at al, 2011:10-11.

99

Tablo 5.2. Fotovoltaik Santral Ekonomik Performansının Belirlenmesinde Kullanılan Ölçütler, Formülleri, Birimleri ve Kullanıcı Türü

PV Ekonomik Performans Ölçütü Formülü Birim PV Yatırımcı Türü

Net Bugünkü Değer (Net Present Value)

(NBD)

Dolar Bazı Konutlar, Ticari ve Büyük Ölçekli Sistemler

Kârlılık Endeksi (Profitability Index)

(KE)


Fayda Maliyet Oranı (Benefit to Cost Ratio)

(F/M Oranı)

% Ticari ve Büyük Ölçekli Sistemler, Kamu Sektörü

İç Kârlılık Oranı (Internal Rate of Return) (İKO)


Basit Geri Ödeme Süresi (BGÖS)


İndirgenmiş Geri Ödeme Süresi (İGÖS)


İndirgenmiş Enerji Maliyeti (Levelised Cost

of Electricity-LCOE)

Dolar/MWh Büyük Ölçekli Sistemler

Kaynak: Drury at al, 2011:7-8’den yararlanılarak hazırlanmıştır. Tablo’da yer alan formüllerde; N: PV sistem ekonomik ömrünü, t: Yılları, i: İndirgeme (iskonto) oranını, TCt: t yılında gerçekleşen toplam maliyetleri, TRt: t yılında gerçekleşen toplam gelirleri, OMCt: İşletme ve bakım maliyetlerini, Et: t yılındaki elektrik üretim miktarını, IC: İlk yatırım maliyetini, Rt: t numaralı dönemde gerçekleşen net para akımını (o dönemin bütün gelirleri eksi bütün giderleri) ifade etmektedir.

100

100

5.2.1.1. Net bugünkü değer

PV yatırımının NBD analizinde, projenin ekonomik ömrü boyunca yatırım

giderlerinin ve nakit girişlerinin önceden belirlenen bir indirgeme oranıyla bugüne

getirilmesi sonucunda projenin net nakit akımlarının bugünkü değeri

hesaplanmaktadır.240 NBD ile yatırımdan elde edilecek net kârın bugünkü değerine

ulaşılmaktadır. NBD’si sıfırdan büyük olan yatırımlar kârlı olarak kabul

edilmektedir. NBD’nin sıfıra eşit veya sıfırdan küçük olması durumunda yıllık nakit

girişlerinin işletme, bakım ve yatırım maliyetlerini ancak karşıladığı ya da

karşılayamadığı anlaşılmakta ve proje reddedilmektedir.

Yatırım maliyeti aynı olan birden fazla proje arasından NBD’si en yüksek

olan tercih edilmektedir. NBD analizinde, projenin ekonomik ömrünün tamamındaki

nakit akışları hesaplamaya dâhil edildiğinden, söz konusu analizin yatırım kararında

dikkate alınması önem taşımaktadır. Bununla beraber, farklı maliyetli yatırımlar

arasında tercih yapılırken getirileri sıralamada NBD tek başına kullanılamamaktadır.

Örneğin, yatırım maliyeti yüksek olan projelerde NBD yüksek hesaplanabilmekte, bu

da doğru tercihin yapılmasına engel olabilmektedir.241

NBD’nin hesaplanmasında en önemli ve zor olan kısım indirgeme oranının

belirlenmesidir. İndirgeme oranı, yapılacak olan bir yatırımdan beklenen asgari getiri

oranını göstermekte olup gelecekteki nakit akışlarının bugünkü değere getirilmesini

sağlamaktadır.

İster kamu sektörü isterse özel sektör tarafından yapılıyor olsun, dünyadaki

uygulamalarda ekonomik indirgeme oranının seçiminde alternatif yaklaşımlar

bulunmaktadır. Bunlar arasında en çok kullanılan yöntem sermayenin ağırlıklı

ortalamasıdır. Yatırım projeleri için kullanılan kaynaklar; hâlihazırdaki tüketimin

ertelenmesiyle özkaynaktan, feragat edilen alternatif yatırım(lar)dan ya da sermaye

piyasalarından sağlanan borçlanma yoluyla finanse edilmektedir.242 Söz konusu

yöntemde, öncelikle projede kullanılan farklı sermaye kaynaklarının fırsat maliyetleri

tek tek bulunmakta sonra, bu kaynakların toplam içindeki payları kullanılarak

240 Kavak, 2012. 241 Drury at al, 2011:8. 242 Uzunkaya ve Uzunkaya, 2012:7.

101

100

5.2.1.1. Net bugünkü değer

PV yatırımının NBD analizinde, projenin ekonomik ömrü boyunca yatırım

giderlerinin ve nakit girişlerinin önceden belirlenen bir indirgeme oranıyla bugüne

getirilmesi sonucunda projenin net nakit akımlarının bugünkü değeri

hesaplanmaktadır.240 NBD ile yatırımdan elde edilecek net kârın bugünkü değerine

ulaşılmaktadır. NBD’si sıfırdan büyük olan yatırımlar kârlı olarak kabul

edilmektedir. NBD’nin sıfıra eşit veya sıfırdan küçük olması durumunda yıllık nakit

girişlerinin işletme, bakım ve yatırım maliyetlerini ancak karşıladığı ya da

karşılayamadığı anlaşılmakta ve proje reddedilmektedir.

Yatırım maliyeti aynı olan birden fazla proje arasından NBD’si en yüksek

olan tercih edilmektedir. NBD analizinde, projenin ekonomik ömrünün tamamındaki

nakit akışları hesaplamaya dâhil edildiğinden, söz konusu analizin yatırım kararında

dikkate alınması önem taşımaktadır. Bununla beraber, farklı maliyetli yatırımlar

arasında tercih yapılırken getirileri sıralamada NBD tek başına kullanılamamaktadır.

Örneğin, yatırım maliyeti yüksek olan projelerde NBD yüksek hesaplanabilmekte, bu

da doğru tercihin yapılmasına engel olabilmektedir.241

NBD’nin hesaplanmasında en önemli ve zor olan kısım indirgeme oranının

belirlenmesidir. İndirgeme oranı, yapılacak olan bir yatırımdan beklenen asgari getiri

oranını göstermekte olup gelecekteki nakit akışlarının bugünkü değere getirilmesini

sağlamaktadır.

İster kamu sektörü isterse özel sektör tarafından yapılıyor olsun, dünyadaki

uygulamalarda ekonomik indirgeme oranının seçiminde alternatif yaklaşımlar

bulunmaktadır. Bunlar arasında en çok kullanılan yöntem sermayenin ağırlıklı

ortalamasıdır. Yatırım projeleri için kullanılan kaynaklar; hâlihazırdaki tüketimin

ertelenmesiyle özkaynaktan, feragat edilen alternatif yatırım(lar)dan ya da sermaye

piyasalarından sağlanan borçlanma yoluyla finanse edilmektedir.242 Söz konusu

yöntemde, öncelikle projede kullanılan farklı sermaye kaynaklarının fırsat maliyetleri

tek tek bulunmakta sonra, bu kaynakların toplam içindeki payları kullanılarak

240 Kavak, 2012. 241 Drury at al, 2011:8. 242 Uzunkaya ve Uzunkaya, 2012:7.

101

sermaye maliyetlerinin ağırlıklı ortalaması (weighted average cost of capital-WACC)

hesaplanmaktadır. Bulunan ortalama değer, indirgeme oranı olarak

kullanılmaktadır.243

Uygulamada indirgeme oranı; yatırımın türü, süresi, yeri, yatırımcı tipi ve

yatırımcının finansal risklere olan algısı gibi birçok parametreye bağlı olarak

değişmektedir. Örneğin, özel sektör kısa vadede kârını en yükseğe çıkarmak için

indirgeme oranını yüksek belirlerken, kamu sektörü uzun vadede sosyal faydayı

gözeterek altyapı ve enerji sektörü projelerindeki sosyal indirgeme oranını tahmin

etmektedir. Finansal analizlerde kullanılan indirgeme oranı, enerji yatırımlarının

maliyetini ve dolayısıyla enerji teknolojilerinin rekabet gücünü etkilemektedir.

5.2.1.2. Kârlılık endeksi ve fayda maliyet oranı

KE, bir projenin nakit girişlerinin bugünkü değerinin yatırım maliyetine

oranını ifade etmektedir. KE yatırımın indirgenmiş getiri oranı hesabı olup KE

değerinin sıfırdan büyük olması kârlı bir yatırım olduğunun göstergesidir.

F/M oranı santralin yatırım dönemi ve ekonomik ömrü boyunca gerçekleşen

fayda ve maliyetlerin bugünkü değerinin toplamının birbirine oranıdır. Yatırım

kararının alınabilmesi için söz konusu oranın birden büyük olması gerekmektedir.

KE ve F/M oranı arasındaki en önemli fark, F/M oranı hesaplamasında bütün

maliyetler indirgenmekte iken KE’de yatırım maliyetinin bugüne getirilmemesidir.

Her iki yöntemin ortak yönü ise, birden fazla farklı maliyetteki yatırım proje

önerilerini kıyaslayabilmeleridir. Böylece, farklı yatırım büyüklüğüne sahip

projelerin karşılaştırılmasında NBD’nin kullanımındaki sakınca ortadan

kalkmaktadır.

KE ve F/M oranı ticari ve büyük ölçekli PV sistem yatırımlarının

değerlendirilmesinde kullanılmaktadır. İlâve olarak, bazı konut tipi PV sistemlerde

de söz konusu performans ölçütleri dikkate alınabilmektedir. F/M oranı diğerinden

farklı olarak kamunun PV yatırımlarının analizinde dikkate alınmaktadır.

243 Kavak, 2012.

102

102

5.2.1.3. İç kârlılık oranı

İKO, santral yatırım dönemi ve ekonomik ömrü boyunca nakit girişlerinin

bugünkü değerinin toplamının çıkışlarının bugünkü değer toplamına eşit kılan

indirgeme oranıdır. Diğer bir ifadeyle, yatırımın NBD’sini sıfıra eşitleyen indirgeme

oranıdır.

İKO yatırımcı tarafından beklenen minimum getiri oranından ve işletme

sermaye maliyetinden fazla ise proje gerçekleştirilmektedir. Söz konusu oranın en

azından uzun vadeli borçlara uygulanan nominal faiz oranına eşit ya da büyük olması

gerekmektedir. İKO’su yüksek hesaplanan proje yatırımcı tarafından alternatif

yatırımlar arasında tercih edilmektedir.

İKO hesabıyla yatırımın finansmanında kullanılacak kredinin olabileceği

azami faiz oranı belirlenebilmektedir. Diğer taraftan NBD analizine benzer şekilde,

İKO’nun yatırım büyüklükleri farklı projeler arasında ekonomik performans ölçütü

olarak ele alınması yanıltıcı sonuçlara neden olabilmektedir. Bu yöntemin diğer zayıf

yönü, ekonomik ömrü içerisinde negatif nakit akışı olan projelerde birden fazla İKO

değerine ulaşılabilmesidir.244

5.2.1.4. Yatırımın geri ödeme süresi

İlk yatırım maliyetinin gelecek yıllarda nakit akışlarıyla ne kadar süre içinde

geri alınacağını göstermektedir. Yatırımının GÖS hesabı basit ve indirgenmiş olmak

üzere iki şekilde yapılmaktadır. Bunlardan basit geri ödeme süresinde (BGÖS’te)

paranın zaman değeri dikkate alınmamakta, indirgenmiş geri ödeme süresinde ise

(İGÖS’te) tam tersi durum söz konusu olmaktadır.245

GÖS yatırımcının beklediği süre kadar veya daha kısa ise proje kabul

edilmektedir. GÖS yöntemi temelde projenin kârlılığından ziyade projenin

likiditesini göstermektedir.

GÖS hesabının içerisinde genellikle yatırımın geri ödendiği süreden sonraki

yıllardaki nakit akışlarının yer almaması, söz konusu ekonomik performans

ölçütünün olumsuz yönüdür. GÖS kısaldıkça yatırımın kârlı olduğu düşünülmekte, 244 Kavak, 2012. 245 Aktaş at al, 2013:269.

103

ancak sonraki yıllarda net nakit akışlarının negatif olması karar sürecini olumsuza

çevirebilmektedir.246 GÖS hesaplaması yapıldıktan sonra diğer yıllardaki nakit

akışlarının seyrine de bakılması gerekmektedir.

5.2.1.5. İndirgenmiş enerji maliyeti

Bir santral projesinin sistemin kullanım ömrü boyunca ortaya çıkan

maliyetlerinin (yatırım maliyeti, finansman giderleri, işletme ve bakım maliyetleri,

vergi, amortisman vb.) bugünkü değerinin, sistemin ekonomik ömrü boyunca

üreteceği toplam enerji miktarının bugünkü değerine oranını ifade etmektedir.

LCOE, fosil yakıtlı kaynaklardan ya da diğer yenilenebilir enerji kaynaklarından

üretilen elektriğin maliyeti ile PV’lerin maliyetinin karşılaştırılmasında


LCOE, yatırımdan elde edilen gelirler ihmal edilerek maliyet bazlı bir

yöntemle hesaplanmaktadır. Tablo 5.2’de yer alan LCOE formülünde görüldüğü

üzere LCOE değeri; tesisin yatırım ve işletme döneminde ortaya çıkan maliyetlere,

belirlenen indirgeme oranına, tesisin ekonomik ömrüne ve yıllık elektrik üretim

miktarına göre değişmektedir.

PV santral finansal analizlerinde hesaplanan LCOE değeri, güç alım

anlaşmalarındaki (Purchase Power Aggrements) fiyatlardan ya da FIT oranlarından

farklı olabilmektedir. Hükümet tarafından belirlenen FIT oranı LCOE değerinden

yüksek ise (FIT>LCOE) (birim kWh elektrik satış fiyatı>birim kWh elektrik üretim

maliyeti), net nakit akışı pozitif çıkmakta ve yatırım yapılabilir olmaktadır.

Bir ülkenin enerji politikalarının belirlenmesinde, farklı enerji teknolojilerinin

fayda ve maliyetlerinin doğru bir yöntemle ortaya konulması oldukça önemlidir.

LCOE, farklı enerji kaynağına, kapasite faktörüne, yatırım maliyetine, kurulu güce

sahip üretim teknolojilerinin birbiri ile karşılaştırılmasını sağlamakta ve ayrıca

elektrik fiyatları hakkında öngörüde bulunmayı kolaylaştırmaktadır.248

246 Drury at al, 2009:10. 247 Short at al, 1995:47; Cambell, 2008:5. 248 Branker at al, 2011:4471.

103

103

ancak sonraki yıllarda net nakit akışlarının negatif olması karar sürecini olumsuza

çevirebilmektedir.246 GÖS hesaplaması yapıldıktan sonra diğer yıllardaki nakit

akışlarının seyrine de bakılması gerekmektedir.

5.2.1.5. İndirgenmiş enerji maliyeti

Bir santral projesinin sistemin kullanım ömrü boyunca ortaya çıkan

maliyetlerinin (yatırım maliyeti, finansman giderleri, işletme ve bakım maliyetleri,

vergi, amortisman vb.) bugünkü değerinin, sistemin ekonomik ömrü boyunca

üreteceği toplam enerji miktarının bugünkü değerine oranını ifade etmektedir.

LCOE, fosil yakıtlı kaynaklardan ya da diğer yenilenebilir enerji kaynaklarından

üretilen elektriğin maliyeti ile PV’lerin maliyetinin karşılaştırılmasında


LCOE, yatırımdan elde edilen gelirler ihmal edilerek maliyet bazlı bir

yöntemle hesaplanmaktadır. Tablo 5.2’de yer alan LCOE formülünde görüldüğü

üzere LCOE değeri; tesisin yatırım ve işletme döneminde ortaya çıkan maliyetlere,

belirlenen indirgeme oranına, tesisin ekonomik ömrüne ve yıllık elektrik üretim

miktarına göre değişmektedir.

PV santral finansal analizlerinde hesaplanan LCOE değeri, güç alım

anlaşmalarındaki (Purchase Power Aggrements) fiyatlardan ya da FIT oranlarından

farklı olabilmektedir. Hükümet tarafından belirlenen FIT oranı LCOE değerinden

yüksek ise (FIT>LCOE) (birim kWh elektrik satış fiyatı>birim kWh elektrik üretim

maliyeti), net nakit akışı pozitif çıkmakta ve yatırım yapılabilir olmaktadır.

Bir ülkenin enerji politikalarının belirlenmesinde, farklı enerji teknolojilerinin

fayda ve maliyetlerinin doğru bir yöntemle ortaya konulması oldukça önemlidir.

LCOE, farklı enerji kaynağına, kapasite faktörüne, yatırım maliyetine, kurulu güce

sahip üretim teknolojilerinin birbiri ile karşılaştırılmasını sağlamakta ve ayrıca

elektrik fiyatları hakkında öngörüde bulunmayı kolaylaştırmaktadır.248

246 Drury at al, 2009:10. 247 Short at al, 1995:47; Cambell, 2008:5. 248 Branker at al, 2011:4471.

104

104

5.2.2. Fotovoltaik sistem maliyetleri

PV sistem maliyeti; ilk yatırım maliyeti ile işletme ve bakım maliyetlerinin

toplamından oluşmaktadır. İlk yatırım maliyeti, PV tesisin kurulumu aşamasında

ortaya çıkan ve işletme döneminde tekrarlanmayan bir giderdir. Diğer taraftan,

işletme ve bakım giderleri, santralin üretime başlamasından ekonomik ömrünün

sonuna kadar geçen sürede devam eden harcamadır.

5.2.2.1. Fotovoltaik santral ilk yatırım maliyeti

İlk yatırım maliyeti PV santralin elektrik üretmeye hazır hale getirilmesi için

yapılan harcamaların tamamını içermektedir. İlk yatırım maliyeti genel olarak

makine teçhizat, etüd proje, arazi, kurulum giderlerini kapsamaktadır.249

PV sistem kurulumunda kullanılan makine ekipmanlar arasında modül

maliyeti yatırım maliyetinin yaklaşık yarısına tekabül etmektedir. PV modülü,

uluslararası piyasada işlem gören ticari bir ürün haline gelmiştir. Dünyada PV

modülü imal eden birçok firma bulunmakta olup her birinin perakende satış fiyatı

birbirinden farklıdır. Modüllerin maliyetleri ve verimlilikleri arasındaki farklar,

ortalama PV modül fiyatları hakkında doğru veri elde edilmesini zorlaştırmaktadır.

İlâve olarak, ülkelerin vergi ve ithalat uygulamaları fiyatların ülkeden ülkeye de

farklılık göstermesine neden olmaktadır. Spot piyasada haftalık belirlenen polisilikon

PV modül fiyatı ortalama 0,48-0,78 Dolar/W aralığında değişmekte olup dünya

ortalaması 0,548 Dolar/W seviyesindedir. 1 MW’lık PV santral toplam modül

maliyetinin ortalama 548.000 Dolar değerinde olduğu tahmin edilmektedir.250

Dördüncü bölümden hatırlanacağı üzere Türkiye’de hücre seri üretimi yapan sadece

Çin menşeli bir firma bulunmaktadır. Onun haricindekiler, ithal ettikleri hücreleri

laminasyon işlemi sonucunda modüle dönüştürebilmektedir. Ancak bu durumda,

Türkiye’de imal edilen modüller ile yurt dışından doğrudan ithal edilen modüllerin

birim satış fiyatı birbirinden farklı seviyede olmaktadır. Piyasa yetkilileri ve

yatırımcılardan edinilen bilgilerden, dünyada önde gelen firmaların garanti

kapsamında ürettikleri modüllerin doğrudan yurt dışından ithal edilmesi yerine 249 Kaya ve Koç, 2015:64. 250 Pvingihts, 24.06.2015. <http://pvinsights.com/index.php>

105

Türkiye’de üretilen modüllerin kullanılması halinde ilk yatırım maliyetinin 0,09-0,14

Dolar/Wp arasında yükseldiği anlaşılmaktadır. Böylece, 1 MW kurulu güce sahip PV

tesisi kurmak isteyen yatırımcı yerli modülü tercih ederse ilk yatırım maliyetinin,

ithal modülle yapılan yatırıma göre 90.000-140.000 Dolar arasında daha fazla olması

beklenmektedir. Bunun karşılığında yatırımcıya, yerli üretimi belgelendirmek

suretiyle beş yıl boyunca FIT’e yerli ürün katkı payı ilâve edilmektedir.

PV sistem makine ve ekipmanları içerisinde invertör maliyeti büyüklük

sıralamasında ikinci sırada yer almaktadır. İnvertör, PV modüle benzer şekilde

uluslararası piyasada işlem gören bir ürün olup fiyatının belirlenmesi oldukça zordur.

Türkiye’de yatırımcılar genellikle PV modülü ithal ederken Çin menşeli ürünleri,

invertör alırken Avrupa ürünlerini tercih etmektedir. Sektör temsilcileri ve

yatırımcılarla yapılan görüşmelerden elde edilen bilgiler doğrultusunda, 1 MW

kapasiteli PV sistemde kullanılan invertörün maliyeti ortalama 140.000 Avro

(153.471 Dolar) olarak varsayılmıştır.

İlk yatırım maliyetinin diğer önemli alt bileşenleri; konstrüksiyon

malzemelerinin (panel taşıyıcı sistemleri ve montaj aparatları) maliyeti, PV santral

sahasının hazırlanması ve hafriyatı için yapılan harcamalar ve işçilik giderleridir.

Konstrüksyon malzemeleri genellikle çatı tipi PV sistemlerde alüminyum, zemine

monteli sistemlerde galvanizli çelikten yapılmaktadır. Konstrüksiyon malzemelerinin

temini ve sistem kurulumu, montajı ve elektriksel bağlantıları için gerekli olan işçilik

hizmetleri kapsamında yapılan toplam harcama 187.000 Dolar olarak olarak

hesaplanmıştır.

İnvertör ve konstrüksiyon malzemeleri haricindeki diğer PV sistem

dengeleyicileri arasında; bağlantı kutusu (junction box), elektriksel bağlantılar için

gerekli olan donanım malzemeleri, veri izleme sistemleri yer almaktadır. Bu

kategoriye dâhil olan bağlantı kutuları sadece PV sistem için üretilen özel ürünlerdir.

Diğer muhtelif elektrik donanım malzemeleri (örneğin, teller, elektrik borusu, aşırı

akım koruması) piyasa ürünleri olup söz konusu malzemelerin temin edilmesi

bağlantı kutularına göre daha kolaydır. 1 MW kapasiteli PV santralde diğer PV

sistem dengeleyicilerin toplam maliyeti 124.000 Dolar hesaplanmıştır.

105

104

5.2.2. Fotovoltaik sistem maliyetleri

PV sistem maliyeti; ilk yatırım maliyeti ile işletme ve bakım maliyetlerinin

toplamından oluşmaktadır. İlk yatırım maliyeti, PV tesisin kurulumu aşamasında

ortaya çıkan ve işletme döneminde tekrarlanmayan bir giderdir. Diğer taraftan,

işletme ve bakım giderleri, santralin üretime başlamasından ekonomik ömrünün

sonuna kadar geçen sürede devam eden harcamadır.

5.2.2.1. Fotovoltaik santral ilk yatırım maliyeti

İlk yatırım maliyeti PV santralin elektrik üretmeye hazır hale getirilmesi için

yapılan harcamaların tamamını içermektedir. İlk yatırım maliyeti genel olarak

makine teçhizat, etüd proje, arazi, kurulum giderlerini kapsamaktadır.249

PV sistem kurulumunda kullanılan makine ekipmanlar arasında modül

maliyeti yatırım maliyetinin yaklaşık yarısına tekabül etmektedir. PV modülü,

uluslararası piyasada işlem gören ticari bir ürün haline gelmiştir. Dünyada PV

modülü imal eden birçok firma bulunmakta olup her birinin perakende satış fiyatı

birbirinden farklıdır. Modüllerin maliyetleri ve verimlilikleri arasındaki farklar,

ortalama PV modül fiyatları hakkında doğru veri elde edilmesini zorlaştırmaktadır.

İlâve olarak, ülkelerin vergi ve ithalat uygulamaları fiyatların ülkeden ülkeye de

farklılık göstermesine neden olmaktadır. Spot piyasada haftalık belirlenen polisilikon

PV modül fiyatı ortalama 0,48-0,78 Dolar/W aralığında değişmekte olup dünya

ortalaması 0,548 Dolar/W seviyesindedir. 1 MW’lık PV santral toplam modül

maliyetinin ortalama 548.000 Dolar değerinde olduğu tahmin edilmektedir.250

Dördüncü bölümden hatırlanacağı üzere Türkiye’de hücre seri üretimi yapan sadece

Çin menşeli bir firma bulunmaktadır. Onun haricindekiler, ithal ettikleri hücreleri

laminasyon işlemi sonucunda modüle dönüştürebilmektedir. Ancak bu durumda,

Türkiye’de imal edilen modüller ile yurt dışından doğrudan ithal edilen modüllerin

birim satış fiyatı birbirinden farklı seviyede olmaktadır. Piyasa yetkilileri ve

yatırımcılardan edinilen bilgilerden, dünyada önde gelen firmaların garanti

kapsamında ürettikleri modüllerin doğrudan yurt dışından ithal edilmesi yerine 249 Kaya ve Koç, 2015:64. 250 Pvingihts, 24.06.2015. <http://pvinsights.com/index.php>

105

Türkiye’de üretilen modüllerin kullanılması halinde ilk yatırım maliyetinin 0,09-0,14

Dolar/Wp arasında yükseldiği anlaşılmaktadır. Böylece, 1 MW kurulu güce sahip PV

tesisi kurmak isteyen yatırımcı yerli modülü tercih ederse ilk yatırım maliyetinin,

ithal modülle yapılan yatırıma göre 90.000-140.000 Dolar arasında daha fazla olması

beklenmektedir. Bunun karşılığında yatırımcıya, yerli üretimi belgelendirmek

suretiyle beş yıl boyunca FIT’e yerli ürün katkı payı ilâve edilmektedir.

PV sistem makine ve ekipmanları içerisinde invertör maliyeti büyüklük

sıralamasında ikinci sırada yer almaktadır. İnvertör, PV modüle benzer şekilde

uluslararası piyasada işlem gören bir ürün olup fiyatının belirlenmesi oldukça zordur.

Türkiye’de yatırımcılar genellikle PV modülü ithal ederken Çin menşeli ürünleri,

invertör alırken Avrupa ürünlerini tercih etmektedir. Sektör temsilcileri ve

yatırımcılarla yapılan görüşmelerden elde edilen bilgiler doğrultusunda, 1 MW

kapasiteli PV sistemde kullanılan invertörün maliyeti ortalama 140.000 Avro

(153.471 Dolar) olarak varsayılmıştır.

İlk yatırım maliyetinin diğer önemli alt bileşenleri; konstrüksiyon

malzemelerinin (panel taşıyıcı sistemleri ve montaj aparatları) maliyeti, PV santral

sahasının hazırlanması ve hafriyatı için yapılan harcamalar ve işçilik giderleridir.

Konstrüksyon malzemeleri genellikle çatı tipi PV sistemlerde alüminyum, zemine

monteli sistemlerde galvanizli çelikten yapılmaktadır. Konstrüksiyon malzemelerinin

temini ve sistem kurulumu, montajı ve elektriksel bağlantıları için gerekli olan işçilik

hizmetleri kapsamında yapılan toplam harcama 187.000 Dolar olarak olarak

hesaplanmıştır.

İnvertör ve konstrüksiyon malzemeleri haricindeki diğer PV sistem

dengeleyicileri arasında; bağlantı kutusu (junction box), elektriksel bağlantılar için

gerekli olan donanım malzemeleri, veri izleme sistemleri yer almaktadır. Bu

kategoriye dâhil olan bağlantı kutuları sadece PV sistem için üretilen özel ürünlerdir.

Diğer muhtelif elektrik donanım malzemeleri (örneğin, teller, elektrik borusu, aşırı

akım koruması) piyasa ürünleri olup söz konusu malzemelerin temin edilmesi

bağlantı kutularına göre daha kolaydır. 1 MW kapasiteli PV santralde diğer PV

sistem dengeleyicilerin toplam maliyeti 124.000 Dolar hesaplanmıştır.

106

106

İlk yatırım maliyetinin içerisinde yer alan arazi maliyetleri, tahmin edilmesi

en zor maliyet kalemi olup sistem kurulumunun gerçekleştiği bölgeye göre

farklılaşmaktadır. Zemine monteli PV sistemlerde panel büyüklüğü ve paneller arası

mesafeye bağlı olarak toplam santral alanı 16.000-24.000 m2/MW aralığında

değişmektedir. Analizde, 1 MW kapasiteli PV tesisi yatırım projesi için ortalama

20.000 m2/MW alan gerektiği varsayılmıştır. Yatırıcımlar ve EPC firmalarıyla

görüşmeler neticesinde, ortalama arazi maliyetinin 4-7 TL/m2 arasında değişmesi

halinde yatırımcıların araziyi satın almayı tercih ettikleri sonucuna varılmıştır. PV

sistemlerin kurulabileceği araziler tarıma uygun olmadıkları için satış fiyatlarının

normalde düşük olması gerekmektedir. Ancak son dönemde güneş ışınım değeri

yüksek yerlerde PV yatırım talebinin artmasıyla beraber arazi fiyatları yükselmiştir.

Tarıma uygun olmayan bir arazinin piyasa şartlarında fiyatı normalde 1 TL/m2 iken

trafo kısıtları nedeniyle talebin belirli bölgelerde artması arazi fiyatlarını kimi

yerlerde 15 TL/m2 seviyesine kadar yükseltmiştir. Analizde, 20.000 m2’lik alanda

kurulacak olan PV sistemin toplam arazi maliyeti ortalama 120.000 TL (20.000

m2×6 TL/m2) (41.237 Dolar) olarak alınmaktadır.

PV sistem tasarımı ve tahmini üretim değerlerinin hesaplanması için

danışman firmaya ödenen bedel ilk yatırım maliyetinin altında etüd ve proje giderleri

olarak isimlendirilmektedir. Etüd proje giderleri normal zemin şartlarında 12.000-

20.000 Dolar arasında değişmekle beraber söz konusu gider 30.000 Dolara kadar

yükselebilmektedir. PV santralin ilk yatırım maliyeti içinde PV santralin etüd proje

gideri 15.000 Dolar olarak alınmıştır.

Yatırımcı, PV santralin kurulacağı araziyle ilgili işlemleri ve etüd proje

çalışmalarını tamamladıktan sonra gerekli yasal izin sürecini başlatmaktadır. Yasal

izin sürecinde yatırımcı sırasıyla; PV santral alanının tarım dışı arazide olduğuna dair

belge ve ÇED muafiyet belgesi almakta, santralin kurulacağı bölgenin bağlı olduğu

elektrik dağıtım şirketine (EDAŞ) ön başvuru yapmakta, belediyeden elektrik sistemi

inşaatı yapılabilir belgesi almakta ve son olarak projenin geçici kabulü için TEDAŞ’a

başvurmaktadır. Yaklaşık 6 ay süren bu bürokratik işlemlerin toplam maliyeti 6.900

TL’dir (2.371 Dolar).

107

106

İlk yatırım maliyetinin içerisinde yer alan arazi maliyetleri, tahmin edilmesi

en zor maliyet kalemi olup sistem kurulumunun gerçekleştiği bölgeye göre

farklılaşmaktadır. Zemine monteli PV sistemlerde panel büyüklüğü ve paneller arası

mesafeye bağlı olarak toplam santral alanı 16.000-24.000 m2/MW aralığında

değişmektedir. Analizde, 1 MW kapasiteli PV tesisi yatırım projesi için ortalama

20.000 m2/MW alan gerektiği varsayılmıştır. Yatırıcımlar ve EPC firmalarıyla

görüşmeler neticesinde, ortalama arazi maliyetinin 4-7 TL/m2 arasında değişmesi

halinde yatırımcıların araziyi satın almayı tercih ettikleri sonucuna varılmıştır. PV

sistemlerin kurulabileceği araziler tarıma uygun olmadıkları için satış fiyatlarının

normalde düşük olması gerekmektedir. Ancak son dönemde güneş ışınım değeri

yüksek yerlerde PV yatırım talebinin artmasıyla beraber arazi fiyatları yükselmiştir.

Tarıma uygun olmayan bir arazinin piyasa şartlarında fiyatı normalde 1 TL/m2 iken

trafo kısıtları nedeniyle talebin belirli bölgelerde artması arazi fiyatlarını kimi

yerlerde 15 TL/m2 seviyesine kadar yükseltmiştir. Analizde, 20.000 m2’lik alanda

kurulacak olan PV sistemin toplam arazi maliyeti ortalama 120.000 TL (20.000

m2×6 TL/m2) (41.237 Dolar) olarak alınmaktadır.

PV sistem tasarımı ve tahmini üretim değerlerinin hesaplanması için

danışman firmaya ödenen bedel ilk yatırım maliyetinin altında etüd ve proje giderleri

olarak isimlendirilmektedir. Etüd proje giderleri normal zemin şartlarında 12.000-

20.000 Dolar arasında değişmekle beraber söz konusu gider 30.000 Dolara kadar

yükselebilmektedir. PV santralin ilk yatırım maliyeti içinde PV santralin etüd proje

gideri 15.000 Dolar olarak alınmıştır.

Yatırımcı, PV santralin kurulacağı araziyle ilgili işlemleri ve etüd proje

çalışmalarını tamamladıktan sonra gerekli yasal izin sürecini başlatmaktadır. Yasal

izin sürecinde yatırımcı sırasıyla; PV santral alanının tarım dışı arazide olduğuna dair

belge ve ÇED muafiyet belgesi almakta, santralin kurulacağı bölgenin bağlı olduğu

elektrik dağıtım şirketine (EDAŞ) ön başvuru yapmakta, belediyeden elektrik sistemi

inşaatı yapılabilir belgesi almakta ve son olarak projenin geçici kabulü için TEDAŞ’a

başvurmaktadır. Yaklaşık 6 ay süren bu bürokratik işlemlerin toplam maliyeti 6.900

TL’dir (2.371 Dolar).

107

PV santralden üretilen elektriğin şebekeye aktarılması için santrale en yakın

noktadaki enerji nakil hattıyla bağlantısının yapılması gerekmektedir. Santralin enerji

nakil hattı ile arasındaki mesafe, santral sahasının tespit edilmesinde oldukça

önemlidir. Çünkü yatırımcı PV kurulu gücünü nakil hattına ulaştırmak için iletim

altyapısına sermaye yatırımı yapmakta olup söz konusu yatırımın kilometre başına

maliyeti 40.000-50.000 TL civarındadır. Piyasa yetkililerinden, santral ile enerji

iletim hattı arasındaki uzaklığın azami 4 km olması gerektiği, bu mesafenin üzerinde

olması halinde hattın maliyet açısından etkin olmadığı bilgisine ulaşılmıştır. Aynı

nakil hattına birden fazla yatırımcının lisanssız üretim kapasitelerini taşıması halinde,

bu yatırımcılar maliyeti kendi aralarında paylaşmaktadır. Analizde, PV santral

sahasının 2 km uzağındaki enerji nakil hattına bağlantı yapılacağı varsayılmıştır.

Böylece, iletim altyapısı sermaye yatırımı için 90.000 TL (2 km×45.000 TL/km)

tutarında harcama, ilk yatırım maliyetine dahil edilmektedir.

Tablo 5.3. 1 MW Kurulu Güçteki Fotovoltaik Santralin İlk Yatırım Maliyeti Alt Kalemleri ve Toplamı

Orjinal Fiyat Dolar Modül Maliyeti 548.000 Dolar 548.000 İnvertör 140.000 Avro 153.471 Konstrüksiyon Malzemeleri ve İşçilik Giderleri 187.000 Dolar 187.000 Diğer PV Sistem Dengeleyicilerin Maliyeti 124.000 Dolar 124.000 Arazi Maliyeti 120.000 TL 41.237 Etüd Proje 15.000 Dolar 15.000 Yasal İzin Sürecinde Yapılan Harcamalar 6.900 TL 2.371 İletim Altyapısı Sermaye Yatırımı 90.000 TL 30.928 Toplam İlk Yatırım Maliyeti (*) 1.102.007 (*) Yatırımlarda Devlet Yardımları Kararı ile asgari yatırım tutarı birinci ve ikinci bölgeler için 1.000.000 TL, diğer bölgeler için ise 500.000 TL olan yatırımlarda KDV istisnası ve Gümrük Vergisi muafiyeti uygulanmaktadır.

Böylece, 1 MW kapasiteli PV santralin toplam ilk yatırım maliyeti 1,1 milyon

Dolar olarak hesaplanmıştır. PV sistem makine ve ekipmanlarının toplam maliyeti

Dolar ilk yatırım maliyetinin yaklaşık yüzde 92’si kadardır.

5.2.2.2. Fotovoltaik santral işletme ve bakım maliyetleri

Kurulumu tamamlanan santralden enerji üretmek ve santrali canlı tutmak için

yapılan harcamalar işletme ve bakım maliyetleri içinde ele alınmaktadır. İşletme ve

108

108

bakım maliyetleri kendi içerisinde sabit ve değişken işletme ve bakım maliyeti olarak

ikiye ayrılmaktadır. Sabit işletme ve bakım maliyeti; santralde çalışan personelin

maaşlarını, santral genel ve idari harcamalarını, önceden belirlenen sürelerle

tekrarlanan bakımlar için yapılan harcamaları kapsamaktadır. Değişken işletme ve

bakım maliyetleri ise yakıt maliyetlerinden ve tesiste kullanılan su, enerji v.b.

maliyetlerden oluşmaktadır. PV santrallerin yakıt maliyetinin olmamasından ve

hareketli bir parçasının bulunmamasından dolayı değişken işletme ve bakım maliyeti

yoktur.251

PV santrallerde işletme ve bakım faaliyetleriyle asıl amaçlanan üretim

kayıplarını en aza indirmek olup bunlar üç başlık altında toplanmaktadır:252

i) Koruyucu Bakım (Preventative Maintenance): Sistemde üretim kayıplarının

ve arızanın oluşmasını engellemek için belirli periyotlarla bakım yapılması

gerekmektedir. Böylece, PV sistemde beklenmedik üretim kayıplarının önüne

geçilmektedir. Koruyucu bakımda; panel yüzeylerinin temiz kalması sağlanmakta,

belirli aralıklarla sistemin tamamının kontrolü ve invertörlerin bakımı yapılmaktadır.

Ayrıca, invertörlerin genellikle beş yıl süren bir garanti süresi bulunmakta olup

garanti süresinin bitmesi halinde yenilenmesi tercih edilebilmektedir.

ii) Düzeltici Bakım (Corrective Maintenance): PV ekipmanlarında bir hasarın

söz konusu olması durumunda (bozulma, kırılma, çatlama gibi) yapılan bakımdır.

iii) Tesis Performansını İzleme Değerlendirme: PV sistem performansı

sürekli olarak yerinden veya uzaktan izlenmekte böylece üretim kaybı olması halinde

sisteme anında müdahale edilebilmektedir.

PV sistem işletme ve bakım maliyetinin büyüklüğüne ilişkin ortak bir veri

bulmak oldukça zordur. Değişik ülkelerde aynı kapasitedeki PV sistemlerin işletme

ve bakım maliyetlerinin birbirinden farklı olduğu gözlenmektedir. Bu durum, PV

piyasasının ve tedarik zincirinin olgunluk düzeyininin ülkeden ülkeye değişmesinden

ve uygulanan destek politikalarının etkinliğinden kaynaklanmaktadır.253 Diğer

taraftan, literatürde yer alan fizibilite çalışmalarında, PV sistem işletme ve bakım 251 Kaya ve Koç, 2015:64, 65. 252 EPRI (Electric Power Research Institute), 2010:4-6. 253 IRENA, 2015a:85.

109

maliyetlerinin yaklaşık bir değerini bulmak amacıyla söz konusu maliyetin tesis

ekonomik ömrü boyunca sabit kaldığı ve yatırım maliyetinin belirli bir oranında

gerçekleştiği varsayılmaktadır. Örneğin, IEA’nın 2010 yılında yayımladığı PV

Teknolojisi Yol Haritası raporunda PV tesisin yıllık işletme ve bakım maliyetinin

toplam yatırım maliyetinin yüzde 1’i oranında gerçekleştiği öngörülmüştür. PV

sistemlerin elektrik maliyetlerinin hesaplanmasına yönelik birçok makalede, sigorta

maliyeti hariç PV sistem işletme ve bakım maliyetlerinin toplam yatırım maliyetinin

yüzde 1,5’i olduğu ifade edilmektedir.254

Türkiye’de PV sistem işletme ve bakım maliyetlerinin seviyesine

bakıldığında, söz konusu maliyetlerin büyük bölümünü personel giderlerinin

oluşturduğu anlaşılmaktadır. Santralde tesis güvenliğinin sağlanması amacıyla

vardiyalı çalışacak 3 personelin bulunması yeterli olmaktadır. Sistem, santral

kurulumunu gerçekleştiren uzmanlar tarafından uzaktan 24 saat boyunca

izlenebildiği için ayrıca bir işletme mühendisinin istihdam edilmesine gerek

kalmamaktadır. Tesisin güvenliğinden sorumlu personelin asgari ücret üzerinden

maaş alacağı varsayıldığında, toplam yıllık personel giderlerinin sistem işletmecisi

tarafından ödenecek sigorta primi ve vergi dâhil yıllık 45.846 TL (15.755 Dolar)

tutarında olacağı tahmin edilmektedir.255 Ancak, işletme ve bakım maliyetlerini

azaltmak amacıyla santral işletmecilerinden birinin, güvenlikten sorumlu personeli

ve ailesini santral sahasının yakınına yerleştirdiği, böylece santralde görev alan

güvenlik personeli sayısının 1’e indirdiği gözlenmiştir.

PV sistem işletme ve bakım faaliyetleri içerisinde PV panel temizliği ve altı

ayda bir yapılan makine teçhizat bakım ve onarım işleri yer almaktadır. Söz konusu

işleri genellikle sistem kurulumunu gerçekleştirmiş EPC firmaları ya da modül

fabrikalarındaki uzmanlar gerçekleştirmekte olup bu faaliyetin yıllık maliyeti 6.000

Dolar kadardır.

PV sistemlerde olası dış etkenler (sert iklim şartları, işletme hataları gibi)

elektrik üretim miktarında beklenmedik azalışlara neden olmakta ve yatırımcının

gelir kaybına uğramasına yol açmaktadır. Bu durum, yüksek teknolojik riske sahip 254 Hernández-Moro and Martínez-Duart: 2013:123. 255 2015 yılının ikinci yarısından itibaren brüt asgari ücret 1.273,50 TL tutarındadır.

109

109

maliyetlerinin yaklaşık bir değerini bulmak amacıyla söz konusu maliyetin tesis

ekonomik ömrü boyunca sabit kaldığı ve yatırım maliyetinin belirli bir oranında

gerçekleştiği varsayılmaktadır. Örneğin, IEA’nın 2010 yılında yayımladığı PV

Teknolojisi Yol Haritası raporunda PV tesisin yıllık işletme ve bakım maliyetinin

toplam yatırım maliyetinin yüzde 1’i oranında gerçekleştiği öngörülmüştür. PV

sistemlerin elektrik maliyetlerinin hesaplanmasına yönelik birçok makalede, sigorta

maliyeti hariç PV sistem işletme ve bakım maliyetlerinin toplam yatırım maliyetinin

yüzde 1,5’i olduğu ifade edilmektedir.254

Türkiye’de PV sistem işletme ve bakım maliyetlerinin seviyesine

bakıldığında, söz konusu maliyetlerin büyük bölümünü personel giderlerinin

oluşturduğu anlaşılmaktadır. Santralde tesis güvenliğinin sağlanması amacıyla

vardiyalı çalışacak 3 personelin bulunması yeterli olmaktadır. Sistem, santral

kurulumunu gerçekleştiren uzmanlar tarafından uzaktan 24 saat boyunca

izlenebildiği için ayrıca bir işletme mühendisinin istihdam edilmesine gerek

kalmamaktadır. Tesisin güvenliğinden sorumlu personelin asgari ücret üzerinden

maaş alacağı varsayıldığında, toplam yıllık personel giderlerinin sistem işletmecisi

tarafından ödenecek sigorta primi ve vergi dâhil yıllık 45.846 TL (15.755 Dolar)

tutarında olacağı tahmin edilmektedir.255 Ancak, işletme ve bakım maliyetlerini

azaltmak amacıyla santral işletmecilerinden birinin, güvenlikten sorumlu personeli

ve ailesini santral sahasının yakınına yerleştirdiği, böylece santralde görev alan

güvenlik personeli sayısının 1’e indirdiği gözlenmiştir.

PV sistem işletme ve bakım faaliyetleri içerisinde PV panel temizliği ve altı

ayda bir yapılan makine teçhizat bakım ve onarım işleri yer almaktadır. Söz konusu

işleri genellikle sistem kurulumunu gerçekleştirmiş EPC firmaları ya da modül

fabrikalarındaki uzmanlar gerçekleştirmekte olup bu faaliyetin yıllık maliyeti 6.000

Dolar kadardır.

PV sistemlerde olası dış etkenler (sert iklim şartları, işletme hataları gibi)

elektrik üretim miktarında beklenmedik azalışlara neden olmakta ve yatırımcının

gelir kaybına uğramasına yol açmaktadır. Bu durum, yüksek teknolojik riske sahip 254 Hernández-Moro and Martínez-Duart: 2013:123. 255 2015 yılının ikinci yarısından itibaren brüt asgari ücret 1.273,50 TL tutarındadır.

110

110

olan PV santrallerin sigortalanmalarını gerekli hale getirmektedir. 1 MW kapasiteli

PV santralin sigorta maliyeti yıllık 6.000 Dolar seviyesindedir.

Türkiye’de PV sistem yatırım projeleri için hazırlanan fizibilite raporlarında

işletme ve bakım maliyetleri içerisine sadece bakımlara yönelik bir maliyet kalemi

ilâve edilmiştir. PV sistemde kullanılan makine ve ekipmanlar içerisinde

invertörlerin maliyeti, daha önce de değinildiği üzere büyüklük olarak modülden

sonra ikinci sırada yer almaktadır. Dolayısıyla invertör yenilenme giderinin işletme

ve bakım maliyetleri içerisinde gösterilmemesi analizde eksikliğe neden olmaktadır.

Sektör yetkilileri ile yapılan görüşmeler neticesinde 5 yılını tamamlayan invertörlerin

neredeyse maliyetine yakın ilâve ücretlerle garanti sürelerinin uzatıldığı, bunun

yerine yenilenmelerinin daha maliyet etkin bir çözüm olduğu bilgisi edinilmiştir.

Herhalükarda invertörlerin üretim kaybına neden olmaması için PV sistem kullanım

ömrü en az 10, en fazla 15 yıla ulaştığında yenilenmesi gerekmektedir.256 İnvertör

maliyetlerinin teknolojik gelişmelerle beraber yıllık yüzde 5 oranında azalacağı

öngörülmektedir. Bu nedenle, analizde PV sistem ekonomik ömrünün yarısında (13.

yılında) yıllık işletme ve bakım maliyetine invertör yenileme maliyeti olarak 78.783

Dolar ilave edilmektedir.

Tablo 5.4. 1 MW Kurulu Güçteki Fotovoltaik Tesisin Yıllık İşletme ve Bakım Giderleri

(Dolar) Personel Giderleri 15.755 Bakım ve Onarım Gideri 6.000 Sigortalama Giderleri 6.000 Diğer Öngörülemeyen Bakım Giderleri 1.000 Toplam 28.755

PV sistemde makine ve ekipmanlarının tamamının yurt dışından ithal

edilmesi halinde 1 MW kapasiteli PV santralin toplam ilk yatırım maliyeti 1,1

milyon Dolar olarak hesaplanmıştır (Tablo 5.3). Santralin invertör yenileme maliyeti

haricinde yıllık işletme ve bakım giderlerinin toplamı 28.755 Dolar olarak

bulunmuştur (Tablo 5.4). Böylece, PV sistem yıllık işletme ve bakım maliyetinin ilk

yatırım maliyetinin yaklaşık yüzde 2,6’sı kadar olması beklenmektedir.

256 Hernández-Moro and Martínez-Duart, 2013:123; EPRI, 2010:9.

111

5.2.2.3. Sistem kullanım bedeli ödemeleri

LÜY kapsamında PV sistem işletmecisi ilgili dağıtım şirketine sistem

kullanım bedeli ödemekle yükümlüdür. Sistem kullanım bedeli, santralin üretim

miktarına veya kurulu gücüne göre olmak üzere iki yöntemle belirlenmektedir.

Üretim miktarına göre yapılan hesaplamada, üretim ve tüketim tesislerinin aynı yerde

olması halinde sisteme verilen veya sistemden çekilen net enerji miktarı (kWh) için

hesaplanan dağıtım sistemi kullanım bedeli (krş/kWh) elektrik satış gelirlerinden

mahsup edilmektedir. İkinci yöntemde EPDK Kurul Kararı ile santral kurulu gücüne

göre belirlenen iletim sistemi kullanım bedeli (TL/MW-yıl) yatırımcıdan yıllık olarak

tahsil edilmektedir. Yatırımcı hangi yöntemde maliyet daha düşükse onu tercih

etmektedir.

Finansal analizde, sisteme verilen ve sistemden çekilen enerji miktarlarına

ilişkin öngörüde bulunmak zor olduğundan sistem kullanım bedeli ikinci yöntemle

hesaplanmıştır. Buna göre, 5991 sayılı EPDK Kurul Kararı uyarınca 8. Bölgede yer

alan Konya ili için belirlenen 29.300 TL/MW-yıl (10.068 Dolar/MW-yıl)

değerindeki iletim sistemi kullanım bedeli yatırımcı tarafından ödenmektedir.

Analizde, sistem kullanım bedelinin santral ekonomik ömrü boyunca her yıl aynı

miktarda olacağı varsayılmaktadır.

5.2.2.4. Finansman maliyetleri

Analizde baz senaryoda toplam 1,1 milyon Dolar miktarındaki PV sistem

yatırım maliyetinin yüzde 25’inin özkaynak, yüzde 75’inin ticari kaynak (yerli banka

kredisi) kullanılarak finanse edileceği varsayılmıştır. Yatırımın finansmanı yerli

banka kredisi kullanılarak sağlandığında kredinin vadesinin 10 yıl, faiz oranının

dolar bazında yüzde 6 (LIBOR257+yüzde 5,45) olduğu kabul edilmiştir. PV

257 LIBOR (London Interbank Offered Rate) likiditesi yüksek bankaların aralarında Londra bankalararası para piyasasında Dolar üzerinden borç verme işlemlerinde uyguladıkları faiz oranını ifade etmektedir. 8/2015 tarihi itibarıyla 12 ay vadeli Dolar cinsinden LIBOR faiz oranı yüzde 0,50375’tir. Global-rates.com, 06.08.2015. <http://www.global-rates.com/interest-rates/libor/american-dollar/american-dollar.aspx>

111

110

olan PV santrallerin sigortalanmalarını gerekli hale getirmektedir. 1 MW kapasiteli

PV santralin sigorta maliyeti yıllık 6.000 Dolar seviyesindedir.

Türkiye’de PV sistem yatırım projeleri için hazırlanan fizibilite raporlarında

işletme ve bakım maliyetleri içerisine sadece bakımlara yönelik bir maliyet kalemi

ilâve edilmiştir. PV sistemde kullanılan makine ve ekipmanlar içerisinde

invertörlerin maliyeti, daha önce de değinildiği üzere büyüklük olarak modülden

sonra ikinci sırada yer almaktadır. Dolayısıyla invertör yenilenme giderinin işletme

ve bakım maliyetleri içerisinde gösterilmemesi analizde eksikliğe neden olmaktadır.

Sektör yetkilileri ile yapılan görüşmeler neticesinde 5 yılını tamamlayan invertörlerin

neredeyse maliyetine yakın ilâve ücretlerle garanti sürelerinin uzatıldığı, bunun

yerine yenilenmelerinin daha maliyet etkin bir çözüm olduğu bilgisi edinilmiştir.

Herhalükarda invertörlerin üretim kaybına neden olmaması için PV sistem kullanım

ömrü en az 10, en fazla 15 yıla ulaştığında yenilenmesi gerekmektedir.256 İnvertör

maliyetlerinin teknolojik gelişmelerle beraber yıllık yüzde 5 oranında azalacağı

öngörülmektedir. Bu nedenle, analizde PV sistem ekonomik ömrünün yarısında (13.

yılında) yıllık işletme ve bakım maliyetine invertör yenileme maliyeti olarak 78.783

Dolar ilave edilmektedir.

Tablo 5.4. 1 MW Kurulu Güçteki Fotovoltaik Tesisin Yıllık İşletme ve Bakım Giderleri

(Dolar) Personel Giderleri 15.755 Bakım ve Onarım Gideri 6.000 Sigortalama Giderleri 6.000 Diğer Öngörülemeyen Bakım Giderleri 1.000 Toplam 28.755

PV sistemde makine ve ekipmanlarının tamamının yurt dışından ithal

edilmesi halinde 1 MW kapasiteli PV santralin toplam ilk yatırım maliyeti 1,1

milyon Dolar olarak hesaplanmıştır (Tablo 5.3). Santralin invertör yenileme maliyeti

haricinde yıllık işletme ve bakım giderlerinin toplamı 28.755 Dolar olarak

bulunmuştur (Tablo 5.4). Böylece, PV sistem yıllık işletme ve bakım maliyetinin ilk

yatırım maliyetinin yaklaşık yüzde 2,6’sı kadar olması beklenmektedir.

256 Hernández-Moro and Martínez-Duart, 2013:123; EPRI, 2010:9.

111

5.2.2.3. Sistem kullanım bedeli ödemeleri

LÜY kapsamında PV sistem işletmecisi ilgili dağıtım şirketine sistem

kullanım bedeli ödemekle yükümlüdür. Sistem kullanım bedeli, santralin üretim

miktarına veya kurulu gücüne göre olmak üzere iki yöntemle belirlenmektedir.

Üretim miktarına göre yapılan hesaplamada, üretim ve tüketim tesislerinin aynı yerde

olması halinde sisteme verilen veya sistemden çekilen net enerji miktarı (kWh) için

hesaplanan dağıtım sistemi kullanım bedeli (krş/kWh) elektrik satış gelirlerinden

mahsup edilmektedir. İkinci yöntemde EPDK Kurul Kararı ile santral kurulu gücüne

göre belirlenen iletim sistemi kullanım bedeli (TL/MW-yıl) yatırımcıdan yıllık olarak

tahsil edilmektedir. Yatırımcı hangi yöntemde maliyet daha düşükse onu tercih

etmektedir.

Finansal analizde, sisteme verilen ve sistemden çekilen enerji miktarlarına

ilişkin öngörüde bulunmak zor olduğundan sistem kullanım bedeli ikinci yöntemle

hesaplanmıştır. Buna göre, 5991 sayılı EPDK Kurul Kararı uyarınca 8. Bölgede yer

alan Konya ili için belirlenen 29.300 TL/MW-yıl (10.068 Dolar/MW-yıl)

değerindeki iletim sistemi kullanım bedeli yatırımcı tarafından ödenmektedir.

Analizde, sistem kullanım bedelinin santral ekonomik ömrü boyunca her yıl aynı

miktarda olacağı varsayılmaktadır.

5.2.2.4. Finansman maliyetleri

Analizde baz senaryoda toplam 1,1 milyon Dolar miktarındaki PV sistem

yatırım maliyetinin yüzde 25’inin özkaynak, yüzde 75’inin ticari kaynak (yerli banka

kredisi) kullanılarak finanse edileceği varsayılmıştır. Yatırımın finansmanı yerli

banka kredisi kullanılarak sağlandığında kredinin vadesinin 10 yıl, faiz oranının

dolar bazında yüzde 6 (LIBOR257+yüzde 5,45) olduğu kabul edilmiştir. PV

257 LIBOR (London Interbank Offered Rate) likiditesi yüksek bankaların aralarında Londra bankalararası para piyasasında Dolar üzerinden borç verme işlemlerinde uyguladıkları faiz oranını ifade etmektedir. 8/2015 tarihi itibarıyla 12 ay vadeli Dolar cinsinden LIBOR faiz oranı yüzde 0,50375’tir. Global-rates.com, 06.08.2015. <http://www.global-rates.com/interest-rates/libor/american-dollar/american-dollar.aspx>

112

112

yatırımının finansal analizinde WACC258 yöntemi kullanılarak belirlenen indirgeme

oranı yüzde 5 seviyesindedir (Tablo 5.5).

Tablo 5.5. Fotovoltaik Yatırımının Finansal Analizinde Kullanılan İndirgeme Oranının Sermaye Maliyetlerinin Ağırlıklı Ortalaması Yöntemiyle Hesaplanması

Özkaynağın Toplam Yatırım Maliyetine Oranı (E/V) (%) 25 Özkaynak Sermaye Maliyeti (Re) (*) (%) 5,7 Ticari Kredinin Toplam Yatırım Maliyetine Oranı (D/V) (%) 75 Ticari Kredi Faiz Oranı (Rd) (%) 6,0 Kurumlar Vergisi (Tc) (%) 20 WACC [(E/V)×Re+(D/V)×Rd×(1-Tc)] 5,0 Kaynak: Yazar tarafından hesaplanmıştır. (*) Hazine Müsteşarlığının ihraç ettiği 2040 vadeli EuroBond faiz oranıdır. Bloomberg HT, 06.08.2015. <http://www.bloomberght.com/piyasa/TURKEY%207.25%2015%20GOVT> 5.2.2.5. Vergi ödemeleri

Vergi Usül Kanununa (VUK) göre ticari kazançları dolayısıyla gerçek usülde

vergilendirilen sermaye şirketleri, kurumlar vergisi ödemekle yükümlü tutulmuştur.

Finansal analizde, PV işletmecisinin net kazancının belirlenmesi için vergi

ödemelerinin yıllık nakit çıkışlarına dahil edilmesi gerekmektedir. Kurumlar vergisi

matrahı Tablo 5.6’da gösterildiği şekilde hesaplanmaktadır.

Tablo 5.6. Kurumlar Vergisi Matrahının Hesaplanması

A-Satış Gelirleri (Elektrik Satış Gelirleri+Karbon Gelirleri) B-Sistem Kullanım Bedeli Ödemeleri C-İşletme ve Bakım Giderleri D-Faaliyet Kârı / (Zararı) = (A-(B+C)) E-Kredi Faiz Ödemesi F-Amortisman Giderleri G-Vergi Öncesi Kâr = (D-E-F) (Faaliyet zararı oluşması halinde D eksi olarak dikkate alınacaktır.) Kaynak: Yazar tarafından hazırlanmıştır.

Amortisman giderleri, PV sistemde bulunan makine ve ekipmanların bir yıl

içerisinde uğrayacakları değer kaybını göstermektedir. Vergi Usül Kanununun Genel

Tebliğinde yer alan Amortismana Tabi İktisadi Kıymetler Listesinde, GES’lerin

faydalı ömrü 10 yıl, normal amortiman oranı yüzde 10 olarak düzenlenmiştir. Maliye

258 Sermaye maliyetinin hesaplanmasında ağırlıklı ortalama; her kaynağın toplam kaynaklara oranları ile kendi maliyetlerinin çarpımlarının toplamına eşittir.

113

Bakanlığı ile yapılan görüşmeler neticesinde, amortismana tabi olan tutar

belirlenirken 10 yıldan sonra işletmenin hesaplarında santralin izlenmesini

sağlayacak şekilde iz bedel259 ayrıldığı ve PV sistem makine ve ekipmanları ve iletim

sistemi altyapı yatırımı için yapılan harcamaların tamamının amortismana tabi olan

değerler olduğu bilgisi edinilmiştir. PV santralin vergi öncesi kârından 10 yıl

boyunca düşürülecek amortisman giderleri yıllık 104.340 Dolardır (1,04 milyon

Dolar×yüzde 10).260

Yatırımlarda Devlet Yardımları Hakkında Karara göre genel teşvik

uygulamalarına tabi olan yatırımlarda, kurumlar vergisi oranında bir indirim

yapılmamaktadır. İşletme, vergi öncesi kârın yüzde 20’sini kurumlar vergisi olarak

devlete ödemektedir.

5.2.3. Fotovoltaik sistem kurulu güç yıllık üretim miktarı ve işletme gelirlerinin

belirlenmesinde kullanılan varsayımlar

PV sistem yıllık üretim miktarını; santral kurulu gücü, PV teknoloji türü, PV

modülün kapladığı alan ve verimliliği, sistemin kurulacağı bölgenin güneş ışınım

şiddeti, güneşi izleme faktörü (tracking factor), sistem performans oranı, sistem

üretim miktarındaki yıllar itibarıyla azalma oranı gibi birçok parametre

etkilemektedir.

Analizde PV santral kurulu gücü belirlenirken PV yatırımcılarının genel

eğilimi dikkate alınmıştır. Önceki bölümden hatırlanacağı üzere Türkiye’de

lisanssız üretim azami kurulu güç sınırının 1 MW’a yükseltilmesi, yatırımcıların

çoğunlukla söz konusu kapasite sınırında sistem kurmasına ve yatırım taleplerinin

de bu kapasite sınırında yoğunlaşmasına neden olmuştur. Hâlihazırda üretime geçen

PV santrallerin neredeyse tamamında polikristal hücreler kullanılmıştır. Mono

kristal hücrelerin maliyetinin yüksek olmasından, ayrıca ince film hücrelerde kristal

silikon hücrelere göre birim kWh üretim için daha fazla araziye ihtiyaç 259 İz bedeli, ekonomik ömrünü tamamladığı halde fiilen kullanılmasına devam edilen iktisadi kıymetler ile gerçek değeri tespit edilemeyen veya edilmesi uygun görülmeyen, ancak hesaplarda izlenmesi gereken iktisadi kıymetlerin muhasebeleştirilmesinde kullanılan ve muhasebe kayıtlarında yer verilen en düşük tutarı ifade etmektedir. 260 Amortisman gideri, amortismana tabi olan değerin mevzuatta GES’ler için öngörülen faydalı ömre bölünmesiyle bulunmuştur. Toplam ilk yatırım maliyeti içerisindeki; arazi maliyeti, etüd proje giderleri, yasal izin sürecinde yapılan harcamalar amortismana tabi olmayan giderlerdir.

113

112

yatırımının finansal analizinde WACC258 yöntemi kullanılarak belirlenen indirgeme

oranı yüzde 5 seviyesindedir (Tablo 5.5).

Tablo 5.5. Fotovoltaik Yatırımının Finansal Analizinde Kullanılan İndirgeme Oranının Sermaye Maliyetlerinin Ağırlıklı Ortalaması Yöntemiyle Hesaplanması

Özkaynağın Toplam Yatırım Maliyetine Oranı (E/V) (%) 25 Özkaynak Sermaye Maliyeti (Re) (*) (%) 5,7 Ticari Kredinin Toplam Yatırım Maliyetine Oranı (D/V) (%) 75 Ticari Kredi Faiz Oranı (Rd) (%) 6,0 Kurumlar Vergisi (Tc) (%) 20 WACC [(E/V)×Re+(D/V)×Rd×(1-Tc)] 5,0 Kaynak: Yazar tarafından hesaplanmıştır. (*) Hazine Müsteşarlığının ihraç ettiği 2040 vadeli EuroBond faiz oranıdır. Bloomberg HT, 06.08.2015. <http://www.bloomberght.com/piyasa/TURKEY%207.25%2015%20GOVT> 5.2.2.5. Vergi ödemeleri

Vergi Usül Kanununa (VUK) göre ticari kazançları dolayısıyla gerçek usülde

vergilendirilen sermaye şirketleri, kurumlar vergisi ödemekle yükümlü tutulmuştur.

Finansal analizde, PV işletmecisinin net kazancının belirlenmesi için vergi

ödemelerinin yıllık nakit çıkışlarına dahil edilmesi gerekmektedir. Kurumlar vergisi

matrahı Tablo 5.6’da gösterildiği şekilde hesaplanmaktadır.

Tablo 5.6. Kurumlar Vergisi Matrahının Hesaplanması

A-Satış Gelirleri (Elektrik Satış Gelirleri+Karbon Gelirleri) B-Sistem Kullanım Bedeli Ödemeleri C-İşletme ve Bakım Giderleri D-Faaliyet Kârı / (Zararı) = (A-(B+C)) E-Kredi Faiz Ödemesi F-Amortisman Giderleri G-Vergi Öncesi Kâr = (D-E-F) (Faaliyet zararı oluşması halinde D eksi olarak dikkate alınacaktır.) Kaynak: Yazar tarafından hazırlanmıştır.

Amortisman giderleri, PV sistemde bulunan makine ve ekipmanların bir yıl

içerisinde uğrayacakları değer kaybını göstermektedir. Vergi Usül Kanununun Genel

Tebliğinde yer alan Amortismana Tabi İktisadi Kıymetler Listesinde, GES’lerin

faydalı ömrü 10 yıl, normal amortiman oranı yüzde 10 olarak düzenlenmiştir. Maliye

258 Sermaye maliyetinin hesaplanmasında ağırlıklı ortalama; her kaynağın toplam kaynaklara oranları ile kendi maliyetlerinin çarpımlarının toplamına eşittir.

113

Bakanlığı ile yapılan görüşmeler neticesinde, amortismana tabi olan tutar

belirlenirken 10 yıldan sonra işletmenin hesaplarında santralin izlenmesini

sağlayacak şekilde iz bedel259 ayrıldığı ve PV sistem makine ve ekipmanları ve iletim

sistemi altyapı yatırımı için yapılan harcamaların tamamının amortismana tabi olan

değerler olduğu bilgisi edinilmiştir. PV santralin vergi öncesi kârından 10 yıl

boyunca düşürülecek amortisman giderleri yıllık 104.340 Dolardır (1,04 milyon

Dolar×yüzde 10).260

Yatırımlarda Devlet Yardımları Hakkında Karara göre genel teşvik

uygulamalarına tabi olan yatırımlarda, kurumlar vergisi oranında bir indirim

yapılmamaktadır. İşletme, vergi öncesi kârın yüzde 20’sini kurumlar vergisi olarak

devlete ödemektedir.

5.2.3. Fotovoltaik sistem kurulu güç yıllık üretim miktarı ve işletme gelirlerinin

belirlenmesinde kullanılan varsayımlar

PV sistem yıllık üretim miktarını; santral kurulu gücü, PV teknoloji türü, PV

modülün kapladığı alan ve verimliliği, sistemin kurulacağı bölgenin güneş ışınım

şiddeti, güneşi izleme faktörü (tracking factor), sistem performans oranı, sistem

üretim miktarındaki yıllar itibarıyla azalma oranı gibi birçok parametre

etkilemektedir.

Analizde PV santral kurulu gücü belirlenirken PV yatırımcılarının genel

eğilimi dikkate alınmıştır. Önceki bölümden hatırlanacağı üzere Türkiye’de

lisanssız üretim azami kurulu güç sınırının 1 MW’a yükseltilmesi, yatırımcıların

çoğunlukla söz konusu kapasite sınırında sistem kurmasına ve yatırım taleplerinin

de bu kapasite sınırında yoğunlaşmasına neden olmuştur. Hâlihazırda üretime geçen

PV santrallerin neredeyse tamamında polikristal hücreler kullanılmıştır. Mono

kristal hücrelerin maliyetinin yüksek olmasından, ayrıca ince film hücrelerde kristal

silikon hücrelere göre birim kWh üretim için daha fazla araziye ihtiyaç 259 İz bedeli, ekonomik ömrünü tamamladığı halde fiilen kullanılmasına devam edilen iktisadi kıymetler ile gerçek değeri tespit edilemeyen veya edilmesi uygun görülmeyen, ancak hesaplarda izlenmesi gereken iktisadi kıymetlerin muhasebeleştirilmesinde kullanılan ve muhasebe kayıtlarında yer verilen en düşük tutarı ifade etmektedir. 260 Amortisman gideri, amortismana tabi olan değerin mevzuatta GES’ler için öngörülen faydalı ömre bölünmesiyle bulunmuştur. Toplam ilk yatırım maliyeti içerisindeki; arazi maliyeti, etüd proje giderleri, yasal izin sürecinde yapılan harcamalar amortismana tabi olmayan giderlerdir.

114

114

duyulmasından dolayı dünyada olduğu gibi Türkiye’de de polikristal hücre daha

fazla tercih edilmektedir. Diğer yandan, yıllık üretim miktarının belirlenmesinde

sistemin güneşi takip edip etmemesi oldukça önemlidir. Tek ya da iki eksenli bir

şekilde güneşi takip eden PV sistemlerin üretim verimliliği sabit sistemlere göre

daha yüksektir. Buna karşın, güneşi takip eden sistemlerin maliyeti sabit

sistemlerden yaklaşık 2,5 kat daha fazladır. Bu durum, Türkiye’de sabit PV

panellerin tercih edilmesine neden olmaktadır. Bu nedenle ele alınan tüm

senaryolarda, 1 MW kapasiteli PV santralde sabit polikristal modüller kullanımı

öngörülmüştür.

Baz senaryoda, PV sistem yatırımının gerçekleştirileceği yer olarak Konya

ilinin Karapınar ilçesi tercih edilmiştir. Karapınar ilçesi sahip olduğu yüksek ışınım

değeri açısından Türkiye’nin önde gelen yerlerinden biridir. Ayrıca, söz konusu ilçe

güneş enerjisi yatırımlarına elverişli geniş alanlara sahiptir. Bunlara ek olarak,

ETKB tarafından bu bölgede büyük ölçekli GES yatırımının planladığı bilinmekte,

çalışmanın yatırımcılara yol göstermesi açısından faydalı olacağı düşünülmektedir.

PV sistemin kurulu gücü, teknolojisi, güneş takip sisteminin mevcudiyeti,

kurulacağı yer belirlendikten sonra, tesisin elektrik satışından elde ettiği gelirin

hesaplanması için yıllık üretim miktarının bilinmesi gerekmektedir. GES için

hazırlanan fizibilite çalışmalarında, Avrupa Komisyonu Ortak Araştırma Merkezi PV

Coğrafi Bilgi Sistemi’nin (Photovoltaic Geographical Information System Interactive

Maps-PVGIS)261 güncel uydu ölçüm verilerine sıkça başvurulmaktadır. Söz konusu

veri tabanında öncelikle sistemin uygulanacağı bölge seçilmekte sonrasında kurulu

güce, PV teknoloji türüne, sistemde güneş takip sisteminin mevcudiyetine, sistemin

zemine ya da çatıya monte edilmesine bağlı olarak ortalama günlük ve aylık üretim

miktarı (kWh) ile birim m2 alana düşen güneş ışınımı (kWh/m2) verilerine

ulaşılmaktadır. PVGIS veri tabanında seçilen bölgede birim m2 alana düşen güneş

ışınım değeri bulunmakta, ardından sistemin performans oranına göre yıllık toplam

üretim miktarı (kWh/m2) elde edilmektedir. Performans oranı, PV santralden üretilen

elektriğin santralin üretebileceği azami üretim seviyesine oranını ifade etmektedir.

261 European Comission Joint Research Centre, 10.06.2015. <http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php>

115

PV santrallerin performans oranını; çevresel etkenler (sıcaklık, tozlanma ve karlanma

gibi), sistem tasarımı (gölgelenme, AC ve DC kablo kayıpları), santralde kullanılan

makine ve ekipmanın kalitesi (modüller arasında uyumsuzluk ve inverter kayıpları)

gibi birçok faktör etkilemektedir.262 PVGIS’ın üretim tahmininde performans oranı

yüzde 74,9 varsayılmıştır. Tablo 5.7’de Konya’nın Karapınar ilçesinde 1 MW

kapasiteli PV santralin bulunduğu alanda m2 başına düşen yıllık ortalama güneş

ışınım değeri (kWh/m2) ve üretim miktarı (kWh) tahminleri verilmektedir.

Tablo 5.7. Konya’nın Karapınar İlçesinde Kurulacak 1 MW Kapasiteli Güneşi Takip Etmeyen Fotovoltaik Sistemin Yıllık Elektrik Üretim Miktarı Tahmini

Ay Hd

(kWh/m2-gün)

Hm (kWh/m2-ay)

Ed (kWh)

Em (kWh)

Ocak 3,25 101 2.630 81.400 Şubat 4,28 120 3.400 95.300 Mart 5,71 177 4.370 136.000 Nisan 6,03 181 4.570 137.000 Mayıs 6,68 207 4.910 152.000

Haziran 7,25 217 5.230 157.000 Temmuz 7,57 235 5.410 168.000 Ağustos 7,65 237 5.460 169.000

Eylül 7,20 216 5.230 157.000 Ekim 5,89 183 4.410 137.000 Kasım 4,53 136 3.550 106.000 Aralık 3,16 98,1 2.540 78.800

Yıllık Ortalama 5,77 176 4.310 131.000

Yıllık Toplam 2.110 kWh/m2-yıl 1.570.000 kWh/yıl

Kaynak: PVGIS verilerinden yararlanılarak hazırlanmıştır. Not:Tabloda yer alan Hd: Ortalama Günlük Birim m2 Alan Başına Düşen Güneş Işınım Değerini (kWh/m2), Hm: Ortalama Aylık Birim m2 Alan Başına Düşen Güneş Işınım Değerini (kWh/m2) Ed : Ortlama Günlük Elektrik Üretim Miktarını (kWh), Em : Ortalama Aylık Elektrik Üretim Miktarını (kWh), ifade etmektedir.

PV tesisin ekonomik olarak kullanılacağı tahmin edilen işletme ömrü, yani

ekonomik ömrü, yatırımcının gelecekteki üretim gelirlerini öngörebilmesi açısından

262 IEA, 2014h:12.

115

114

duyulmasından dolayı dünyada olduğu gibi Türkiye’de de polikristal hücre daha

fazla tercih edilmektedir. Diğer yandan, yıllık üretim miktarının belirlenmesinde

sistemin güneşi takip edip etmemesi oldukça önemlidir. Tek ya da iki eksenli bir

şekilde güneşi takip eden PV sistemlerin üretim verimliliği sabit sistemlere göre

daha yüksektir. Buna karşın, güneşi takip eden sistemlerin maliyeti sabit

sistemlerden yaklaşık 2,5 kat daha fazladır. Bu durum, Türkiye’de sabit PV

panellerin tercih edilmesine neden olmaktadır. Bu nedenle ele alınan tüm

senaryolarda, 1 MW kapasiteli PV santralde sabit polikristal modüller kullanımı


Baz senaryoda, PV sistem yatırımının gerçekleştirileceği yer olarak Konya

ilinin Karapınar ilçesi tercih edilmiştir. Karapınar ilçesi sahip olduğu yüksek ışınım

değeri açısından Türkiye’nin önde gelen yerlerinden biridir. Ayrıca, söz konusu ilçe

güneş enerjisi yatırımlarına elverişli geniş alanlara sahiptir. Bunlara ek olarak,

ETKB tarafından bu bölgede büyük ölçekli GES yatırımının planladığı bilinmekte,

çalışmanın yatırımcılara yol göstermesi açısından faydalı olacağı düşünülmektedir.

PV sistemin kurulu gücü, teknolojisi, güneş takip sisteminin mevcudiyeti,

kurulacağı yer belirlendikten sonra, tesisin elektrik satışından elde ettiği gelirin

hesaplanması için yıllık üretim miktarının bilinmesi gerekmektedir. GES için

hazırlanan fizibilite çalışmalarında, Avrupa Komisyonu Ortak Araştırma Merkezi PV

Coğrafi Bilgi Sistemi’nin (Photovoltaic Geographical Information System Interactive

Maps-PVGIS)261 güncel uydu ölçüm verilerine sıkça başvurulmaktadır. Söz konusu

veri tabanında öncelikle sistemin uygulanacağı bölge seçilmekte sonrasında kurulu

güce, PV teknoloji türüne, sistemde güneş takip sisteminin mevcudiyetine, sistemin

zemine ya da çatıya monte edilmesine bağlı olarak ortalama günlük ve aylık üretim

miktarı (kWh) ile birim m2 alana düşen güneş ışınımı (kWh/m2) verilerine

ulaşılmaktadır. PVGIS veri tabanında seçilen bölgede birim m2 alana düşen güneş

ışınım değeri bulunmakta, ardından sistemin performans oranına göre yıllık toplam

üretim miktarı (kWh/m2) elde edilmektedir. Performans oranı, PV santralden üretilen

elektriğin santralin üretebileceği azami üretim seviyesine oranını ifade etmektedir.

261 European Comission Joint Research Centre, 10.06.2015. <http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php>

115

PV santrallerin performans oranını; çevresel etkenler (sıcaklık, tozlanma ve karlanma

gibi), sistem tasarımı (gölgelenme, AC ve DC kablo kayıpları), santralde kullanılan

makine ve ekipmanın kalitesi (modüller arasında uyumsuzluk ve inverter kayıpları)

gibi birçok faktör etkilemektedir.262 PVGIS’ın üretim tahmininde performans oranı

yüzde 74,9 varsayılmıştır. Tablo 5.7’de Konya’nın Karapınar ilçesinde 1 MW

kapasiteli PV santralin bulunduğu alanda m2 başına düşen yıllık ortalama güneş

ışınım değeri (kWh/m2) ve üretim miktarı (kWh) tahminleri verilmektedir.

Tablo 5.7. Konya’nın Karapınar İlçesinde Kurulacak 1 MW Kapasiteli Güneşi Takip Etmeyen Fotovoltaik Sistemin Yıllık Elektrik Üretim Miktarı Tahmini

Ay Hd

(kWh/m2-gün)

Hm (kWh/m2-ay)

Ed (kWh)

Em (kWh)

Ocak 3,25 101 2.630 81.400 Şubat 4,28 120 3.400 95.300 Mart 5,71 177 4.370 136.000 Nisan 6,03 181 4.570 137.000 Mayıs 6,68 207 4.910 152.000

Haziran 7,25 217 5.230 157.000 Temmuz 7,57 235 5.410 168.000 Ağustos 7,65 237 5.460 169.000

Eylül 7,20 216 5.230 157.000 Ekim 5,89 183 4.410 137.000 Kasım 4,53 136 3.550 106.000 Aralık 3,16 98,1 2.540 78.800

Yıllık Ortalama 5,77 176 4.310 131.000

Yıllık Toplam 2.110 kWh/m2-yıl 1.570.000 kWh/yıl

Kaynak: PVGIS verilerinden yararlanılarak hazırlanmıştır. Not:Tabloda yer alan Hd: Ortalama Günlük Birim m2 Alan Başına Düşen Güneş Işınım Değerini (kWh/m2), Hm: Ortalama Aylık Birim m2 Alan Başına Düşen Güneş Işınım Değerini (kWh/m2) Ed : Ortlama Günlük Elektrik Üretim Miktarını (kWh), Em : Ortalama Aylık Elektrik Üretim Miktarını (kWh), ifade etmektedir.

PV tesisin ekonomik olarak kullanılacağı tahmin edilen işletme ömrü, yani

ekonomik ömrü, yatırımcının gelecekteki üretim gelirlerini öngörebilmesi açısından

262 IEA, 2014h:12.

116

116

oldukça önemlidir. PV sistemlerin ekonomik ömürlerinin tahmininde genellikle

modül imalatçılarının verdikleri 20-25 yıl arasında değişen garanti süresi dikkate

alınmaktadır.263 Diğer taraftan yapılan araştırmalar, PV sistem ekonomik ömrünün

40 yıla, hatta kristal silikon teknolojisinde 50 yıla kadar yükselebileceğini

göstermektedir.264 Fizibilite çalışmasında PV GES ekonomik ömrü 25 yıl

varsayılmıştır. Duyarlılık analizinde PV sistemin ekonomik ömrünün 20 ve 30 yıl

olması halinde elde edilecek sonuçlara bakılmaktadır.

Bir PV sistemin ekonomik ömrü boyunca elektrik üretim miktarı, panellerin

yıllık verimlilik kaybına bağlı olarak azalmaktadır. Modüllerin performansı; iklim

şartları, nem, oksitlenme gibi nedenlerden dolayı olumsuz etkilenmektedir.

Modüllerin verimlilik kaybını ölçmek için bugüne kadar birçok çalışma yapılmıştır.

Bunlardan birinde, 19-23 yıl boyunca üretim yapan kristal silikon teknolojilerin yıllık

verimlilik kaybının yüzde 0,75 oranında gerçekleştiği anlaşılmıştır. Başka bir

araştırmada 1982 yılında inşa edilen 18 adet kristal silikon PV sistemin 1982-2003

yılları arasındaki üretim seviyelerine bakılmış, 1999 yılına kadar yıllık verimlilik

kaybının yüzde 0,26 oranında gerçekleştiği, ancak bu oranın son dört yılda yüzde

1,20’ye yükseldiği görülmüştür.265 Ticari PV sistem modüllerinin imalatçıları

genellikle yıllık verimlilik kaybı oranının yüzde 0,5-1,0 arasında kalacağını garanti

etmektedirler.266 Literatürde yer alan çalışmalardaki genel yaklaşım çerçevesinde baz

senaryoda, verimlilik kaybının santral ekonomik ömrü boyunca yıllık ortalama yüzde

0,8 oranında gerçekleşeceği varsayılmıştır. Duyarlılık analizinde, diğer değişkenler

sabitken verimlilik kaybı oranı yüzde 0,5 ve yüzde 1 olarak değiştirilmektedir.

1 MW kapasiteli PV santralin yıllık üretim miktarını etkileyen değişkenler

ortaya konduktan ve üretim miktarı belirlendikten sonra yıllık satış gelirinin

hesaplanması gerekmektedir. Bilindiği üzere YEK Kanunu kapsamında PV

santrallerden üretilen elektrik enerjisi için belirlenen FIT oranı, santral üretime

başladıktan sonra 10 yıl geçerli olmak üzere 13,3 sent/kWh’tır. Bununla birlikte, 10

yıl sonra FIT uygulamasının devam edip etmeyeceği hususuna yönelik henüz resmi

263 Ondraczek, 2014:610. 264 Bazilian at al, 2013:330. 265 Realini, 2003:37. 266 Cambell, 2008:10.

117

bir açıklama ya da yasal bir düzenleme yapılmamıştır. Dünyada PV piyasalarının

durumuna ve uygulanan politikalardaki gelişmelere bakıldığında Türkiye’de FIT

teşvik politikasının kanunen belirlenen süre tamamlandıktan sonra devam

etmeyeceği düşünülmektedir. Bu doğrultuda, 2006 yılından itibaren EPDK’nın Kurul

Kararı ile belirlediği krş/kWh birimindeki TORETOSAF’lar gözden geçirilmiş, ilgili

oldukları yılın ortalama döviz kuru üzerinden dolar kuruna çevrilmiş ve ortalamaları

bulunmuştur. Buna göre son 10 yılın ortalama TORETOSAF’ı yaklaşık 8 sent/kWh

seviyesindedir. Serbest piyasadaki ortalama fiyatların gelişimi de dikkate alınarak

yapılan değerlendirme sonucunda baz senaryoda, PV santralden üretilen birim

elektriğin satış fiyatının devletin belirlediği FIT oranının geçerli olduğu ilk 10

seneden sonraki 15 sene boyunca (2026 yılından itibaren 2041 yılına kadar) 8

sent/kWh olacağı varsayılmaktadır.

5.2.4. Fotovoltaik sistem yıllık karbon gelirlerinin belirlenmesinde kullanılan

varsayımlar

Güneş enerjisi projeleri gönüllü karbon ticareti kapsamında işlem gören sera

gazı emisyonunu azaltıcı faaliyetler arasında yer almaktadır. Karbon ticareti

piyasaları zorunlu ve gönüllü olmak üzere ikiye ayrılmaktadır. Türkiye’de henüz

zorunlu karbon piyasaları oluşturulmamakla beraber bireylerin, kurum ve

kuruluşların, özel şirketlerin, sivil toplum örgütlerinin faaliyetleri sonucunda oluşan

sera gazı emisyonlarının gönüllü olarak azaltımını teşvik edecek bir gönüllü karbon

piyasası bulunmaktadır.267 Devletin belirlediği politikalardan ve hedeflerden

bağımsız olarak gönüllülük esasıyla gerçekleşen karbon piyasalarına sera gazı

emisyonunu azaltan faaliyetlerin tamamı katılabilmektedir. Gönüllü karbon

piyasalarında azaltımların niteliğini ve bu azaltımı gerçekleştiren projeleri

sertifikalandıran standartlar bulunmaktadır. Bu standartlar doğrultusunda karbon

kredileri emisyon azaltımı sağlayan projelere verilmektedir. Sonrasında sera gazı

salımına neden olan organizasyonlar faaliyetleri çerçevesinde oluşturdukları

(atmosfere salımını gerçekleştirdikleri) sera gazlarını hesaplayarak bu emisyonlarını

267 YEGM, 15.05.2015. <http://www.eie.gov.tr/iklim_deg/emisyon_ticareti.aspx>

117

116

oldukça önemlidir. PV sistemlerin ekonomik ömürlerinin tahmininde genellikle

modül imalatçılarının verdikleri 20-25 yıl arasında değişen garanti süresi dikkate

alınmaktadır.263 Diğer taraftan yapılan araştırmalar, PV sistem ekonomik ömrünün

40 yıla, hatta kristal silikon teknolojisinde 50 yıla kadar yükselebileceğini

göstermektedir.264 Fizibilite çalışmasında PV GES ekonomik ömrü 25 yıl

varsayılmıştır. Duyarlılık analizinde PV sistemin ekonomik ömrünün 20 ve 30 yıl

olması halinde elde edilecek sonuçlara bakılmaktadır.

Bir PV sistemin ekonomik ömrü boyunca elektrik üretim miktarı, panellerin

yıllık verimlilik kaybına bağlı olarak azalmaktadır. Modüllerin performansı; iklim

şartları, nem, oksitlenme gibi nedenlerden dolayı olumsuz etkilenmektedir.

Modüllerin verimlilik kaybını ölçmek için bugüne kadar birçok çalışma yapılmıştır.

Bunlardan birinde, 19-23 yıl boyunca üretim yapan kristal silikon teknolojilerin yıllık

verimlilik kaybının yüzde 0,75 oranında gerçekleştiği anlaşılmıştır. Başka bir

araştırmada 1982 yılında inşa edilen 18 adet kristal silikon PV sistemin 1982-2003

yılları arasındaki üretim seviyelerine bakılmış, 1999 yılına kadar yıllık verimlilik

kaybının yüzde 0,26 oranında gerçekleştiği, ancak bu oranın son dört yılda yüzde

1,20’ye yükseldiği görülmüştür.265 Ticari PV sistem modüllerinin imalatçıları

genellikle yıllık verimlilik kaybı oranının yüzde 0,5-1,0 arasında kalacağını garanti

etmektedirler.266 Literatürde yer alan çalışmalardaki genel yaklaşım çerçevesinde baz

senaryoda, verimlilik kaybının santral ekonomik ömrü boyunca yıllık ortalama yüzde

0,8 oranında gerçekleşeceği varsayılmıştır. Duyarlılık analizinde, diğer değişkenler

sabitken verimlilik kaybı oranı yüzde 0,5 ve yüzde 1 olarak değiştirilmektedir.

1 MW kapasiteli PV santralin yıllık üretim miktarını etkileyen değişkenler

ortaya konduktan ve üretim miktarı belirlendikten sonra yıllık satış gelirinin

hesaplanması gerekmektedir. Bilindiği üzere YEK Kanunu kapsamında PV

santrallerden üretilen elektrik enerjisi için belirlenen FIT oranı, santral üretime

başladıktan sonra 10 yıl geçerli olmak üzere 13,3 sent/kWh’tır. Bununla birlikte, 10

yıl sonra FIT uygulamasının devam edip etmeyeceği hususuna yönelik henüz resmi

263 Ondraczek, 2014:610. 264 Bazilian at al, 2013:330. 265 Realini, 2003:37. 266 Cambell, 2008:10.

117

bir açıklama ya da yasal bir düzenleme yapılmamıştır. Dünyada PV piyasalarının

durumuna ve uygulanan politikalardaki gelişmelere bakıldığında Türkiye’de FIT

teşvik politikasının kanunen belirlenen süre tamamlandıktan sonra devam

etmeyeceği düşünülmektedir. Bu doğrultuda, 2006 yılından itibaren EPDK’nın Kurul

Kararı ile belirlediği krş/kWh birimindeki TORETOSAF’lar gözden geçirilmiş, ilgili

oldukları yılın ortalama döviz kuru üzerinden dolar kuruna çevrilmiş ve ortalamaları

bulunmuştur. Buna göre son 10 yılın ortalama TORETOSAF’ı yaklaşık 8 sent/kWh

seviyesindedir. Serbest piyasadaki ortalama fiyatların gelişimi de dikkate alınarak

yapılan değerlendirme sonucunda baz senaryoda, PV santralden üretilen birim

elektriğin satış fiyatının devletin belirlediği FIT oranının geçerli olduğu ilk 10

seneden sonraki 15 sene boyunca (2026 yılından itibaren 2041 yılına kadar) 8

sent/kWh olacağı varsayılmaktadır.

5.2.4. Fotovoltaik sistem yıllık karbon gelirlerinin belirlenmesinde kullanılan

varsayımlar

Güneş enerjisi projeleri gönüllü karbon ticareti kapsamında işlem gören sera

gazı emisyonunu azaltıcı faaliyetler arasında yer almaktadır. Karbon ticareti

piyasaları zorunlu ve gönüllü olmak üzere ikiye ayrılmaktadır. Türkiye’de henüz

zorunlu karbon piyasaları oluşturulmamakla beraber bireylerin, kurum ve

kuruluşların, özel şirketlerin, sivil toplum örgütlerinin faaliyetleri sonucunda oluşan

sera gazı emisyonlarının gönüllü olarak azaltımını teşvik edecek bir gönüllü karbon

piyasası bulunmaktadır.267 Devletin belirlediği politikalardan ve hedeflerden

bağımsız olarak gönüllülük esasıyla gerçekleşen karbon piyasalarına sera gazı

emisyonunu azaltan faaliyetlerin tamamı katılabilmektedir. Gönüllü karbon

piyasalarında azaltımların niteliğini ve bu azaltımı gerçekleştiren projeleri

sertifikalandıran standartlar bulunmaktadır. Bu standartlar doğrultusunda karbon

kredileri emisyon azaltımı sağlayan projelere verilmektedir. Sonrasında sera gazı

salımına neden olan organizasyonlar faaliyetleri çerçevesinde oluşturdukları

(atmosfere salımını gerçekleştirdikleri) sera gazlarını hesaplayarak bu emisyonlarını

267 YEGM, 15.05.2015. <http://www.eie.gov.tr/iklim_deg/emisyon_ticareti.aspx>

118

118

azaltmak ve dengelemek için karbon kredileri satın almaktadırlar. Bu şekilde sera

gazı salımını azaltan yatırımlar desteklenmiş olmaktadır.

1 MW kapasiteli PV santral projesinin gönüllü karbon piyasasına katılması

halinde elektrik satış gelirlerine ilâve olarak karbon gelirleri elde edilecektir. Karbon

gelirlerinin hesaplanabilmesi için öncelikle PV santrallerin emisyon azaltım

faktörünün268 belirlenmesi gerekmektedir. 2009 yılında DPT, Çevre ve Orman

Bakanlığı, TÜSİAD ve UNDP işbirliğiyle gerçekleştirilen “İklim Değişikliği ile

Mücadele için Kapasitelerin Artırılması” projesi kapsamında hazırlanan Türkiye’deki

Yenilenebilir Enerji Kapasitesinin Karbon Finansmanı Üzerindeki Etkileri (Impact

Scenarios of Carbon Finance on the Renewable Power Capacity of Turkey) isimli

raporda PV santrallerde emisyon azaltım faktörü 0,60 tCO2e/MWh olarak tespit

edilmiştir.269 Emisyon azaltım miktarı, üretim miktarının emisyon azaltım faktörüyle

çarpılması sonucunda bulunmaktadır

Türkiye’nin yenilenebilir enerji projelerinin çoğunluğu AB gönüllü karbon

piyasasında yer almaktadır. Ecosystem Marketplace’ın son araştırmasında, 2014

yılından önce Türkiye’de ortalama karbon fiyatlarının 4 Dolar/tCO2e’nin altına

düşmediği, ancak söz konusu yılda ortalama fiyatın 2,4 Dolar/tCO2e’e gerilediği

bilgileri yer almaktadır.270 Son birkaç yılda standartlara göre fiyatları yükselten iyi

projelerin sayısındaki azalmayla beraber Türkiye için ortalama karbon fiyatları da

düşmüştür.271 Çalışmada bu değer baz alınarak PV tesisin ekonomik ömrü boyunca

karbon fiyatının 2,4 Dolar/tCO2e olacağı varsayılmıştır. Bu kapsamda, 1 MW

kapasiteli PV santralinin karbon gelirinin ilk üretim yılı sonunda 2.261 Dolar (1.570

MWh×0,60 tCO2e/MWh×2,4 Dolar /tCO2e) olacağı hesaplanmıştır..

5.2.5. Finansal analiz çalışmasının sonuçları

Finansal analiz kapsamında Konya ilinde kurulması öngörülen 1 MW

kapasiteli PV santralin ilk yatırım maliyeti ve ekonomik ömrü boyunca ortaya çıkan

gelir ve giderleri belirlendikten sonra nakit akış tablosu hazırlanmıştır (Tablo 5.8).

268 Emisyon azaltım faktörü, belirli bir teknolojiden birim MWh üretimin CO2 azaltım miktarını ifade etmektedir. 269 Aslan, 2010:20. 270 Ecosystem Marketplace, 2015:31. 271 Ecosystem Marketplace, 2014:56.

119

118

azaltmak ve dengelemek için karbon kredileri satın almaktadırlar. Bu şekilde sera

gazı salımını azaltan yatırımlar desteklenmiş olmaktadır.

1 MW kapasiteli PV santral projesinin gönüllü karbon piyasasına katılması

halinde elektrik satış gelirlerine ilâve olarak karbon gelirleri elde edilecektir. Karbon

gelirlerinin hesaplanabilmesi için öncelikle PV santrallerin emisyon azaltım

faktörünün268 belirlenmesi gerekmektedir. 2009 yılında DPT, Çevre ve Orman

Bakanlığı, TÜSİAD ve UNDP işbirliğiyle gerçekleştirilen “İklim Değişikliği ile

Mücadele için Kapasitelerin Artırılması” projesi kapsamında hazırlanan Türkiye’deki

Yenilenebilir Enerji Kapasitesinin Karbon Finansmanı Üzerindeki Etkileri (Impact

Scenarios of Carbon Finance on the Renewable Power Capacity of Turkey) isimli

raporda PV santrallerde emisyon azaltım faktörü 0,60 tCO2e/MWh olarak tespit

edilmiştir.269 Emisyon azaltım miktarı, üretim miktarının emisyon azaltım faktörüyle

çarpılması sonucunda bulunmaktadır

Türkiye’nin yenilenebilir enerji projelerinin çoğunluğu AB gönüllü karbon

piyasasında yer almaktadır. Ecosystem Marketplace’ın son araştırmasında, 2014

yılından önce Türkiye’de ortalama karbon fiyatlarının 4 Dolar/tCO2e’nin altına

düşmediği, ancak söz konusu yılda ortalama fiyatın 2,4 Dolar/tCO2e’e gerilediği

bilgileri yer almaktadır.270 Son birkaç yılda standartlara göre fiyatları yükselten iyi

projelerin sayısındaki azalmayla beraber Türkiye için ortalama karbon fiyatları da

düşmüştür.271 Çalışmada bu değer baz alınarak PV tesisin ekonomik ömrü boyunca

karbon fiyatının 2,4 Dolar/tCO2e olacağı varsayılmıştır. Bu kapsamda, 1 MW

kapasiteli PV santralinin karbon gelirinin ilk üretim yılı sonunda 2.261 Dolar (1.570

MWh×0,60 tCO2e/MWh×2,4 Dolar /tCO2e) olacağı hesaplanmıştır..

5.2.5. Finansal analiz çalışmasının sonuçları

Finansal analiz kapsamında Konya ilinde kurulması öngörülen 1 MW

kapasiteli PV santralin ilk yatırım maliyeti ve ekonomik ömrü boyunca ortaya çıkan

gelir ve giderleri belirlendikten sonra nakit akış tablosu hazırlanmıştır (Tablo 5.8).

268 Emisyon azaltım faktörü, belirli bir teknolojiden birim MWh üretimin CO2 azaltım miktarını ifade etmektedir. 269 Aslan, 2010:20. 270 Ecosystem Marketplace, 2015:31. 271 Ecosystem Marketplace, 2014:56.

119

Tab

lo 5

.8. B

az S

enar

yoda

1 M

W K

apas

iteli

Foto

volta

ik S

antr

al Y

atır

ımın

ın N

akit

Akı

ş Tab

losu

(D

olar

)

2015

20

16

2017

20

18

2019

20

20

2021

20

22

2023

20

24

2025

20

26

2027

Ü

retim

Mik

tarın

daki

A

zalm

a O

ranı

(%)

1,

000

0,99

2 0,

984

0,97

6 0,

968

0,96

1 0,

953

0,94

5 0,

938

0,93

0 0,

923

0,91

5

Üre

tim (M

Wh)

1.57

0 1.

557

1.54

5 1.

533

1.52

0 1.

508

1.49

6 1.

484

1.47

2 1.

461

1.44

9 1.

437

Tarif

e M

ikta

rı (D

olar

/M

Wh)

133

133

133

133

133

133

133

133

133

133

80

80

1-N

akit

Gir

işle

ri

21

1.07

1 20

9.38

2 20

7.70

7 20

6.04

6 20

4.39

7 20

2.76

2 20

1.14

0 19

9.53

1 19

7.93

5 19

6.35

1 11

7.99

2 11

7.04

8 Sa

tış G

elirl

eri

20

8.81

0 20

7.14

0 20

5.48

2 20

3.83

9 20

2.20

8 20

0.59

0 19

8.98

5 19

7.39

4 19

5.81

4 19

4.24

8 11

5.90

6 11

4.97

9 K

arbo

n G

elirl

eri

2.

261

2.24

3 2.

225

2.20

7 2.

189

2.17

2 2.

154

2.13

7 2.

120

2.10

3 2.

086

2.07

0 2-

Nak

it Ç

ıkış

ları

27

5.50

2 15

4.78

2 15

5.19

7 15

5.65

9 15

6.17

3 15

6.73

9 15

7.36

2 15

8.04

5 15

8.79

0 15

9.60

2 16

0.48

5 54

.657

54

.468

İş

letm

e ve

Bak

ım

Gid

erle

ri (*

)

28.7

55

28.7

55

28.7

55

28.7

55

28.7

55

28.7

55

28.7

55

28.7

55

28.7

55

28.7

55

28.7

55

28.7

55

Sist

em K

ulla

nım

B

edel

i

10.0

68

10.0

68

10.0

68

10.0

68

10.0

68

10.0

68

10.0

68

10.0

68

10.0

68

10.0

68

10.0

68

10.0

68

Özk

ayna

k 27

5.50

2

K

redi

Öde

mel

eri (

**)

11

2.29

6 11

2.29

6 11

2.29

6 11

2.29

6 11

2.29

6 11

2.29

6 11

2.29

6 11

2.29

6 11

2.29

6 11

2.29

6

i)F

aiz

Öde

mes

i

49.5

90

45.8

28

41.8

40

37.6

13

33.1

32

28.3

82

23.3

47

18.0

10

12.3

53

6.35

6

ii)

Ana

para

Öde

mes

i

62.7

05

66.4

68

70.4

56

74.6

83

79.1

64

83.9

14

88.9

49

94.2

86

99.9

43

105.

939

Ver

gi Ö

dem

eler

i (**

*)

3.

663

4.07

8 4.

541

5.05

4 5.

621

6.24

3 6.

926

7.67

2 8.

484

9.36

6 15

.834

15

.645

3-

Nak

it A

kışı

(1-2

) -2

75.5

02

56.2

89

54.1

85

52.0

48

49.8

73

47.6

58

45.4

00

43.0

95

40.7

41

38.3

32

35.8

66

63.3

36

62.5

80

4- N

akit

Akı

şını

n N

BD

-2

75.5

02

53.6

08

49.1

48

44.9

61

41.0

31

37.3

41

33.8

78

30.6

27

27.5

75

24.7

09

22.0

19

37.0

31

34.8

47

4-K

ümül

atif

Nak

it A

kışı

nın

NB

D

-253

.118

-1

95.1

12

-141

.721

-9

2.66

3 -4

7.67

4 -6

.505

31

.076

65

.287

96

.334

12

4.41

0 14

9.69

5 18

4.56

2 21

7.34

8

(*) İ

şlet

me

ve b

akım

gid

erle

ri ça

lışm

anın

109

’unc

u sa

yfas

ında

bel

irtild

iği ü

zere

202

8 yı

lı ha

ricin

de d

iğer

yıll

arda

sabi

t var

sayı

lmış

tır.

(**)

Kre

di g

eri ö

dem

eler

i yıll

ık e

şit t

aksi

tlerle

yap

ılmak

tadı

r. H

er y

ıl ka

lan

anap

ara

üzer

inde

n fa

iz m

ikta

rı he

sapl

anm

akta

dır.

Böy

lece

, öde

nen

faiz

mik

tarı

ilerle

yen

yılla

rda

azal

mak

la b

erab

er a

napa

ra ö

dem

esi a

rtmak

tadı

r. (*

**) Y

ıllık

kur

umla

r ver

gisi

öde

me

mik

tarın

ın a

yrın

tılı g

öste

rimi

EK.4

‘de

yer a

lmak

tadı

r.

120

120

Tab

lo 5

.8. B

az S

enar

yoda

1 M

W K

apas

iteli

Foto

volta

ik S

antr

al Y

atır

ımın

ın N

akit

Akı

ş Tab

losu

(Dev

amı)

(Dol

ar)

20

28

2029

20

30

2031

20

32

2033

20

34

2035

20

36

2037

20

38

2039

20

40

Üre

tim M

ikta

rında

ki

Aza

lma

Ora

nı (%

) 0,

908

0,90

1 0,

894

0,88

6 0,

879

0,87

2 0,

865

0,85

8 0,

852

0,84

5 0,

838

0,83

1 0,

825

Üre

tim (M

Wh)

1.

426

1.41

4 1.

403

1.39

2 1.

381

1.37

0 1.

359

1.34

8 1.

337

1.32

6 1.

316

1.30

5 1.

295

Tarif

e M

ikta

rı (D

olar

/M

Wh)

80

80

80

80

80

80

80

80

80

80

80

80

80

1-N

akit

Gir

işle

ri

116.

112

115.

183

114.

262

113.

348

112.

441

111.

541

110.

649

109.

764

108.

886

108.

015

107.

151

106.

293

105.

443

Elek

trik

Satış

Gel

irler

i 11

4.05

9 11

3.14

7 11

2.24

1 11

1.34

3 11

0.45

3 10

9.56

9 10

8.69

3 10

7.82

3 10

6.96

0 10

6.10

5 10

5.25

6 10

4.41

4 10

3.57

9 K

arbo

n G

elirl

eri

2.05

3 2.

037

2.02

0 2.

004

1.98

8 1.

972

1.95

6 1.

941

1.92

5 1.

910

1.89

5 1.

879

1.86

4 2-

Nak

it Ç

ıkış

ları

11

7.30

7 54

.095

53

.911

53

.728

53

.547

53

.367

53

.188

53

.011

52

.836

52

.661

52

.489

52

.317

52

.147

İş

letm

e ve

Bak

ım

Gid

erle

ri 10

7.53

8 28

.755

28

.755

28

.755

28

.755

28

.755

28

.755

28

.755

28

.755

28

.755

28

.755

28

.755

28

.755

Sist

em K

ulla

nım

Bed

eli

10.0

68

10.0

68

10.0

68

10.0

68

10.0

68

10.0

68

10.0

68

10.0

68

10.0

68

10.0

68

10.0

68

10.0

68

10.0

68

Özk

ayna

k

Kre

di Ö

dem

eler

i

i)Fai

z Ö

dem

esi

ii)

Ana

para

Öde

mes

i

Ver

gi Ö

dem

eler

i -2

99

15.2

72

15.0

88

14.9

05

14.7

24

14.5

44

14.3

65

14.1

88

14.0

13

13.8

38

13.6

66

13.4

94

13.3

24

3- N

akit

Akı

şı (1

-2)

-1.1

95

61.0

88

60.3

51

59.6

20

58.8

94

58.1

75

57.4

61

56.7

53

56.0

50

55.3

53

54.6

62

53.9

76

53.2

96

4- N

akit

Akı

şını

n N

BD

-6

34

30.8

54

29.0

30

27.3

12

25.6

95

24.1

73

22.7

39

21.3

89

20.1

19

18.9

23

17.7

96

16.7

36

15.7

38

5-K

ümül

atif

Nak

it A

kışı

nın

NB

D

160.

639

191.

493

220.

523

247.

835

273.

531

297.

704

320.

443

341.

832

361.

951

380.

874

398.

670

415.

406

431.

145

121

PV santral yatırımının nakit akış tablosunda görüldüğü üzere, tesisin

işletmeye gireceği yıldan (2016) itibaren nakit girişlerinin nakit çıkışlarından fazla

olacağı öngörülmektedir. Baz senaryodaki varsayımlar doğrultusunda yapılan

finansal analiz sonucunda; yatırımın NBD’si 431.145 Dolar, LCOE’si 90,73

Dolar/MWh, İKO’su yüzde 17,81, ilk yatırım maliyetinin İGÖS 6 yıl 6 ay

hesaplanmıştır. (Tablo 5.9) NBD’nin sıfırdan büyük, LCOE değerinin 133

Dolar/MWh’ten düşük hesaplanması yatırımın yapılabilir olduğunu göstermektedir.

Ayrıca, PV sistem yatırım projelerinde ilk yatırım maliyetinin en fazla 10 yıl

içerisinde kendini ödemesi gerektiği varsayılmaktadır.272 Baz senaryoda hesaplanan

İGÖS’ün olumlu yatırım kararı alınabilir bir süre olduğu değerlendirilmektedir. İKO

değerinin indirgeme oranının üzerinde kalması da yatırımının ekonomik değerini

olumlu etkilemektedir.

Tablo 5.9. Baz Senaryodan Elde Edilen Ekonomik Performans Ölçütleri ve Bunların Değerlendirilmesi

Baz Senaryo LCOE

(Dolar/MWh)

NBD

(Dolar)

İKO

(%)

İGÖS

(Yıl, Ay)

Sonuçlar 90,73 431.145 17,81 6 Yıl 6 Ay

Değerlendirme LCOE<133 NBD>0 İKO>yüzde 5 İGÖS<10yıl

Kaynak: Yazar tarafından hazırlanmıştır.

Seçilen bazı parametrelerdeki değişikliklerin analiz sonucunu nasıl

etkilediğini görmek amacıyla duyarlılık analizi yapılmıştır. Söz konusu analizle;

tesisin ekonomik ömründe, garantili alım süresinin tamamlanmasından sonraki

elektrik satış fiyatında, indirgeme oranında, yatırımın finansmanında kullanılan borç-

özkaynak oranında, yatırımın gerçekleştirildiği yerde ve kullanılan modüllerdeki

verimlilik azalış oranında olabilecek değişikliklerin projenin LCOE, NBD, İKO ve

İGÖS değerleri üzerindeki etkisi değerlendirilmektedir. Ayrıca, modülün yerli panel

firmasından temin edilmesi halinde gerçekleşecek yatırımın finansal analizi

yapılmaktadır. Tablo 5.10’da gösterilen duyarlılık analizi sonuçları aşağıda ayrıntılı

bir şekilde değerlendirilmektedir.

272 Drury at al, 2011:27.

121

121

PV santral yatırımının nakit akış tablosunda görüldüğü üzere, tesisin

işletmeye gireceği yıldan (2016) itibaren nakit girişlerinin nakit çıkışlarından fazla

olacağı öngörülmektedir. Baz senaryodaki varsayımlar doğrultusunda yapılan

finansal analiz sonucunda; yatırımın NBD’si 431.145 Dolar, LCOE’si 90,73

Dolar/MWh, İKO’su yüzde 17,81, ilk yatırım maliyetinin İGÖS 6 yıl 6 ay

hesaplanmıştır. (Tablo 5.9) NBD’nin sıfırdan büyük, LCOE değerinin 133

Dolar/MWh’ten düşük hesaplanması yatırımın yapılabilir olduğunu göstermektedir.

Ayrıca, PV sistem yatırım projelerinde ilk yatırım maliyetinin en fazla 10 yıl

içerisinde kendini ödemesi gerektiği varsayılmaktadır.272 Baz senaryoda hesaplanan

İGÖS’ün olumlu yatırım kararı alınabilir bir süre olduğu değerlendirilmektedir. İKO

değerinin indirgeme oranının üzerinde kalması da yatırımının ekonomik değerini

olumlu etkilemektedir.

Tablo 5.9. Baz Senaryodan Elde Edilen Ekonomik Performans Ölçütleri ve Bunların Değerlendirilmesi

Baz Senaryo LCOE

(Dolar/MWh)

NBD

(Dolar)

İKO

(%)

İGÖS

(Yıl, Ay)

Sonuçlar 90,73 431.145 17,81 6 Yıl 6 Ay

Değerlendirme LCOE<133 NBD>0 İKO>yüzde 5 İGÖS<10yıl

Kaynak: Yazar tarafından hazırlanmıştır.

Seçilen bazı parametrelerdeki değişikliklerin analiz sonucunu nasıl

etkilediğini görmek amacıyla duyarlılık analizi yapılmıştır. Söz konusu analizle;

tesisin ekonomik ömründe, garantili alım süresinin tamamlanmasından sonraki

elektrik satış fiyatında, indirgeme oranında, yatırımın finansmanında kullanılan borç-

özkaynak oranında, yatırımın gerçekleştirildiği yerde ve kullanılan modüllerdeki

verimlilik azalış oranında olabilecek değişikliklerin projenin LCOE, NBD, İKO ve

İGÖS değerleri üzerindeki etkisi değerlendirilmektedir. Ayrıca, modülün yerli panel

firmasından temin edilmesi halinde gerçekleşecek yatırımın finansal analizi

yapılmaktadır. Tablo 5.10’da gösterilen duyarlılık analizi sonuçları aşağıda ayrıntılı

bir şekilde değerlendirilmektedir.

272 Drury at al, 2011:27.

122

122

PV sistem ekonomik ömrü, yatırımın finansal analiz sonuçlarını etkileyen

önemli değişkenlerden biridir. İlk yatırım maliyeti sabit olan santralin ekonomik

ömrünün kısalması ya da uzaması; elektrik satış gelirlerini, tesisin ekonomik ömrü

boyunca ödenen toplam işletme ve bakım maliyetlerini ve böylece PV sistem

ekonomik performans ölçütlerinin değerlerini değiştirmektedir. Baz senaryoda

varsayılan tesis ekonomik ömrü 5 yıl arttığında (30 yıl) LCOE değeri 87,09

Dolar/MWh’a düşmekte, 5 yıl azaldığında (20 yıl) ise LCOE değeri 96,68

Dolar/MWh’e yükselmektedir. Santral ekonomik ömrü uzadığında üretilen toplam

elektrik miktarındaki artış toplam ödenen işletme ve bakım maliyetlerindeki ve diğer

maliyetlerdeki artıştan oransal olarak fazla olduğu için LCOE değeri azalmaktadır.

Santral ekonomik ömrünün azalması halinde ise tam tersi bir durum söz konusu

olmaktadır. Benzer şekilde, santralin ekonomik ömrü 30 yıla uzadığında NBD 5 yıl

için yıllık ortalama 13.132 Dolar artarak 496.805 Dolara yükselmektedir. Santral

ekonomik ömrü 20 yıla gerilediğinde projenin NBD değeri 5 yıl için yıllık ortalama

17.953 Dolar azalarak 341.382 Dolar olmaktadır.

PV santral yatırımlarının değerlendirme ölçütlerini etkileyen parametrelerden

biri de elektrik satış fiyatıdır. Baz senaryoda santralin ekonomik ömrünün ilk on

yılından sonra FIT’in uygulanmayacağı varsayılmıştır. Duyarlılık analizinde ise,

öncelikle FIT oranlarının tesisin ekonomik ömrü boyunca geçerli olacağı tahmini

doğrultusunda PV sistem ekonomik performans ölçütlerindeki değişimler

incelenmiştir. Ardından, ilk on yıldan sonraki elektrik satış fiyatlarının 7 ve 9

sent/kWh olacağı varsayımına göre analiz tekrarlanmıştır. Elektrik satış fiyatı satış

gelirlerini etkilediğinden santral sahibinin ödediği vergi miktarı değişmekte, bu da

LCOE değerinin baz senaryodakinden farklı sonuçlanmasına neden olmaktadır.

Duyarlılık analizleri sonuçlarından, 10 yıl sonra elektrik satış fiyatlarıyla yatırımın

LCOE, NBD ve İKO değerlerinin doğru orantılı olarak hareket ettiği anlaşılmıştır.

FIT’in PV tesisin ekonomik ömrü boyunca devam etmesi halinde yatırımın NBD’si

baz senaryodaki değerinden yüzde 86 oranında artarak 804.100 Dolara, İKO’su

yüzde 21,05’e, LCOE’si 95,27 Dolar/MWh’e yükselmektedir. Elektrik satış fiyatı 9

sent/kWh olduğunda, yatırımın NBD’si 501.514 Dolara, LCOE’si 91,59

123

Dolar/MWh’e, İKO’su yüzde 18,55’e yükselmekte, satış fiyatı 7 sent/kWh’a

indiğinde yatırımın NBD’si 360.776 Dolara, LCOE’si 89,87 Dolar/MWh’e, İKO’su

yüzde 16,97’ye düşmektedir. Diğer taraftan, alım garantisinin geçerli olduğu ilk on

sene içerisinde yatırım kendisini geri ödediğinden son on beş yılda birim elektrik

satış fiyatındaki değişim yatırımın İGÖS’ünü etkilememektedir.

Baz senaryoda, PV sistemin kurulumunda yerli ürün kullanılmadığı, tüm

makine ve ekipmanların ithal edildiği varsayılmıştır. Hâlihazırda yerli modül

fabrikalarında modül imalatının en fazla yüzde 55’i yurt içinde gerçekleştirildiği

bilinmektedir. Bu nedenle santral üretime geçtiği tarihten itibaren 5 yıl boyunca satış

fiyatına en fazla YEK Kanununda II Sayılı Cetvelde PV modül için belirlenen ilave

teşvik fiyatının yüzde 55’ine tekabül eden 0,715 sent/kWh (1,3 Dolar

sent/kWh×0,55) ilâve edilmektedir. Bilindiği üzere, santralin yerli panel firması

tarafından kurulması halinde yatırımın maliyeti 1,19 milyon Dolara yükselmektedir.

Bu veriler ışığında tekrarlanan finansal analiz sonucunda yatırımın NBD’si 380.101

Dolar, İKO’su yüzde 15,58, LCOE’si 95,55 Dolar/MWh olarak bulunmaktadır.

Ayrıca projenin İGÖS’ü 7 yıl 11 aya uzamaktadır. Bu analizden anlaşıldığı üzere,

daha pahalı olan yerli malzemeleri kullanmak, devletin bu alanda sağladığı teşvike

rağmen proje kârlılığını olumsuz yönde etkilemektedir. Söz konusu tespit, yerli

ekipman desteğinin kurgusunun gözden geçirilmesinde fayda olabileceğine işaret

etmektedir.

Finansal analizlerde kullanılan indirgeme oranının seviyesini belirleyen en

önemli faktör yatırımcıların finansal risklere olan yaklaşımıdır. PV santral

yatırımlarında net nakit akımları içerisinde fiyat riski ve üretim riski olmak üzere iki

tür risk vardır. Fiyat riski; politik, teknolojik ve demografik belirsizlikler sonucunda

zaman içinde enerji fiyatlarının öngörülemeyen bir şekilde dalgalanmasıdır. Üretim

riski ise, fiyat riskinden farklı olarak sistematik bir risk olmayıp meteorolojik ve

operasyonel belirsizlikler neticesinde santral üretim miktarının değişmesidir. Güneş

enerjisi potansiyeli yüksek olan Türkiye’de aylık ve yıllık bazda PV üretim riski

düşüktür. Buna mukabil fiyat riskinin, siyasi ve ekonomik risklere bağlı olduğundan

öngörülmesi oldukça zordur. Türkiye’de GES’ler için getirilen on yıl süreli alım

garantisi, fiyat riskini büyük oranda azaltmaktadır. Bu nedenle, baz senaryoda

123

122

PV sistem ekonomik ömrü, yatırımın finansal analiz sonuçlarını etkileyen

önemli değişkenlerden biridir. İlk yatırım maliyeti sabit olan santralin ekonomik

ömrünün kısalması ya da uzaması; elektrik satış gelirlerini, tesisin ekonomik ömrü

boyunca ödenen toplam işletme ve bakım maliyetlerini ve böylece PV sistem

ekonomik performans ölçütlerinin değerlerini değiştirmektedir. Baz senaryoda

varsayılan tesis ekonomik ömrü 5 yıl arttığında (30 yıl) LCOE değeri 87,09

Dolar/MWh’a düşmekte, 5 yıl azaldığında (20 yıl) ise LCOE değeri 96,68

Dolar/MWh’e yükselmektedir. Santral ekonomik ömrü uzadığında üretilen toplam

elektrik miktarındaki artış toplam ödenen işletme ve bakım maliyetlerindeki ve diğer

maliyetlerdeki artıştan oransal olarak fazla olduğu için LCOE değeri azalmaktadır.

Santral ekonomik ömrünün azalması halinde ise tam tersi bir durum söz konusu

olmaktadır. Benzer şekilde, santralin ekonomik ömrü 30 yıla uzadığında NBD 5 yıl

için yıllık ortalama 13.132 Dolar artarak 496.805 Dolara yükselmektedir. Santral

ekonomik ömrü 20 yıla gerilediğinde projenin NBD değeri 5 yıl için yıllık ortalama

17.953 Dolar azalarak 341.382 Dolar olmaktadır.

PV santral yatırımlarının değerlendirme ölçütlerini etkileyen parametrelerden

biri de elektrik satış fiyatıdır. Baz senaryoda santralin ekonomik ömrünün ilk on

yılından sonra FIT’in uygulanmayacağı varsayılmıştır. Duyarlılık analizinde ise,

öncelikle FIT oranlarının tesisin ekonomik ömrü boyunca geçerli olacağı tahmini

doğrultusunda PV sistem ekonomik performans ölçütlerindeki değişimler

incelenmiştir. Ardından, ilk on yıldan sonraki elektrik satış fiyatlarının 7 ve 9

sent/kWh olacağı varsayımına göre analiz tekrarlanmıştır. Elektrik satış fiyatı satış

gelirlerini etkilediğinden santral sahibinin ödediği vergi miktarı değişmekte, bu da

LCOE değerinin baz senaryodakinden farklı sonuçlanmasına neden olmaktadır.

Duyarlılık analizleri sonuçlarından, 10 yıl sonra elektrik satış fiyatlarıyla yatırımın

LCOE, NBD ve İKO değerlerinin doğru orantılı olarak hareket ettiği anlaşılmıştır.

FIT’in PV tesisin ekonomik ömrü boyunca devam etmesi halinde yatırımın NBD’si

baz senaryodaki değerinden yüzde 86 oranında artarak 804.100 Dolara, İKO’su

yüzde 21,05’e, LCOE’si 95,27 Dolar/MWh’e yükselmektedir. Elektrik satış fiyatı 9

sent/kWh olduğunda, yatırımın NBD’si 501.514 Dolara, LCOE’si 91,59

123

Dolar/MWh’e, İKO’su yüzde 18,55’e yükselmekte, satış fiyatı 7 sent/kWh’a

indiğinde yatırımın NBD’si 360.776 Dolara, LCOE’si 89,87 Dolar/MWh’e, İKO’su

yüzde 16,97’ye düşmektedir. Diğer taraftan, alım garantisinin geçerli olduğu ilk on

sene içerisinde yatırım kendisini geri ödediğinden son on beş yılda birim elektrik

satış fiyatındaki değişim yatırımın İGÖS’ünü etkilememektedir.

Baz senaryoda, PV sistemin kurulumunda yerli ürün kullanılmadığı, tüm

makine ve ekipmanların ithal edildiği varsayılmıştır. Hâlihazırda yerli modül

fabrikalarında modül imalatının en fazla yüzde 55’i yurt içinde gerçekleştirildiği

bilinmektedir. Bu nedenle santral üretime geçtiği tarihten itibaren 5 yıl boyunca satış

fiyatına en fazla YEK Kanununda II Sayılı Cetvelde PV modül için belirlenen ilave

teşvik fiyatının yüzde 55’ine tekabül eden 0,715 sent/kWh (1,3 Dolar

sent/kWh×0,55) ilâve edilmektedir. Bilindiği üzere, santralin yerli panel firması

tarafından kurulması halinde yatırımın maliyeti 1,19 milyon Dolara yükselmektedir.

Bu veriler ışığında tekrarlanan finansal analiz sonucunda yatırımın NBD’si 380.101

Dolar, İKO’su yüzde 15,58, LCOE’si 95,55 Dolar/MWh olarak bulunmaktadır.

Ayrıca projenin İGÖS’ü 7 yıl 11 aya uzamaktadır. Bu analizden anlaşıldığı üzere,

daha pahalı olan yerli malzemeleri kullanmak, devletin bu alanda sağladığı teşvike

rağmen proje kârlılığını olumsuz yönde etkilemektedir. Söz konusu tespit, yerli

ekipman desteğinin kurgusunun gözden geçirilmesinde fayda olabileceğine işaret

etmektedir.

Finansal analizlerde kullanılan indirgeme oranının seviyesini belirleyen en

önemli faktör yatırımcıların finansal risklere olan yaklaşımıdır. PV santral

yatırımlarında net nakit akımları içerisinde fiyat riski ve üretim riski olmak üzere iki

tür risk vardır. Fiyat riski; politik, teknolojik ve demografik belirsizlikler sonucunda

zaman içinde enerji fiyatlarının öngörülemeyen bir şekilde dalgalanmasıdır. Üretim

riski ise, fiyat riskinden farklı olarak sistematik bir risk olmayıp meteorolojik ve

operasyonel belirsizlikler neticesinde santral üretim miktarının değişmesidir. Güneş

enerjisi potansiyeli yüksek olan Türkiye’de aylık ve yıllık bazda PV üretim riski

düşüktür. Buna mukabil fiyat riskinin, siyasi ve ekonomik risklere bağlı olduğundan

öngörülmesi oldukça zordur. Türkiye’de GES’ler için getirilen on yıl süreli alım

garantisi, fiyat riskini büyük oranda azaltmaktadır. Bu nedenle, baz senaryoda

124

124

WACC yöntemiyle hesaplanan indirgeme oranı yüzde 5’tir. Diğer taraftan,

Türkiye’deki güneş enerjisi yatırımcıları genel olarak indirgeme oranını yaklaşık

yüzde 10 varsayarak projelerini değerlendirmektedirler.273 Dolayısıyla, duyarlılık

analizinde indirgeme oranının yüzde 8 ve yüzde 10 olması halinde PV sistem

ekonomik performans ölçütlerindeki değişimler değerlendirilmektedir. Duyarlılık

analizi sonucunda yatırımın LCOE değeri; indirgeme oranı yüzde 8 olduğunda 99,56

Dolar/MWh, yüzde 10 kabul edildiğinde ise 105,26 Dolar/MWh olarak bulunmuştur.

İndirgeme oranı yükseldiğinde; ilk yatırım maliyeti sabit kalırken tesisten üretilecek

toplam elektrikten elde edilecek gelirin günümüzdeki değeri azalmakta, LCOE

değeri yükselmektedir. LCOE’ye benzer şekilde yatırımın NBD’si indirgeme

oranındaki değişikliklere büyük oranda duyarlı olup söz konusu oran yüzde 8’e

yükseldiğinde NBD 256.726 Dolara, yüzde 10 olduğunda 176.169 Dolara

düşmektedir. İndirgeme oranı arttığında yatırımın İGÖS’ü uzamakta, diğer taraftan

İKO’su değişmemektedir.

Yatırımın finansmanında kullanılan kaynağın yapısı yatırım maliyetinin

büyüklüğünü ve dolayısıyla PV ekonomik performans ölçütlerinin sonuçlarını

değiştirmektedir. Yatırımın tamamı özkaynaktan finanse edildiğinde LCOE değeri

91,13 Dolar/MWh’e yükselmekte, NBD 423.022 Dolara düşmekte, İKO seviyesi

yüzde 9,98’e gerilemektedir. Türkiye’de güneş enerjisi yatırımlarının finansmanında

kullanılan kredilere uygulanan faiz oranları, LIBOR ve bankaların uyguladıkları

komisyon ücretinin toplamı kadar olup piyasada gerçekleşen faiz oranlarının

altındadır. Bu durum, PV yatırımlarının finansmanında özkaynaktan ziyade kredi

kaynaklarının tercih edilmesine neden olmaktadır. Ancak finans kuruluşlarının büyük

bölümü finansmanın belirli bir bölümünün özkaynaktan karşılanmasını zorunlu

tutmaktadır.

Son olarak, Türkiye genelinin PV sistem yatırımına uygunluğunu

değerlendirmek amacıyla her coğrafi bölgeden bir örnek şehir seçilmektedir. Baz

senaryodaki diğer değişkenler sabitken Adıyaman, Antalya, Çanakkale, İzmir,

Trabzon ve Van illeri için analiz tekrarlanmaktadır. Seçilen illerin üretim değerleri

PVGIS veri tabanından elde edilmiş olmakla beraber aynı ilin içerisinde birbirine 273 Gündergi, 2014:33.

125

yakın mesafelerdeki yerlerin rakım değerine göre üretim miktarının farklılaştığı

gözlenmiştir. Seçilen iller arasında Akdeniz Bölgesini temsil eden Antalya’da

kurulan PV santral yatırımı diğer illerle karşılaştırıldığında en düşük LCOE değerine

(87,81 Dolar/MWh) ve en yüksek İKO değerine (yüzde 20,47) sahip olmakta,

yatırım kendisini en kısa sürede (5 yıl 7 ay) ödemektedir. Duyarlılık analizi

sonuçlarına göre Antalya’dan sonra PV santral yatırımın en kârlı olduğu iller

sırasıyla; İzmir, Adıyaman, Van ve son olarak Çanakkale’dir. Trabzon için yapılan

finansal analizde PV yatırımın NBD’si (-129.890 Dolar) sıfırdan küçük bulunmuş,

yatırım kendisini geri ödeyememiş, İKO’su (yüzde 1,5) indirgeme oranından düşük

çıkmış ve LCOE’si (120,84 Dolar/MWh) duyarlılık analizindeki en yüksek değere

ulaşmıştır. Görüldüğü üzere, Karadeniz Bölgesini temsilen seçilen Trabzon ili

haricinde seçilen diğer illerde PV santralden elektrik üretiminin kârlı bir yatırım

olduğu anlaşılmaktadır.

Yıllık satış gelirlerini etkilemesi nedeniyle PV modüllerin yıllık üretim kaybı

oranı dikkate alınması gereken önemli bir parametredir. PV üretiminde yıllık yüzde

0,5 oranında azalma olması halinde LCOE değeri 88,76 Dolar/MWh’e düşmekte,

NBD 474.987 Dolara ve İKO yüzde 18,57’e yükselmektedir. PV üretim değerleri her

yıl yüzde 1 oranında azaldığında, NBD 402.798’ye inmekte, LCOE değeri

92,06’ya’e yükselmekte ve İKO yüzde 17,29 oranında gerçekleşmektedir.

Baz senaryoya ilâve olarak yapılan Trabzon ili haricindeki duyarlılık

analizleri sonucunda 1 MW kurulu güçteki PV tesisinin LCOE’si 87,81 ile 105,26

Dolar/MWh arasında değişmiş ve LCOE değerlerinin ortalaması 92,93 Dolar/MWh

bulunmuştur. Benzer şekilde NBD’ler 176.169 Dolar ile 804.100 Dolar arasında

farklılaşmış ve değerlerin ortalaması 418.864 Dolar olarak hesaplanmıştır. LCOE’nin

ortalama değerinden en fazla sapmasına neden olan parametreler; tesisin kurulduğu

bölgenin ışınım şiddeti, indirgeme oranı ve yatırım maliyetidir. Yatırımın NBD’sinde

en fazla değişikliğe neden olan bileşenler ise elektrik satış fiyatı, tesisin kurulduğu

yerdeki ışınım şiddeti ve indirgeme oranıdır.

125

124

WACC yöntemiyle hesaplanan indirgeme oranı yüzde 5’tir. Diğer taraftan,

Türkiye’deki güneş enerjisi yatırımcıları genel olarak indirgeme oranını yaklaşık

yüzde 10 varsayarak projelerini değerlendirmektedirler.273 Dolayısıyla, duyarlılık

analizinde indirgeme oranının yüzde 8 ve yüzde 10 olması halinde PV sistem

ekonomik performans ölçütlerindeki değişimler değerlendirilmektedir. Duyarlılık

analizi sonucunda yatırımın LCOE değeri; indirgeme oranı yüzde 8 olduğunda 99,56

Dolar/MWh, yüzde 10 kabul edildiğinde ise 105,26 Dolar/MWh olarak bulunmuştur.

İndirgeme oranı yükseldiğinde; ilk yatırım maliyeti sabit kalırken tesisten üretilecek

toplam elektrikten elde edilecek gelirin günümüzdeki değeri azalmakta, LCOE

değeri yükselmektedir. LCOE’ye benzer şekilde yatırımın NBD’si indirgeme

oranındaki değişikliklere büyük oranda duyarlı olup söz konusu oran yüzde 8’e

yükseldiğinde NBD 256.726 Dolara, yüzde 10 olduğunda 176.169 Dolara

düşmektedir. İndirgeme oranı arttığında yatırımın İGÖS’ü uzamakta, diğer taraftan

İKO’su değişmemektedir.

Yatırımın finansmanında kullanılan kaynağın yapısı yatırım maliyetinin

büyüklüğünü ve dolayısıyla PV ekonomik performans ölçütlerinin sonuçlarını

değiştirmektedir. Yatırımın tamamı özkaynaktan finanse edildiğinde LCOE değeri

91,13 Dolar/MWh’e yükselmekte, NBD 423.022 Dolara düşmekte, İKO seviyesi

yüzde 9,98’e gerilemektedir. Türkiye’de güneş enerjisi yatırımlarının finansmanında

kullanılan kredilere uygulanan faiz oranları, LIBOR ve bankaların uyguladıkları

komisyon ücretinin toplamı kadar olup piyasada gerçekleşen faiz oranlarının

altındadır. Bu durum, PV yatırımlarının finansmanında özkaynaktan ziyade kredi

kaynaklarının tercih edilmesine neden olmaktadır. Ancak finans kuruluşlarının büyük

bölümü finansmanın belirli bir bölümünün özkaynaktan karşılanmasını zorunlu

tutmaktadır.

Son olarak, Türkiye genelinin PV sistem yatırımına uygunluğunu

değerlendirmek amacıyla her coğrafi bölgeden bir örnek şehir seçilmektedir. Baz

senaryodaki diğer değişkenler sabitken Adıyaman, Antalya, Çanakkale, İzmir,

Trabzon ve Van illeri için analiz tekrarlanmaktadır. Seçilen illerin üretim değerleri

PVGIS veri tabanından elde edilmiş olmakla beraber aynı ilin içerisinde birbirine 273 Gündergi, 2014:33.

125

yakın mesafelerdeki yerlerin rakım değerine göre üretim miktarının farklılaştığı

gözlenmiştir. Seçilen iller arasında Akdeniz Bölgesini temsil eden Antalya’da

kurulan PV santral yatırımı diğer illerle karşılaştırıldığında en düşük LCOE değerine

(87,81 Dolar/MWh) ve en yüksek İKO değerine (yüzde 20,47) sahip olmakta,

yatırım kendisini en kısa sürede (5 yıl 7 ay) ödemektedir. Duyarlılık analizi

sonuçlarına göre Antalya’dan sonra PV santral yatırımın en kârlı olduğu iller

sırasıyla; İzmir, Adıyaman, Van ve son olarak Çanakkale’dir. Trabzon için yapılan

finansal analizde PV yatırımın NBD’si (-129.890 Dolar) sıfırdan küçük bulunmuş,

yatırım kendisini geri ödeyememiş, İKO’su (yüzde 1,5) indirgeme oranından düşük

çıkmış ve LCOE’si (120,84 Dolar/MWh) duyarlılık analizindeki en yüksek değere

ulaşmıştır. Görüldüğü üzere, Karadeniz Bölgesini temsilen seçilen Trabzon ili

haricinde seçilen diğer illerde PV santralden elektrik üretiminin kârlı bir yatırım

olduğu anlaşılmaktadır.

Yıllık satış gelirlerini etkilemesi nedeniyle PV modüllerin yıllık üretim kaybı

oranı dikkate alınması gereken önemli bir parametredir. PV üretiminde yıllık yüzde

0,5 oranında azalma olması halinde LCOE değeri 88,76 Dolar/MWh’e düşmekte,

NBD 474.987 Dolara ve İKO yüzde 18,57’e yükselmektedir. PV üretim değerleri her

yıl yüzde 1 oranında azaldığında, NBD 402.798’ye inmekte, LCOE değeri

92,06’ya’e yükselmekte ve İKO yüzde 17,29 oranında gerçekleşmektedir.

Baz senaryoya ilâve olarak yapılan Trabzon ili haricindeki duyarlılık

analizleri sonucunda 1 MW kurulu güçteki PV tesisinin LCOE’si 87,81 ile 105,26

Dolar/MWh arasında değişmiş ve LCOE değerlerinin ortalaması 92,93 Dolar/MWh

bulunmuştur. Benzer şekilde NBD’ler 176.169 Dolar ile 804.100 Dolar arasında

farklılaşmış ve değerlerin ortalaması 418.864 Dolar olarak hesaplanmıştır. LCOE’nin

ortalama değerinden en fazla sapmasına neden olan parametreler; tesisin kurulduğu

bölgenin ışınım şiddeti, indirgeme oranı ve yatırım maliyetidir. Yatırımın NBD’sinde

en fazla değişikliğe neden olan bileşenler ise elektrik satış fiyatı, tesisin kurulduğu

yerdeki ışınım şiddeti ve indirgeme oranıdır.

126

126

Tablo 5.10. 1 MW Kurulu Güçteki Fotovoltaik Sistemin Farklı Senaryolarda Ekonomik Performans Ölçütleri

Senaryo Parametreleri LCOE (Dolar/MWh)

NBD (Dolar)

İKO (%)

İGÖS (Yıl Ay)

1. Baz Senaryo 90,73 431.145 17,81 6 Yıl 6 Ay 2. Tesis Ekonomik Ömrü

20 96,68 341.382 17,32 6 Yıl 6 Ay 30 87,09 496.805 17,99 6 Yıl 6 Ay

3. 10 yıl Sonra Elektrik Satış Fiyatı (sent/kWh)

13,3 95,27 804.100 21,05 6 Yıl 6 Ay 9 91,59 501.514 18,55 6 Yıl 6 Ay 7 89,87 360.776 16,97 6 Yıl 6 Ay

4. Yerli Katkı Payı Alınması Durumunda Yatırım Maliyeti (Dolar)

1.192.007 95,55 380.101 15,58 7 Yıl 11 Ay 5. İndirgeme Oranı (%)

8 99,56 256.726 17,81 7 Yıl 7 Ay 10 105,26 176.169 17,81 8 Yıl 10 Ay

6. Finansmanında Kullanılan Özkaynak Borç Oranı (%)

%100 Özkaynak 91,13 423.022 9,98 9 Yıl 1 Ay %100 Kredi 90,60 433.852 - -

7. Tesisin Kurulduğu İl ve Yıllık Üretim Miktarı (MWh)

Van (1.510 MWh) 93,45 361.015 15,58 7 Yıl 10 Ay Antalya (1.640 MWh) 87,81 512.962 20,47 5 Yıl 7 Ay

Adıyaman (1.550 MWh) 91,61 407.768 17,06 6 Yıl 10 Ay Trabzon (1.090 MWh) 120,84 -129.890 1,5 -

Çanakkale (1.470 MWh) 95,38 314.262 14,12 9 Yıl 5 Ay İzmir (1.580 MWh) 90,3 442.833 18,19 6 Yıl 4 Ay

8. Verimlilik Azalış Oranı (%) 0,5 88,76 474.987 18,57 6 Yıl 3 Ay 1 92,06 402.798 17,29 6 Yıl 7 Ay

5.3. Türkiye Fotovoltaik Santrallerine İlişkin Gelecek Projeksiyonları

Türkiye’de PV santrallerden elektrik üretim yatırımlarının özel sektör

açısından yapılabilirliği önemli olmakla beraber, söz konusu yatırımların uzun

vadede kamunun enerji politikalarını belirlemesi açısından fayda ve maliyetlerinin

ortaya konulması oldukça önemlidir. Bunun yapılabilmesi için öncelikle Türkiye’de

PV yatırımlarının belirlenen bir yılda ulaşması muhtemel kurulu güç ve üretim

miktarının çeşitli senaryolarla tahmin edilmesi gerekmektedir. TEİAŞ’ın hazırladığı

127

126

Tablo 5.10. 1 MW Kurulu Güçteki Fotovoltaik Sistemin Farklı Senaryolarda Ekonomik Performans Ölçütleri

Senaryo Parametreleri LCOE (Dolar/MWh)

NBD (Dolar)

İKO (%)

İGÖS (Yıl Ay)

1. Baz Senaryo 90,73 431.145 17,81 6 Yıl 6 Ay 2. Tesis Ekonomik Ömrü

20 96,68 341.382 17,32 6 Yıl 6 Ay 30 87,09 496.805 17,99 6 Yıl 6 Ay

3. 10 yıl Sonra Elektrik Satış Fiyatı (sent/kWh)

13,3 95,27 804.100 21,05 6 Yıl 6 Ay 9 91,59 501.514 18,55 6 Yıl 6 Ay 7 89,87 360.776 16,97 6 Yıl 6 Ay

4. Yerli Katkı Payı Alınması Durumunda Yatırım Maliyeti (Dolar)

1.192.007 95,55 380.101 15,58 7 Yıl 11 Ay 5. İndirgeme Oranı (%)

8 99,56 256.726 17,81 7 Yıl 7 Ay 10 105,26 176.169 17,81 8 Yıl 10 Ay

6. Finansmanında Kullanılan Özkaynak Borç Oranı (%)

%100 Özkaynak 91,13 423.022 9,98 9 Yıl 1 Ay %100 Kredi 90,60 433.852 - -

7. Tesisin Kurulduğu İl ve Yıllık Üretim Miktarı (MWh)

Van (1.510 MWh) 93,45 361.015 15,58 7 Yıl 10 Ay Antalya (1.640 MWh) 87,81 512.962 20,47 5 Yıl 7 Ay

Adıyaman (1.550 MWh) 91,61 407.768 17,06 6 Yıl 10 Ay Trabzon (1.090 MWh) 120,84 -129.890 1,5 -

Çanakkale (1.470 MWh) 95,38 314.262 14,12 9 Yıl 5 Ay İzmir (1.580 MWh) 90,3 442.833 18,19 6 Yıl 4 Ay

8. Verimlilik Azalış Oranı (%) 0,5 88,76 474.987 18,57 6 Yıl 3 Ay 1 92,06 402.798 17,29 6 Yıl 7 Ay

5.3. Türkiye Fotovoltaik Santrallerine İlişkin Gelecek Projeksiyonları

Türkiye’de PV santrallerden elektrik üretim yatırımlarının özel sektör

açısından yapılabilirliği önemli olmakla beraber, söz konusu yatırımların uzun

vadede kamunun enerji politikalarını belirlemesi açısından fayda ve maliyetlerinin

ortaya konulması oldukça önemlidir. Bunun yapılabilmesi için öncelikle Türkiye’de

PV yatırımlarının belirlenen bir yılda ulaşması muhtemel kurulu güç ve üretim

miktarının çeşitli senaryolarla tahmin edilmesi gerekmektedir. TEİAŞ’ın hazırladığı

127

elektrik üretim kapasite projeksiyonlarında elektrik üretiminin birincil enerji

kaynaklarına göre dağılımına yönelik tahminler yapılmaktadır. PV sistem kurulu

gücünün ilk kez 2014 yılında toplam kurulu güç içerisinde yer almasından ve

yatırımların söz konusu yıldan itibaren hızlanmasından güneş enerjisi projeksiyon

çalışmalarına henüz dahil edilmeye başlanmıştır. 2015-2019 yılını kapsayan elektrik

enerjisi 5 yıllık üretim kapasite projeksiyonuna göre 2019 yılında GES’lerin toplam

kurulu güçteki payının %3,3 seviyesine ve toplam üretimdeki payının yüzde 1,4’e

yükselmesi beklenmektedir.274

5346 sayılı Kanunla getirilen FIT teşvikine paralel bir şekilde düşen yatırım

maliyetleri, Türkiye’de son birkaç yıldır PV yatırım taleplerinin artmasını

sağlamıştır. Uzun dönemli üretim verisinin bulunmaması nedeniyle PV kurulu

gücünün geçmiş trendine bağlı olarak gelecekteki artışını tahmin etmek mümkün

değildir. Ancak fayda-maliyet değerlendirmesini yapabilmek için elektrik piyasası ve

sektörün güncel durumu, hükümet politikaları ve mevcut proje stoku parametreleri

üzerine inşa edilebilen, öngörülmesi biraz daha kolay olan 2015, 2016 ve 2017 yılları

için kurulu güç tahminlerinde bulunulmuştur. 2015 yılı Mayıs ayı itibarıyla lisanssız

üretim kapsamındaki PV kurulu gücünün 84 MW’a ulaştığı, hâlihazırda lisanssız PV

başvurularının 2.097 MW olduğu, kabulü tamamlanan projelerin toplam kurulu

gücünün 729 MW’a ve kabul aşamasına gelen projelerin 301 MW’a yükseldiği

bilgileri doğrultusunda tahminler yapılmıştır.275 Lisanssız proje başvuruları kabul

edilmiş ve ilgili dağıtım şirketiyle sistem kullanım anlaşması imzalanmış güneş

enerjisi projelerinin azami 2 yıl süre içerisinde üretime geçmesi gerekmektedir. Bu

kapsamda 729 MW’lık PV kapasitesinin en geç 2017 yılı ortasında üretime geçmesi

gerekmektedir. Ancak mevcut durumda PV tesis kurulum süresinin kısa olması

(yaklaşık 6 ay), yatırımcıların güneşli geçen aylarda gelir elde etmek istemeleri iki

yıllık sürenin tamamının kullanılmamasına neden olmaktadır. Diğer taraftan lisanslı

üretim süreciyle ilgili olarak sektör yetkililerinden alınan tahminlere göre, 600 MW

kapasiteli lisanslı PV santrallerin büyük bölümünün 2017’de üretime geçmesi, en geç 274 TEİAŞ, 2015:50, 55. 275 TEİAŞ, 03.07.2015. <http://www.teias.gov.tr/YukTevziRaporlari.aspx>, TEDAŞ, 03.07.2015. <http://www.tedas.gov.tr/Sayfalar/LUY.aspx>

128

128

2018 yılı sonuna kadar ise tamamının devreye alınması beklenmektedir. Lisanslı

GES sürecinin beklenenden yavaş ilerlemesi yatırımcıların lisanssız üretime

yönelmelerine neden olmuştur. Lisanssız GES talebinin hızlı bir şekilde yükselmesi

sonucunda birçok bölgenin bağlantı kapasitesi dolmuştur. Kısa vadede kapasite

kısıtını ortadan kaldırmak için TEİAŞ her ay trafo merkezi bazında lisanssız rüzgâr

ve güneş enerjisi kapasitesi ilan etmektedir. Bu doğrultuda, 2030 yılında PV kurulu

gücünün geleceği seviye tahmin edilirken 2014 yılı sonunda 40 MW PV kurulu

gücünün 2015 yılında 300 MW’a, 2016 yılında 1.000 MW’a, 2017 yılında 2.000

MW’a ulaşacağı varsayılmaktadır.

5.3.1. Resmi hedef senaryosu

Dördüncü bölümde değinildiği üzere Ulusal Yenilenebilir Enerji Eylem

Planında 2023 yılında; kümülatif PV kapasitesinin 5.000 MW’a, üretiminin 7.500

GWh’a ulaşacağı belirtilmektedir. Bunun haricinde herhangi bir resmi politika

dokümanında güneş enerjisi kurulu gücü hedefine yer verilmemektedir. Resmi Hedef

Senaryosunda, 2017 yılında beklenen 2.000 MW’lık PV kurulu gücün 2023 yılında

5.000 MW’a ulaşması için PV kurulu gücüne her yıl ilâve edilmesi gereken miktar

hesaplanmakta ve belirlenen yıllık kurulu güç artış miktarının 2030 yılına kadar

devam edeceği varsayılmaktadır. Resmi hedef senaryosunda, 2030 yılında PV

kümülatif kurulu gücünün 8.500 MW, üretimin 12,7 TWh seviyesinde

gerçekleşeceği öngörülmektedir.

5.3.2. Muhtemel senaryo

TEİAŞ yetkilileriyle yapılan görüşmeler neticesinde güneş enerjisine yönelik

kapasite tahmin çalışmalarının devam ettiği, ancak henüz resmi bir açıklamanın

yapılmadığı bilgisi edinilmiştir. Diğer taraftan, kapasite tahmini yapan sektör

uzmanları, 2030 yılında toplam elektrik talebinin yaklaşık yüzde 3’ünün güneş

enerjisinden karşılanacağını öngörmektedir. Muhtemel senaryoda ETKB’nin elektrik

talep projeksiyonu verilerinden faydalanılarak 2030 yılında PV kümülatif kurulu

gücünün; yüksek talep senaryosunda 12.822 MW’a, referans talep senaryosunda

11.613 MW’a, düşük talep senaryosunda 10.290 MW’a ulaşacağı tahmin

edilmektedir.

129

5.3.3. İyimser senaryo

İyimser senaryoda, PV elektrik üretim maliyetlerinin gelecek yıllarda

düşmeye devam edeceği, PV santrallerin düşük kapasite faktörünü telafi edecek bir

yatırım maliyetine ulaşacağı, Türkiye’de zemine monte edilen alanlar haricinde çatı

tipi PV sistemlerin yaygınlaşacağı, kendi elektriğini üreten nihai elektrik

tüketicilerinin artacağı ve iletim kapasite kısıtının olmayacağı varsayımları altında

güneş enerjisinden elektrik üretim miktarının 2030 yılında ulaşabileceği azami seviye

belirlenmiştir. Söz konusu senaryoda 2030 yılında Türkiye’de toplam elektrik

talebinin yüzde 5’inin güneş enerjisinden karşılanacağı varsayılmıştır. İyimser

senaryoda 2030 yılında PV kümülatif kurulu gücünün; yüksek talep senaryosunda

21.369 MW’a, referans talep senaryosunda 19.356 MW’a, düşük talep senaryosunda

17.150 MW’a ulaşacağı tahmin edilmektedir.

Resmi hedef, muhtemel ve iyimser senaryo sonuçlarına göre 2030 yılında

güneş enerjisi kurulu gücünün 8.500 MW ilâ 21.369 MW aralığında (PV üretim

miktarı 12,7 TWh ila 32,0 TWh arası) değişeceği tahmin edilmektedir. Bütün bu

senaryolara ilişkin tablolar EK.5, 6 ve 7’de sunulmaktadır.

5.4. Güneş Enerjisinden Elektrik Üretmenin Ülkeye Fayda ve Maliyetleri

2030 yılında Türkiye’de güneş enejisinden elektrik üretimin farklı

senaryolarla ulaşabileceği seviye belirlendikten sonra, bu durumun ülke

ekonomisinde yaratacağı fayda ve maliyetlerin ortaya konulması gerekmektedir.

Yatırımların finansal getirilerinin hesaplanması ülkelerin enerji politikalarının

belirlenmesinde tek başına yeterli olmamaktadır. Çünkü finansal analizler

yatırımların toplum üzerinde oluşturdukları fayda ve maliyetlerin tamamını

göstermemektedir. GES’lerin; çevreyi fosil kaynaklı enerji üretim santrallerden daha

az kirletmesi, yeni işgücü imkânları sağlaması, yurt içinde fosil yakıt rezervlerinin

daha az kullanılmasını ya da fosil yakıtlı kaynakların daha az ithal edilmesini

sağlaması vb. gibi faydaları finansal analizlerde gösterilmemektedir. Diğer taraftan,

hâlihazırda teknolojik gelişmelerle beraber yatırım maliyeti büyük oranda düşse de

PV sistemlerin yatırım maliyetinin geleneksel santrallerden daha yüksek olması ilâve

bir sermaye maliyeti oluşturmaktadır. Ayrıca, PV sistem makine ve ekipmanlarında

129

129

5.3.3. İyimser senaryo

İyimser senaryoda, PV elektrik üretim maliyetlerinin gelecek yıllarda

düşmeye devam edeceği, PV santrallerin düşük kapasite faktörünü telafi edecek bir

yatırım maliyetine ulaşacağı, Türkiye’de zemine monte edilen alanlar haricinde çatı

tipi PV sistemlerin yaygınlaşacağı, kendi elektriğini üreten nihai elektrik

tüketicilerinin artacağı ve iletim kapasite kısıtının olmayacağı varsayımları altında

güneş enerjisinden elektrik üretim miktarının 2030 yılında ulaşabileceği azami seviye

belirlenmiştir. Söz konusu senaryoda 2030 yılında Türkiye’de toplam elektrik

talebinin yüzde 5’inin güneş enerjisinden karşılanacağı varsayılmıştır. İyimser

senaryoda 2030 yılında PV kümülatif kurulu gücünün; yüksek talep senaryosunda

21.369 MW’a, referans talep senaryosunda 19.356 MW’a, düşük talep senaryosunda

17.150 MW’a ulaşacağı tahmin edilmektedir.

Resmi hedef, muhtemel ve iyimser senaryo sonuçlarına göre 2030 yılında

güneş enerjisi kurulu gücünün 8.500 MW ilâ 21.369 MW aralığında (PV üretim

miktarı 12,7 TWh ila 32,0 TWh arası) değişeceği tahmin edilmektedir. Bütün bu

senaryolara ilişkin tablolar EK.5, 6 ve 7’de sunulmaktadır.

5.4. Güneş Enerjisinden Elektrik Üretmenin Ülkeye Fayda ve Maliyetleri

2030 yılında Türkiye’de güneş enejisinden elektrik üretimin farklı

senaryolarla ulaşabileceği seviye belirlendikten sonra, bu durumun ülke

ekonomisinde yaratacağı fayda ve maliyetlerin ortaya konulması gerekmektedir.

Yatırımların finansal getirilerinin hesaplanması ülkelerin enerji politikalarının

belirlenmesinde tek başına yeterli olmamaktadır. Çünkü finansal analizler

yatırımların toplum üzerinde oluşturdukları fayda ve maliyetlerin tamamını

göstermemektedir. GES’lerin; çevreyi fosil kaynaklı enerji üretim santrallerden daha

az kirletmesi, yeni işgücü imkânları sağlaması, yurt içinde fosil yakıt rezervlerinin

daha az kullanılmasını ya da fosil yakıtlı kaynakların daha az ithal edilmesini

sağlaması vb. gibi faydaları finansal analizlerde gösterilmemektedir. Diğer taraftan,

hâlihazırda teknolojik gelişmelerle beraber yatırım maliyeti büyük oranda düşse de

PV sistemlerin yatırım maliyetinin geleneksel santrallerden daha yüksek olması ilâve

bir sermaye maliyeti oluşturmaktadır. Ayrıca, PV sistem makine ve ekipmanlarında

130

130

yerli imalat kapasitesi bulunmayan ülkelerde sistem elemanlarının yurt dışından

temin edilmesi ülkelerin ithalat giderlerini yükseltmektedir. Daha önceki bölümlerde

yer alan analizlerden hatırlanacağı üzere, hükümetlerin GES yatırımlarını teşvik

etmek üzere uyguladıkları piyasa fiyatının üzerindeki FIT’ler kamuya ilâve bir bütçe

yükü oluşturmaktadır. Son olarak, PV sistemler gibi değişken güç üretim

santrallerinin şebeke kararlılığını etkilememesi için ilâve bir iletim altyapısı

yatırımının yapılması gerekmekte, bu da kamunun enerji yatırımları için ayırdığı

ödenekleri artırmasına neden olmaktadır.

GES yatırımlarının uzun vadede sayısal bir değer olarak net faydasının ya da

maliyetinin bugünkü değerinin ortaya konulabilmesi için finansal analizlere benzer

şekilde bir indirgeme oranı belirlenmektedir. Ancak, fayda ve maliyetleri uzun süre

sonra ortaya çıkacak çevresel nitelikli projeler için ABD, Çin, İngiltere gibi ülkeler

normalde kullandıkları ekonomik indirgeme oranından daha düşük indirgeme oranı

belirlemektedirler.276 Örneğin, ABD’nin Çevre Koruma Ajansı (US Enviromental

Protection Agency) söz konusu projeleri değerlendirirken indirgeme oranını yaklaşık

yüzde 2-3 oranında tahmin etmektedir.277 Türkiye’nin GES yatırımlarına verdiği

önem doğrultusunda güneş enerjisinden elektrik üretmenin fayda ve maliyetleri

değerlendirilirken ekonomik indirgeme oranı yüzde 2 varsayılmıştır.

5.4.1. Türkiye’de güneş enerjisinden elektrik üretmenin faydaları

5.4.1.1. Doğal gaz üzerinden yakıt tasarruf miktarı ve değeri

Talebin karşılanmasında geleneksel santralleri ikame etmesi düşünülen GES

üretimiyle ithal fosil yakıtlı kaynak kullanımından tasarruf sağlanması mümkün

olacaktır. Güneş enerjisinden elektrik üretmenin sağlayacağı yakıt tasarrufu

hesaplanırken Türkiye’nin 2023 yılında doğal gazın elektrik üretimindeki payını

yüzde 30 seviyesine indirme hedefi dikkate alınmakta, PV santrallerin doğal gaz

santrallerini ikame edeceği varsayılmaktadır.

PV santrallerde birim MWh elektrik üretilmesi halinde doğal gaz

santrallerinde aynı miktarda elektrik üretmek için gerekli olan yakıt miktarından

276 Uzunkaya, 2012:11,13. 277 Florio, 2014:186.

131

tasarruf edilmektedir. TEİAŞ tarafından hazırlanan Türkiye’de termik santrallerde

tüketilen yakıt miktarını ve brüt elektrik üretiminin birincil enerji kaynaklarına göre

dağılımını gösteren tablolardan elde edilen veriler ışığında 2003-2013 yılları arasında

1 MWh elektrik üretimi için ortalama 216 m3 doğal gaz kullanıldığı sonucuna

ulaşılmıştır. Bu kapsamda, PV santrallerin sağlayacağı yakıt tasarruf miktarı

hesaplanırken 1 MWh elektrik üretilmesi halinde 216 m3 miktarındaki doğal gaz

ithalatının önleneceği varsayılmaktadır. Çalışma kapsamında oluşturulan GES üretim

projeksiyonlarına göre 2015-2030 yılları arasında toplamda 24,2 milyar m3 ile 46,3

milyar m3 arasında doğal gaz tasarrufu beklenmektedir (EK 8-14).

Tablo 5.11. 2003-2013 Yılları Arasında 1 MWh Elektrik Üretimi İçin Kullanılan Doğal Gaz Miktarı

(m3) 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Ort.

198 214 215 211 215 219 218 222 219 221 218 216 Kaynak: TEİAŞ verilerinden faydalanılarak oluşturulmuştur.

Doğal gaz tasarruf miktarları belirlendikten sonra tasarruf değerini

hesaplayabilmek için doğal gaz alım fiyatlarının tahmin edilmesi gerekmektedir.

BOTAŞ’tan alınan verilere göre 2012 yılında doğal gaz ortalama toptan satış fiyatı

452 Dolar/bin m3 seviyesinde iken, 2013 yılında 433 Dolar/bin m3’e ve 2014 yılında

420 Dolar/bin m3’e gerilemiştir. Son birkaç yılda küresel piyasada petrol fiyatlarının

düşmesiyle Türkiye’de petrole endeksli olan doğalgaz ithalatında da bir rahatlama

meydana gelmiştir. Döviz kurundaki değişimler ve doğal gaz piyasalarındaki

mevsimsel ve devresel dalgalanmalar doğal gaz fiyatlarının tahmin edilmesini

zorlaştırmaktadır. Bu nedenle, çalışmada PV sistem üretiminin sağlayacağı yakıt

tasarrufu; azalan, sabit ve yükselen fiyat olmak üzere üç farklı yaklaşımla

hesaplanmaktadır. Azalan fiyat yaklaşımında, doğal gaz fiyatlarındaki son üç yıldaki

(2012-2014) azalış trendinin 2030 yılına kadar devam edeceği varsayılmaktadır.

Sabit fiyat yaklaşımında, 2015-2030 yılları arasında 2014 yılı toptan doğal gaz alım

fiyatının sabit kalacağı öngörülmektedir. Yükselen fiyat yaklaşımında 2005-2014

yılları arasında Türkiye doğal gaz toptan alış fiyatlarında gerçekleşen ortalama artış

eğiliminin gelecek yıllarda devam edeceği varsayılmaktadır. Buna göre 2015-2030

yılları arasında PV santral üretiminin doğal gaz ithalatını 5,01 milyar dolar ile 26,58

131

130

yerli imalat kapasitesi bulunmayan ülkelerde sistem elemanlarının yurt dışından

temin edilmesi ülkelerin ithalat giderlerini yükseltmektedir. Daha önceki bölümlerde

yer alan analizlerden hatırlanacağı üzere, hükümetlerin GES yatırımlarını teşvik

etmek üzere uyguladıkları piyasa fiyatının üzerindeki FIT’ler kamuya ilâve bir bütçe

yükü oluşturmaktadır. Son olarak, PV sistemler gibi değişken güç üretim

santrallerinin şebeke kararlılığını etkilememesi için ilâve bir iletim altyapısı

yatırımının yapılması gerekmekte, bu da kamunun enerji yatırımları için ayırdığı

ödenekleri artırmasına neden olmaktadır.

GES yatırımlarının uzun vadede sayısal bir değer olarak net faydasının ya da

maliyetinin bugünkü değerinin ortaya konulabilmesi için finansal analizlere benzer

şekilde bir indirgeme oranı belirlenmektedir. Ancak, fayda ve maliyetleri uzun süre

sonra ortaya çıkacak çevresel nitelikli projeler için ABD, Çin, İngiltere gibi ülkeler

normalde kullandıkları ekonomik indirgeme oranından daha düşük indirgeme oranı

belirlemektedirler.276 Örneğin, ABD’nin Çevre Koruma Ajansı (US Enviromental

Protection Agency) söz konusu projeleri değerlendirirken indirgeme oranını yaklaşık

yüzde 2-3 oranında tahmin etmektedir.277 Türkiye’nin GES yatırımlarına verdiği

önem doğrultusunda güneş enerjisinden elektrik üretmenin fayda ve maliyetleri

değerlendirilirken ekonomik indirgeme oranı yüzde 2 varsayılmıştır.

5.4.1. Türkiye’de güneş enerjisinden elektrik üretmenin faydaları

5.4.1.1. Doğal gaz üzerinden yakıt tasarruf miktarı ve değeri

Talebin karşılanmasında geleneksel santralleri ikame etmesi düşünülen GES

üretimiyle ithal fosil yakıtlı kaynak kullanımından tasarruf sağlanması mümkün

olacaktır. Güneş enerjisinden elektrik üretmenin sağlayacağı yakıt tasarrufu

hesaplanırken Türkiye’nin 2023 yılında doğal gazın elektrik üretimindeki payını

yüzde 30 seviyesine indirme hedefi dikkate alınmakta, PV santrallerin doğal gaz

santrallerini ikame edeceği varsayılmaktadır.

PV santrallerde birim MWh elektrik üretilmesi halinde doğal gaz

santrallerinde aynı miktarda elektrik üretmek için gerekli olan yakıt miktarından

276 Uzunkaya, 2012:11,13. 277 Florio, 2014:186.

131

tasarruf edilmektedir. TEİAŞ tarafından hazırlanan Türkiye’de termik santrallerde

tüketilen yakıt miktarını ve brüt elektrik üretiminin birincil enerji kaynaklarına göre

dağılımını gösteren tablolardan elde edilen veriler ışığında 2003-2013 yılları arasında

1 MWh elektrik üretimi için ortalama 216 m3 doğal gaz kullanıldığı sonucuna

ulaşılmıştır. Bu kapsamda, PV santrallerin sağlayacağı yakıt tasarruf miktarı

hesaplanırken 1 MWh elektrik üretilmesi halinde 216 m3 miktarındaki doğal gaz

ithalatının önleneceği varsayılmaktadır. Çalışma kapsamında oluşturulan GES üretim

projeksiyonlarına göre 2015-2030 yılları arasında toplamda 24,2 milyar m3 ile 46,3

milyar m3 arasında doğal gaz tasarrufu beklenmektedir (EK 8-14).

Tablo 5.11. 2003-2013 Yılları Arasında 1 MWh Elektrik Üretimi İçin Kullanılan Doğal Gaz Miktarı

(m3) 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Ort.

198 214 215 211 215 219 218 222 219 221 218 216 Kaynak: TEİAŞ verilerinden faydalanılarak oluşturulmuştur.

Doğal gaz tasarruf miktarları belirlendikten sonra tasarruf değerini

hesaplayabilmek için doğal gaz alım fiyatlarının tahmin edilmesi gerekmektedir.

BOTAŞ’tan alınan verilere göre 2012 yılında doğal gaz ortalama toptan satış fiyatı

452 Dolar/bin m3 seviyesinde iken, 2013 yılında 433 Dolar/bin m3’e ve 2014 yılında

420 Dolar/bin m3’e gerilemiştir. Son birkaç yılda küresel piyasada petrol fiyatlarının

düşmesiyle Türkiye’de petrole endeksli olan doğalgaz ithalatında da bir rahatlama

meydana gelmiştir. Döviz kurundaki değişimler ve doğal gaz piyasalarındaki

mevsimsel ve devresel dalgalanmalar doğal gaz fiyatlarının tahmin edilmesini

zorlaştırmaktadır. Bu nedenle, çalışmada PV sistem üretiminin sağlayacağı yakıt

tasarrufu; azalan, sabit ve yükselen fiyat olmak üzere üç farklı yaklaşımla

hesaplanmaktadır. Azalan fiyat yaklaşımında, doğal gaz fiyatlarındaki son üç yıldaki

(2012-2014) azalış trendinin 2030 yılına kadar devam edeceği varsayılmaktadır.

Sabit fiyat yaklaşımında, 2015-2030 yılları arasında 2014 yılı toptan doğal gaz alım

fiyatının sabit kalacağı öngörülmektedir. Yükselen fiyat yaklaşımında 2005-2014

yılları arasında Türkiye doğal gaz toptan alış fiyatlarında gerçekleşen ortalama artış

eğiliminin gelecek yıllarda devam edeceği varsayılmaktadır. Buna göre 2015-2030

yılları arasında PV santral üretiminin doğal gaz ithalatını 5,01 milyar dolar ile 26,58

132

132

milyar Dolar arasında azaltacağı öngörülmektedir. (EK 8-14). Bu değerler Tablo

5.12’de özetle verilmektedir.

Tablo 5.12. 2015-2030 Yılları Arasında Senaryolara Göre Doğal Gaz Yakıt Tasarrufunun Toplam Net Bugünkü Değerlerinin Özet Tablosu

(milyar dolar)

Doğal Gaz Fiyat Senaryosu

Resmi Hedef

Senaryosu

Muhtemel Senaryo İyimser Senaryo Düşük Talep

Referans Talep

Yüksek Talep

Düşük Talep

Referans Talep

Yüksek Talep

Azalan Fiyat 5,0 5,2 5,6 6,0 7,6 8,2 8,8 Sabit Fiyat 8,4 8,9 9,6 10,4 13,4 14,5 15,7 Yükselen Fiyat 13,7 14,7 16,0 17,3 22,4 24,5 26,6

5.4.1.2. Enerji kaynaklı CO2 emisyonu azaltım miktarı

PV santrallerden elektrik üretiminin bir faydası da fosil kaynaklı santrallerin

neden olduğu CO2 emisyonunu azaltarak çevreyi olumlu etkilemesidir. Finansal

analizde varsayılan PV santral emisyon azaltım faktörü (PV’ler için 0,60

tCO2e/MWh) burada da kullanılmaktadır. 2014-2030 yılları arasında PV santral

üretimlerinin enerji kaynaklı toplam 67,4 milyon tCO2e ile 128,5 milyon tCO2e

arasındaki miktarda CO2 emisyonunu azaltması beklenmektedir (Tablo 5.13). CO2

emisyonu azaltım miktarının yıllara bağlı olarak gösterimi EK.15‘te yer almaktadır.

Tablo 5.13. 2014-2030 Yılları Arasında PV Sistem Üretiminin Toplam CO2 Emisyonunu Azaltım Miktarı (*)

(milyon tCO2e)

Resmi Hedef Senaryosu


Referans Talep

Yüksek Talep

Düşük Talep

Referans Talep

Yüksek Talep

67,4 71,8 78,0 84,0 108,7 118,7 128,5 (*) Farklı senaryolardaki üretim değerleri emisyon azaltım faktörü ile çarpılarak CO2 emisyonunu azaltım miktarı bulunmuştur.

5.4.2. Türkiye’de güneş enerjisinden elektrik üretmenin maliyetleri

5.4.2.1. PV sistem makine ve ekipmanlarının ithalat giderleri

PV sistem yatırımlarının neden olacağı maliyetlerin başında, sistemde

kullanılan makine ve ekipmanların yurt dışından temin edilmesi sonucunda ortaya

çıkan ithalat giderleri yer almaktadır. PV’deki yatırım giderlerinin dış ticaret dengesi

üzerindeki etkisi sistem kurulumunda kullanılan makine ve ekipmanların yerli

133

132

milyar Dolar arasında azaltacağı öngörülmektedir. (EK 8-14). Bu değerler Tablo

5.12’de özetle verilmektedir.

Tablo 5.12. 2015-2030 Yılları Arasında Senaryolara Göre Doğal Gaz Yakıt Tasarrufunun Toplam Net Bugünkü Değerlerinin Özet Tablosu

(milyar dolar)

Doğal Gaz Fiyat Senaryosu

Resmi Hedef

Senaryosu


Referans Talep

Yüksek Talep

Düşük Talep

Referans Talep

Yüksek Talep

Azalan Fiyat 5,0 5,2 5,6 6,0 7,6 8,2 8,8 Sabit Fiyat 8,4 8,9 9,6 10,4 13,4 14,5 15,7 Yükselen Fiyat 13,7 14,7 16,0 17,3 22,4 24,5 26,6

5.4.1.2. Enerji kaynaklı CO2 emisyonu azaltım miktarı

PV santrallerden elektrik üretiminin bir faydası da fosil kaynaklı santrallerin

neden olduğu CO2 emisyonunu azaltarak çevreyi olumlu etkilemesidir. Finansal

analizde varsayılan PV santral emisyon azaltım faktörü (PV’ler için 0,60

tCO2e/MWh) burada da kullanılmaktadır. 2014-2030 yılları arasında PV santral

üretimlerinin enerji kaynaklı toplam 67,4 milyon tCO2e ile 128,5 milyon tCO2e

arasındaki miktarda CO2 emisyonunu azaltması beklenmektedir (Tablo 5.13). CO2

emisyonu azaltım miktarının yıllara bağlı olarak gösterimi EK.15‘te yer almaktadır.

Tablo 5.13. 2014-2030 Yılları Arasında PV Sistem Üretiminin Toplam CO2 Emisyonunu Azaltım Miktarı (*)

(milyon tCO2e)

Resmi Hedef Senaryosu


Referans Talep

Yüksek Talep

Düşük Talep

Referans Talep

Yüksek Talep

67,4 71,8 78,0 84,0 108,7 118,7 128,5 (*) Farklı senaryolardaki üretim değerleri emisyon azaltım faktörü ile çarpılarak CO2 emisyonunu azaltım miktarı bulunmuştur.

5.4.2. Türkiye’de güneş enerjisinden elektrik üretmenin maliyetleri

5.4.2.1. PV sistem makine ve ekipmanlarının ithalat giderleri

PV sistem yatırımlarının neden olacağı maliyetlerin başında, sistemde

kullanılan makine ve ekipmanların yurt dışından temin edilmesi sonucunda ortaya

çıkan ithalat giderleri yer almaktadır. PV’deki yatırım giderlerinin dış ticaret dengesi

üzerindeki etkisi sistem kurulumunda kullanılan makine ve ekipmanların yerli

133

endüstri tarafından sağlanıp sağlanmadığına bağlıdır. Türkiye’de hâlihazırda makine

ve ekipmanların büyük bölümü yurt dışından ithal edilmektedir. Mevcut imalat

kapasitesiyle, PV sistem yatırım giderlerinin yaklaşık yüzde 75’i yurt dışına

akmakta, yüzde 25’i yurt içinde kalmaktadır.

Çalışma kapsamında 2015-2030 yılları arasında PV sistem makine ve

ekipmanların ithalat giderleri ile ilgili öngörüde bulunabilmek için iki varsayım

üzerinden hareket edilmektedir. Bunlardan ilkinde; yerli üretim kabiliyetinin,

kalitesinin ve kapasitesinin çeşitli Ar-Ge faaliyetleri ve devlet desteği ile

geliştirileceği, böylece PV makine ve ekipmanlarının 2015-2020 yılları arasında

yüzde 25’inin yurt içinde üretilmeye devam edeceği, sonrasında imalat kapasitesinin

kademeli olarak artırılarak 2020-2025 yılları arasında yarısının, 2025-2030 yılları

arasında da yüzde 75’inin yurt içinde imal edileceği varsayılmaktadır. Çin gibi düşük

maliyetli üretim yapan ülkelerin sahip oldukları yüksek imalat kabiliyetleri ve

rekabet avantajı; kısa vadede PV santral makine ve ekipmanlarının tamamının yurt

içinde üretilmesi olasılığını düşürmektedir. Gelecek yıllarda maliyet etkin ve verimli

yerli hücre seri üretiminin gerçekleştirilmesi halinde sermaye maliyetinin büyük bir

bölümünün yurt içinde kalması mümkün olacaktır. İkinci varsayımda, 2015-2030

yılları arasında güneş enerjisi yatırımlarının neden olabileceği ithalat giderlerinin

ulaşabileceği en yüksek seviyenin ortaya konulması için 2030 yılına kadar PV sistem

makine ve ekipmanlarının tamamının yurt dışından ithal edileceği varsayılmaktadır.

IEA’nın 2014 yılında yayımladığı PV Yol Haritası raporunda 2040 yılına kadar PV

sistem maliyetlerinin mevcut durumundaki değerinin yarısına ineceği

öngörülmektedir.278 Bu doğrultuda, her iki yaklaşımda da PV sistem makine ve

ekipman maliyetlerinin nominal olarak yıllık ortalama yüzde 3 oranında azalacağı

varsayılmıştır. Önümüzdeki 15 yıl boyunca PV makine ve ekipmanlarının tamamının

yurt dışından ithal edilmesi durumunda PV teknolojisinin ithalatı için harcanan

toplam döviz miktarının NBD’sinin 5,6 milyar Dolar ile 12,7 milyar Dolar arasında

değişeceği tahmin edilmektedir. Diğer taraftan, yerli imalat kapasitesinin 2030 yılına

kadar kademeli olarak yükselebileceği en üst sınıra yükselmesi halinde PV

sistemlerin kurulumlarında kullanılan makineve ekipman ithalatının NBD’sinin 3,2

278 IEA, 2014b:23.

134

134

milyar Dolar ile 6,1 milyar Dolar arasında değişeceği öngörülmektedir. PV

teknolojisinin yerlileştirilmesi ile güneş enerjisinden elektrik üretmenin dış ticaret

dengesi üzerindeki muhtemel olumsuz etkisinin neredeyse yarı yarıya azalması

beklenmektedir (Tablo 5.14). PV sistem makine ve ekipmanlarının toplam ithalat

değerinin ayrıntılı gösterimi EK.16-21’de yer almaktadır.

Tablo 5.14. 2015-2030 Yılları Arasında Senaryolara göre Fotovoltaik Sistem Makine ve Ekipmanların İthalatının Toplam Net Bugünkü Değerlerinin Özet Tablosu

(milyar Dolar) Yerli İmalat Kapasitesi

Resmi Hedef

Senaryosu

Muhtemel Senaryo İyimser Senaryo

Düşük Talep

Referans Talep

Yüksek Talep

Düşük Talep

Referans Talep

Yüksek Talep

Kademeli Olarak Yerli

İmalatın Artırılması

3,2 3,4 3,7 4,0 5,2 5,7 6,1

Makine ve Ekipmanların Tamamının

İthal Edilmesi

5,6 6,5 7,2 7,9 10,4 11,6 12,7

5.4.2.2. Fotovoltaik teknolojisine uygulanan alım garantili fiyatların tüketici

üzerinde yaratacağı yük

Türkiye’de güneş enerjisinden elektrik üretim yatırımlarını teşvik etmek için

devlet, elektrik toptan satış fiyatının üzerinde bir alım garantisi sağlamıştır. YEK

Kanununda PV tesisler için belirlenen FIT oranı (13,3 sent/kWh) biyokütle

haricindeki diğer yenilenebilir enerji kaynaklarına verilen alım garantisi fiyatlarından

daha yüksektir. Bilindiği üzere Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezi, YEKDEM

kapsamında piyasada faaliyet gösteren üreticilere ilgili tedarik şirketleri aracılığıyla

FIT ödemelerini yapmaktadır. Rüzgâr ve hidrolik enerji santralleri için belirlenen

FIT’in spot piyasa elektrik satış fiyatlarına yakın seviyelerde olması, hatta bazı

zamanlarda piyasada belirlenen fiyatların altına düşmesi nedeniyle santral

işletmecilerinin bir bölümü YEKDEM kapsamında yer almamayı tercih etmektedir.

Diğer taraftan, Türkiye’de biyokütle, jeotermal ve güneş enerjisi

kapasitelerinin henüz çok düşük seviyelerde olması nedeniyle söz konusu kaynaklar

135

135

için toptan satış fiyatının üzerinde belirlenen FIT oranları devlete büyük miktarda

mali yük getirmemektedir. Böylece, Avrupa’da birçok ülkede uygulanan

yenilenebilir enerji teşvik mekanizmalarının finansman yönteminden farklı olarak

Türkiye’de desteğin nihai elektrik tüketicisinden faturalama yöntemiyle

karşılanmasına henüz gerek olmamıştır. FIT politikasının geçerli olduğu 2020

yılından sonra ise PV sistem birim üretim maliyetlerinin azalmaya devam ederek

fosil yakıtlı santrallerle eşitleneceği, böylece söz konusu yıldan sonra işletmeye

girecek yeni PV santralleri için FIT politikasının uygulanma gereğinin ortadan

kalkacağı öngörülmektedir. Bu kapsamda, FIT teşvik mekanizmasının bütçede

yaratacağı mali yük tahmin edilirken son 10 yılın ortalama TORETOSAF değeri (80

Dolar/MWh) ile FIT arasındaki fiyat farkı (133-80=53 DolarDolar/MWh) dikkate

alınmaktadır. Yıllık ilâve PV kurulu kapasitesinin ne kadarlık bölümünün YEK

Kanunu kapsamında EK II sayılı cetvelde yer alan ilâve yerli katkı payı teşviğinden

faydalanacağı hususu tam olarak öngörülemediği için mali yük hesaplamasına yerli

ürün katkı payı dâhil edilmemiştir. PV sistemlerden üretilen elektriğin tamamının

şebekeye verileceği varsayılarak toplam mali yük miktarı tahmin edilmiştir. Ayrıca,

PV santrallerin yıllık üretim kaybının yüzde 0,8 oranında gerçekleşeceği

varsayılmıştır. 2015, 2016 ve 2017 yılları için ilâve PV kurulu güç tahminleri bütün

senaryolarda aynı olduğundan mali yük öngörüleri arasında büyük miktarda bir fark

ortaya çıkmamıştır. 2015-2030 yılları arasında PV’ler için uygulanan 53 Dolar/MWh

değerindeki alış fiyatı farkının bütçede yaratacağı toplam mali yükün NBD’si 2,2

milyar Dolar ile 2,9 milyar Dolar arasında olması beklenmektedir (Tablo 5.15). Mali

yük miktarının yıllara sari hesaplaması EK.22’de yer almaktadır.

Tablo 5.15. 2015-2030 Yılları Arasında Senaryolara Göre Alım Garantili Fiyatların Tüketici Üzerinde Yaratacağı Toplam Mali Yükün Net Bugünkü Değeri

(milyar Dolar)

Fiyat Farkı Resmi Hedef

Senaryosu


Düşük Talep

Referans Talep

Yüksek Talep

Düşük Talep

Referans Talep

Yüksek Talep

53 dolar/MWh 2,3 2,2 2,2 2,3 2,7 2,8 2,9

136

136

5.4.2.3. Diğer öngörülemeyen maliyetler

Türkiye’de iletim şebeke altyapısına elektrik talebinin karşılanması için

yapılan yatırımların haricinde yenilenebilir enerji teknolojilerinin şebekeye entegre

edilmesi için de ilâve yatırımlar gerekmektedir. TEİAŞ yetkilileriyle görüşmeler

sonucunda mevcut iletim altyapısının toplam 6.000 MW güneş enerjisi kurulumları

için yeterli olduğu, kurulu güç artışının olması halinde ilâve iletim altyapı yatırım

ihtiyacının doğacağı bilgisi edinilmiştir. Ancak bu durumda yapılacak yatırımın

tutarının; mevcut sistemin durumu, elektrik üretim tesisleri ile elektriğin talep

edildiği bölge arasındaki uzaklığı, elektrik tüketiminin zaman içerisindeki değişimi

gibi birçok değişkene bağlı olmasından dolayı belirlenmesi oldukça zordur. Bu

nedenle, güneş enerjisinin ülke ekonomisinde yarattığı maliyet analizinde iletim

altyapı yatırımları dâhil edilmemiştir.

5.5. Değerlendirme

Türkiye’de PV sistem projelerinin yapılabilirliğini, söz konusu sistemlerin

diğer elektrik üretim teknolojileriyle rekabet edebilirliğini ve uygulanan FIT

oranlarının yeterliliğini ortaya koymak, yatırımcılara ve karar alıcılara yol göstermek

amacıyla hazırlanan lisanssız üretim kapsamındaki 1 MW kapasiteli örnek bir

projenin finansal analizinden çeşitli sonuçlar elde edilmiştir. Baz senaryo ve 18 adet

duyarlılık analizi (Trabzon ili için yapılan analiz hariç) sonucunda,

PV santralin birim elektrik üretim maliyetinin ortalama değerinin alım

garantili tarifenin altında kalması birim elektrik satış gelirlerinin satış

giderlerinden fazla olduğunu göstermektedir.

Yatırımın NBD değerlerinin ortalaması 418.864 Dolar olarak hesaplanmıştır.

Yatırımın İGÖS’u ortalama 6 yıl 6 ay ilâ 9 yıl 1 ay arasında değişmektedir.

Yapılan senaryolar sonucunda elde edilen İKO’nun ortalaması indirgeme

oranının üzerinde bulunmuştur.

Garantili alım süresi tamamlandıktan sonra sistemin kalan ömründe ürettiği

elektriği piyasada oluşan tarife ile değerlendirmesi halinde de yatırımın kârlı

olmaya devam edeceği görülmüştür. Diğer taraftan, FIT teşviğinin PV santral

137

ekonomik ömrü boyunca devam ettirilmesi durumunda yatırımın getirisinin

ikiye katlandığı görülmüştür.

Farklı bölgelerde kurulan PV santral finansal analizinde, Karadeniz Bölgesini

temsil eden Trabzon ilinin haricinde Türkiye’nin genelinde PV santrallerin

kârlı bir yatırım olduğu sonucuna varılmıştır.

PV santralin kurulacağı yerdeki güneş ışınım şiddetinin ve modüllerdeki

verimlilik kaybı oranının yatırımının getirisini önemli ölçüde etkilediği

anlaşılmıştır.

Halihazırda, Türkiye’deki PV sistem makine ve ekipmanlarının üretiminde

yerli aksam oranı düşük seviyede olduğundan yatırımcı, Kanunda öngörülen ilâve

katkı payının çok düşük bir miktarından (6,7 sent/kWh toplam ilave katkı payının

0,75 sent/kWh’inden) faydalanabilmektedir. PV yatırımının finansal analizinden elde

edilen sonuca göre, yerli aksamla inşa edilen santrallerin NBD’si ithal PV modüllerle

yapılan yatırımlardan daha düşüktür. Bu durum, yatırımcıların yerli paneller

kullanmak yerine yurt dışından ithal edilen PV modülleri tercih etmelerine yol

açmaktadır. Kurulumda yerli panel kullanılması halinde artan ilk yatırım maliyetini

telafi edecek bir teşviğin yapılmadığı sonucuna varılmıştır.

PV sistem yatırımlarının uzun vadeli bir yaklaşımla ülke ekonomisinde

yaratacağı fayda ve maliyetlerin ortaya konulması, Türkiye’nin güneş enerjisinden

elektrik üretim politikasınının belirlenmesinde oldukça önemlidir. Güneş

enerjisinden elektrik üretiminin en önemli faydalarından biri fosil yakıtlı kaynak

ithalatının, diğeri enerji kaynaklı CO2 emisyonunun azaltılmasıdır. Çalışma

kapsamında resmi hedef, muhtemel ve iyimser olmak üzere oluşturulan üç senaryoya

göre 2030 yılında PV sistem kümülatif kurulu gücünün 8.500 MW ilâ 21.369 MW

arasında değişeceği tahmin edilmektedir. Projeksiyon döneminde (2015-2030) artan

elektrik talebinin karşılanmasında doğal gaz kaynaklı santralleri ikame edeceği

düşünülen GES’lerin devreye girmesiyle toplam 24,23 milyar m3 ile 46,26 milyar m3

arasında doğal gaz tasarrufu yapılması beklenmektedir. Söz konusu dönemde

yükselen, sabit ve azalan doğal gaz alım fiyatı yaklaşımları altında toplam doğal gaz

137

136

5.4.2.3. Diğer öngörülemeyen maliyetler

Türkiye’de iletim şebeke altyapısına elektrik talebinin karşılanması için

yapılan yatırımların haricinde yenilenebilir enerji teknolojilerinin şebekeye entegre

edilmesi için de ilâve yatırımlar gerekmektedir. TEİAŞ yetkilileriyle görüşmeler

sonucunda mevcut iletim altyapısının toplam 6.000 MW güneş enerjisi kurulumları

için yeterli olduğu, kurulu güç artışının olması halinde ilâve iletim altyapı yatırım

ihtiyacının doğacağı bilgisi edinilmiştir. Ancak bu durumda yapılacak yatırımın

tutarının; mevcut sistemin durumu, elektrik üretim tesisleri ile elektriğin talep

edildiği bölge arasındaki uzaklığı, elektrik tüketiminin zaman içerisindeki değişimi

gibi birçok değişkene bağlı olmasından dolayı belirlenmesi oldukça zordur. Bu

nedenle, güneş enerjisinin ülke ekonomisinde yarattığı maliyet analizinde iletim

altyapı yatırımları dâhil edilmemiştir.

5.5. Değerlendirme

Türkiye’de PV sistem projelerinin yapılabilirliğini, söz konusu sistemlerin

diğer elektrik üretim teknolojileriyle rekabet edebilirliğini ve uygulanan FIT

oranlarının yeterliliğini ortaya koymak, yatırımcılara ve karar alıcılara yol göstermek

amacıyla hazırlanan lisanssız üretim kapsamındaki 1 MW kapasiteli örnek bir

projenin finansal analizinden çeşitli sonuçlar elde edilmiştir. Baz senaryo ve 18 adet

duyarlılık analizi (Trabzon ili için yapılan analiz hariç) sonucunda,

PV santralin birim elektrik üretim maliyetinin ortalama değerinin alım

garantili tarifenin altında kalması birim elektrik satış gelirlerinin satış

giderlerinden fazla olduğunu göstermektedir.

Yatırımın NBD değerlerinin ortalaması 418.864 Dolar olarak hesaplanmıştır.

Yatırımın İGÖS’u ortalama 6 yıl 6 ay ilâ 9 yıl 1 ay arasında değişmektedir.

Yapılan senaryolar sonucunda elde edilen İKO’nun ortalaması indirgeme

oranının üzerinde bulunmuştur.

Garantili alım süresi tamamlandıktan sonra sistemin kalan ömründe ürettiği

elektriği piyasada oluşan tarife ile değerlendirmesi halinde de yatırımın kârlı

olmaya devam edeceği görülmüştür. Diğer taraftan, FIT teşviğinin PV santral

137

ekonomik ömrü boyunca devam ettirilmesi durumunda yatırımın getirisinin

ikiye katlandığı görülmüştür.

Farklı bölgelerde kurulan PV santral finansal analizinde, Karadeniz Bölgesini

temsil eden Trabzon ilinin haricinde Türkiye’nin genelinde PV santrallerin

kârlı bir yatırım olduğu sonucuna varılmıştır.

PV santralin kurulacağı yerdeki güneş ışınım şiddetinin ve modüllerdeki

verimlilik kaybı oranının yatırımının getirisini önemli ölçüde etkilediği

anlaşılmıştır.

Halihazırda, Türkiye’deki PV sistem makine ve ekipmanlarının üretiminde

yerli aksam oranı düşük seviyede olduğundan yatırımcı, Kanunda öngörülen ilâve

katkı payının çok düşük bir miktarından (6,7 sent/kWh toplam ilave katkı payının

0,75 sent/kWh’inden) faydalanabilmektedir. PV yatırımının finansal analizinden elde

edilen sonuca göre, yerli aksamla inşa edilen santrallerin NBD’si ithal PV modüllerle

yapılan yatırımlardan daha düşüktür. Bu durum, yatırımcıların yerli paneller

kullanmak yerine yurt dışından ithal edilen PV modülleri tercih etmelerine yol

açmaktadır. Kurulumda yerli panel kullanılması halinde artan ilk yatırım maliyetini

telafi edecek bir teşviğin yapılmadığı sonucuna varılmıştır.

PV sistem yatırımlarının uzun vadeli bir yaklaşımla ülke ekonomisinde

yaratacağı fayda ve maliyetlerin ortaya konulması, Türkiye’nin güneş enerjisinden

elektrik üretim politikasınının belirlenmesinde oldukça önemlidir. Güneş

enerjisinden elektrik üretiminin en önemli faydalarından biri fosil yakıtlı kaynak

ithalatının, diğeri enerji kaynaklı CO2 emisyonunun azaltılmasıdır. Çalışma

kapsamında resmi hedef, muhtemel ve iyimser olmak üzere oluşturulan üç senaryoya

göre 2030 yılında PV sistem kümülatif kurulu gücünün 8.500 MW ilâ 21.369 MW

arasında değişeceği tahmin edilmektedir. Projeksiyon döneminde (2015-2030) artan

elektrik talebinin karşılanmasında doğal gaz kaynaklı santralleri ikame edeceği

düşünülen GES’lerin devreye girmesiyle toplam 24,23 milyar m3 ile 46,26 milyar m3

arasında doğal gaz tasarrufu yapılması beklenmektedir. Söz konusu dönemde

yükselen, sabit ve azalan doğal gaz alım fiyatı yaklaşımları altında toplam doğal gaz

138

138

tasarrufunun bugünkü değerinin 5,01 ile 26,58 milyar Dolar arasında gerçekleşeceği


Diğer taraftan, GES’lerin gelecek yıllarda neden olacağı maliyetlerin

içerisinde; yurt dışından getirilen PV sistem makine ve ekipmanların ithalat giderleri,

piyasa fiyatının üzerinde belirlenen FIT oranları nedeniyle oluşan ilâve bütçe yükü

ve GES’lerin şebekeye entegre edilmesi için gereken iletim altyapı yatırım

maliyetleri yer almaktadır.

Projeksiyon döneminde PV sistem makine ve ekipmanlarının tamamı ithal

edildiğinde ortaya çıkan toplam ithalat giderlerinin bugünkü değerinin; resmi hedef

senaryosunda 5,54 milyar Dolar ile 12,53 milyar Dolar arasında olması beklenmektir.

Söz konusu dönemde yerli imalat sanayiinin PV makine ve ekipman üretim

kabiliyetini ve kapasitesini kademeli olarak geliştirmesi ve yatırım taleplerini

karşılayacak duruma gelmesi halinde toplam ithalat giderlerinin bugünkü değerinin;

2,88 milyar Dolar ile 6,05 milyar Dolar arasında değişmesi öngörülmektedir. Yerli

üretimin sistem makine ve ekipman ithalat giderlerini neredeyse yarı yarıya

azaltacağı ortaya çıkmaktadır.

Gelecek yıllarda PV sistem makine ve ekipmanlarının tamamının yurt

dışından ithal edilmesi halinde güneş enerjisinden elektrik üretiminin dış ticaret

açığının azaltılmasındaki katkısı azalmaktadır. Özellikle gelecek yıllarda doğal gaz

yakıt fiyatlarının düşmeye devam edeceği varsayıldığında, GES’lerin dış ticaret

dengesi üzerindeki olumlu etkisi ancak yerli imalat kabiliyetinin ve kapasitesinin

geliştirilmesi ile mümkün olabilecektir.

Ayrıca, devletin PV sistemler için sağladığı elektrik toptan satış fiyatının

üzerindeki FIT oranının 2015-2030 yılları arasında kamuya getireceği ilâve bütçe

yükünün ve dolayısıyla nihai elektrik tüketicileri üzerindeki yükün NBD’si 2,2

milyar Dolar ile 2,9 milyar Dolar arasında olacağı hesaplanmıştır. Mevcut durumda,

rüzgâr ve hidrolik haricindeki diğer yenilenebilir enerji kaynaklarının Türkiye’de

elektrik üretimindeki payı düşük seviyelerde olduğundan FIT teşvik sisteminin

finansmanı için bütçeden büyük miktarda kaynak ayrılmamıştır. İlerleyen dönemde

GES yatırımlarının gerçekleşme durumuna göre YEKDEM ödemeleri artacaktır.

139

6. POLİTİKA ÖNERİLERİ VE ALTERNATİF YAKLAŞIMLAR

Türkiye’de güneş enerjisinden elektrik üretim faaliyetlerinin ortaya çıkışı ve

gelişimi incelendiğinde, söz konusu faaliyetlerin 1970’li yılların sonuna dayandığı,

fakat bu konudaki gelişmelerin uzun yıllar boyunca bilimsel çalışmaların ve pilot

projelerin ötesine geçemediği görülmektedir. 2005 yılında yayımlanan YEK Kanunu

GES yatırımlarını teşvik etmek için devlet tarafından atılan ilk adımdır. Ancak o

dönemde, belirlenen FIT oranlarının GES üretim maliyetlerinin altında kalması

nedeniyle GES yatırımları yaygınlaşamamıştır. 2011 yılında YEK Kanununda

yapılan değişiklikle, GES yatırımları için belirlenen FIT oranları artırılmış ve ayrıca

GES tesislerinde kullanılacak yerli makine ve ekipmanlar için ilâve teşvik

mekanizması oluşturulmuştur. Küresel piyasada PV yatırım maliyetlerinin

azalmasına paralel olarak Türkiye’de PV yatırımlarına uygulanan teşviklerin

artırılması güneş enerjisi potansiyelini değerlendirmeyi bekleyen yatırımcıları

harekete geçirmiştir. Türkiye’de 2005-2011 yılları arasında yatırımcıları etkileyecek

düzeyde bir GES teşvik politikası geliştirilmemiştir. Türkiye yüksek güneş enerjisi

potansiyelini elektrik üretimi amacıyla değerlendirmekte geç kalmış gibi görünse de

o dönemde; farklı ülkelerde yaşanan tecrübelerin izlenmesi, bunlardan alınan

derslere göre GES teşvik politikalarının oluşturulması ve PV sistemlerden üretilen

elektriğin geleneksel santrallerle rekabet edecek düzeye yaklaşması açısından 2011

yılının avantajlı bir başlangıç noktası olduğu değerlendirilmektedir.

YEK Kanunuyla belirlenen 600 MW’lık lisanslı GES kapasitesine talebin

yoğun olması önlisans almaya hak kazanacak yatırımcıların değerlendirilme sürecini

zorlaştırmıştır. Bazı bölgelerde MW başına verilen katkı payı tutarının PV sistem

yatırım maliyetinin üzerine çıkması 2007 yılında rüzgâr enerjisi önlisans

başvurularında yaşanan süreci hatırlatmıştır. Önlisans almaya hak kazanan

yatırımcıların verdikleri tekliflerin, sağlıklı verilere dayanılarak hazırlanan teknik ve

finansal fizibiliteler doğrultusunda belirlenip belirlenmediği hususu ilerleyen

zamanda yatırımların gerçekleştirilme durumlarına göre belli olacaktır.

Lisanslı üretim sürecinde yoğun talep nedeniyle yaşanan gecikme, GES

yatırımcılarının lisanssız üretime yönelmelerine yol açmıştır. Türkiye’de lisanssız

üretim ile asıl amaçlan nihai tüketicilerin kendi ihtiyaçlarını karşılamak amacıyla

139

138

tasarrufunun bugünkü değerinin 5,01 ile 26,58 milyar Dolar arasında gerçekleşeceği


Diğer taraftan, GES’lerin gelecek yıllarda neden olacağı maliyetlerin

içerisinde; yurt dışından getirilen PV sistem makine ve ekipmanların ithalat giderleri,

piyasa fiyatının üzerinde belirlenen FIT oranları nedeniyle oluşan ilâve bütçe yükü

ve GES’lerin şebekeye entegre edilmesi için gereken iletim altyapı yatırım

maliyetleri yer almaktadır.

Projeksiyon döneminde PV sistem makine ve ekipmanlarının tamamı ithal

edildiğinde ortaya çıkan toplam ithalat giderlerinin bugünkü değerinin; resmi hedef

senaryosunda 5,54 milyar Dolar ile 12,53 milyar Dolar arasında olması beklenmektir.

Söz konusu dönemde yerli imalat sanayiinin PV makine ve ekipman üretim

kabiliyetini ve kapasitesini kademeli olarak geliştirmesi ve yatırım taleplerini

karşılayacak duruma gelmesi halinde toplam ithalat giderlerinin bugünkü değerinin;

2,88 milyar Dolar ile 6,05 milyar Dolar arasında değişmesi öngörülmektedir. Yerli

üretimin sistem makine ve ekipman ithalat giderlerini neredeyse yarı yarıya

azaltacağı ortaya çıkmaktadır.

Gelecek yıllarda PV sistem makine ve ekipmanlarının tamamının yurt

dışından ithal edilmesi halinde güneş enerjisinden elektrik üretiminin dış ticaret

açığının azaltılmasındaki katkısı azalmaktadır. Özellikle gelecek yıllarda doğal gaz

yakıt fiyatlarının düşmeye devam edeceği varsayıldığında, GES’lerin dış ticaret

dengesi üzerindeki olumlu etkisi ancak yerli imalat kabiliyetinin ve kapasitesinin

geliştirilmesi ile mümkün olabilecektir.

Ayrıca, devletin PV sistemler için sağladığı elektrik toptan satış fiyatının

üzerindeki FIT oranının 2015-2030 yılları arasında kamuya getireceği ilâve bütçe

yükünün ve dolayısıyla nihai elektrik tüketicileri üzerindeki yükün NBD’si 2,2

milyar Dolar ile 2,9 milyar Dolar arasında olacağı hesaplanmıştır. Mevcut durumda,

rüzgâr ve hidrolik haricindeki diğer yenilenebilir enerji kaynaklarının Türkiye’de

elektrik üretimindeki payı düşük seviyelerde olduğundan FIT teşvik sisteminin

finansmanı için bütçeden büyük miktarda kaynak ayrılmamıştır. İlerleyen dönemde

GES yatırımlarının gerçekleşme durumuna göre YEKDEM ödemeleri artacaktır.

139

6. POLİTİKA ÖNERİLERİ VE ALTERNATİF YAKLAŞIMLAR

Türkiye’de güneş enerjisinden elektrik üretim faaliyetlerinin ortaya çıkışı ve

gelişimi incelendiğinde, söz konusu faaliyetlerin 1970’li yılların sonuna dayandığı,

fakat bu konudaki gelişmelerin uzun yıllar boyunca bilimsel çalışmaların ve pilot

projelerin ötesine geçemediği görülmektedir. 2005 yılında yayımlanan YEK Kanunu

GES yatırımlarını teşvik etmek için devlet tarafından atılan ilk adımdır. Ancak o

dönemde, belirlenen FIT oranlarının GES üretim maliyetlerinin altında kalması

nedeniyle GES yatırımları yaygınlaşamamıştır. 2011 yılında YEK Kanununda

yapılan değişiklikle, GES yatırımları için belirlenen FIT oranları artırılmış ve ayrıca

GES tesislerinde kullanılacak yerli makine ve ekipmanlar için ilâve teşvik

mekanizması oluşturulmuştur. Küresel piyasada PV yatırım maliyetlerinin

azalmasına paralel olarak Türkiye’de PV yatırımlarına uygulanan teşviklerin

artırılması güneş enerjisi potansiyelini değerlendirmeyi bekleyen yatırımcıları

harekete geçirmiştir. Türkiye’de 2005-2011 yılları arasında yatırımcıları etkileyecek

düzeyde bir GES teşvik politikası geliştirilmemiştir. Türkiye yüksek güneş enerjisi

potansiyelini elektrik üretimi amacıyla değerlendirmekte geç kalmış gibi görünse de

o dönemde; farklı ülkelerde yaşanan tecrübelerin izlenmesi, bunlardan alınan

derslere göre GES teşvik politikalarının oluşturulması ve PV sistemlerden üretilen

elektriğin geleneksel santrallerle rekabet edecek düzeye yaklaşması açısından 2011

yılının avantajlı bir başlangıç noktası olduğu değerlendirilmektedir.

YEK Kanunuyla belirlenen 600 MW’lık lisanslı GES kapasitesine talebin

yoğun olması önlisans almaya hak kazanacak yatırımcıların değerlendirilme sürecini

zorlaştırmıştır. Bazı bölgelerde MW başına verilen katkı payı tutarının PV sistem

yatırım maliyetinin üzerine çıkması 2007 yılında rüzgâr enerjisi önlisans

başvurularında yaşanan süreci hatırlatmıştır. Önlisans almaya hak kazanan

yatırımcıların verdikleri tekliflerin, sağlıklı verilere dayanılarak hazırlanan teknik ve

finansal fizibiliteler doğrultusunda belirlenip belirlenmediği hususu ilerleyen

zamanda yatırımların gerçekleştirilme durumlarına göre belli olacaktır.

Lisanslı üretim sürecinde yoğun talep nedeniyle yaşanan gecikme, GES

yatırımcılarının lisanssız üretime yönelmelerine yol açmıştır. Türkiye’de lisanssız

üretim ile asıl amaçlan nihai tüketicilerin kendi ihtiyaçlarını karşılamak amacıyla

140

140

elektrik üretmelerini sağlamaktır. Ancak yatırımcılar, LÜY’ün zorunlu kıldığı

tüketim aboneliğini edinmekle beraber PV santral üretiminin neredeyse tamamını

şebekeye vermektedirler. Böylece lisanssız PV piyasası kâr amaçlı üretim yapan

GES yatırımcılarının odak noktası haline gelmiştir. GES proje başvurularının

lisanssız üretim için belirlenen azami kapasite sınırında yoğunlaşması, PV santral

kurulumlarının neredeyse tamamının zemine monteli sistemlerden oluştuğunu

göstermektedir. Çatı tipi PV sistemler için bürokratik sürecinin zorlu ve maliyetli

olması, söz konusu sistemlere birim üretim maliyeti daha düşük olan zemine monteli

PV sistemlerle aynı miktarda teşvik uygulanması, Türkiye’de eski binalardaki

çatıların PV sistem kurulumuna uygun olmaması, bu alanda toplumsal bilincin ve

farkındalığın henüz oluşmaması gibi birçok sebepten Türkiye’de çatı tipi PV sistem

uygulamalarının yaygınlaşmasının zaman alacağı düşünülmektedir.

Dünyada pek çok ülkede güneş enerjisinden elektrik üretilmesine yönelik

farklı destekleme politikaları ve uygulamalar geliştirilmiştir. Bu alanda önde gelen

ülkelerin yaşadıkları tecrübeler değerlendirildiğinde, üretim maliyetlerindeki hızlı

düşüş takip edilmeden verilen yüksek miktarlardaki teşviklerin öngörülemeyen

kapasite artışlarına yol açtığı, destek ödemelerinin elektrik fiyatlarını yükselterek

nihai elektrik tüketicilerine yüklendiği anlaşılmaktadır. Üretim maliyetlerindeki

azalış ile beraber gelecek yıllarda PV sistem üretiminin fosil yakıtlı kaynakların

üretim maliyeti ile rekabet edebilecek düzeye ineceği beklenmektetir. Bu doğrultuda

birçok ülke yeni işletmeye girecek PV tesislerde FIT teşvik politikasından

vazgeçerek ihale yöntemiyle güneş enerjisi üretimini fiyatlandırmayı

planlamaktadırlar.

Türkiye’de 2011 yılında yasal düzenlemelerin ve destekleme mekanizmasının

oluşturulması ile canlanmaya başlayan güneş enerjisi piyasasının ülke örneklerinden

edilenilen dersler ve yapılan analizler ışığında sağlıklı bir şekilde işlemeye devam

etmesi için aşağıda başlıklar altında sunulan önerilerin dikkate alınması önemli

görülmektedir.

141

1. Kurumsal ve İdari Tedbirler

Türkiye’nin sahip olduğu güneş enerjisi potansiyelinden sistematik bir

şekilde ve azami düzeyde faydalanılması için gerekli politikaların belirlenmesine

yönelik ilgili tüm tarafların katılımıyla (üreticiler, meslek odaları, üniversiteler, kamu

kurumları, ilgili sivil toplum örgütleri, tüketici örgütleri vb.) bir kurul

oluşturulmalıdır. Söz konusu kurul tarafından güneş enerjisinin başta elektrik sektörü

olmak üzere bütün kullanım alanlarını kapsayan, teknoloji faaliyetlerinin de

içerisinde yer aldığı Güneş Enerjisi Stratejisi hazırlanmalıdır.

Türkiye’de gelecek yıllarda yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik

üretimindeki payının artacağı beklentisi doğrultusunda gelecek yıllarda rüzgâr ve

güneş gibi değişken güç santrallerinin elektrik enerjisinin kalitesini ve sistem

kararlılığını etkilemeden şebekeyle entegrasyonunun sağlanması oldukça önemlidir.

Yenilenebilir enerji kaynaklarına ilişkin kapasite projeksiyonlarını ve bunların

gelecek yıllarda iletim ve dağıtım sistemine olası etkilerini içeren Yenilenebilir

Enerji Kaynaklarının Şebekeye Entegrasyonu Programı TEİAŞ koordinatörlüğünde,

Kalkınma Bakanlığı, Hazine Müsteşarlığı, ETKB, TEDAŞ ve EDAŞ’larla işbirliği

halinde hazırlanmalıdır.

Dünyada güneş enerjisi teknolojilerindeki gelişmeler izlenerek son

gelişmelerin Türkiye’ye transfer edilmesi için gerekli Ar-Ge çalışmaları kamu

tarafından desteklenmelidir. Bu kapsamda öncelikle yerli sanayiinin ihtiyaçlarına

göre çalışan sanayiye yön veren bir Ulusal Güneş Enerjisi Araştırma Merkezi

kurulmalıdır. Üniversiteler, TÜBİTAK, YEGM, Meteoroloji Genel Müdürlüğü,

Makine ve Kimya Enstitüsü Kurumu, sivil toplum örgütleri ve diğer araştırma

merkezlerinde güneş enerjisi teknolojilerini geliştirmek için yürütülen Ar-Ge

çalışmalarından elde edilen sonuçlar araştırma merkezinde biraraya getirilerek bilgi

paylaşım ağı oluşturulmalıdır. Söz konusu merkez, güneş enerjisi teknolojileri

alanında Ar-Ge faaliyetlerini yürüten kurum ve kuruluşların yanı sıra imalat sanayii

ile işbirliği halinde çalışmalarını sürdürmelidir.

PV sistemlerden elektrik üretimin yaygınlaştırılmasında toplumsal bilincin ve

farkındalığın artırılması oldukça önemlidir. Bu amaçla öncelikle kamu kurum ve

141

140

elektrik üretmelerini sağlamaktır. Ancak yatırımcılar, LÜY’ün zorunlu kıldığı

tüketim aboneliğini edinmekle beraber PV santral üretiminin neredeyse tamamını

şebekeye vermektedirler. Böylece lisanssız PV piyasası kâr amaçlı üretim yapan

GES yatırımcılarının odak noktası haline gelmiştir. GES proje başvurularının

lisanssız üretim için belirlenen azami kapasite sınırında yoğunlaşması, PV santral

kurulumlarının neredeyse tamamının zemine monteli sistemlerden oluştuğunu

göstermektedir. Çatı tipi PV sistemler için bürokratik sürecinin zorlu ve maliyetli

olması, söz konusu sistemlere birim üretim maliyeti daha düşük olan zemine monteli

PV sistemlerle aynı miktarda teşvik uygulanması, Türkiye’de eski binalardaki

çatıların PV sistem kurulumuna uygun olmaması, bu alanda toplumsal bilincin ve

farkındalığın henüz oluşmaması gibi birçok sebepten Türkiye’de çatı tipi PV sistem

uygulamalarının yaygınlaşmasının zaman alacağı düşünülmektedir.

Dünyada pek çok ülkede güneş enerjisinden elektrik üretilmesine yönelik

farklı destekleme politikaları ve uygulamalar geliştirilmiştir. Bu alanda önde gelen

ülkelerin yaşadıkları tecrübeler değerlendirildiğinde, üretim maliyetlerindeki hızlı

düşüş takip edilmeden verilen yüksek miktarlardaki teşviklerin öngörülemeyen

kapasite artışlarına yol açtığı, destek ödemelerinin elektrik fiyatlarını yükselterek

nihai elektrik tüketicilerine yüklendiği anlaşılmaktadır. Üretim maliyetlerindeki

azalış ile beraber gelecek yıllarda PV sistem üretiminin fosil yakıtlı kaynakların

üretim maliyeti ile rekabet edebilecek düzeye ineceği beklenmektetir. Bu doğrultuda

birçok ülke yeni işletmeye girecek PV tesislerde FIT teşvik politikasından

vazgeçerek ihale yöntemiyle güneş enerjisi üretimini fiyatlandırmayı

planlamaktadırlar.

Türkiye’de 2011 yılında yasal düzenlemelerin ve destekleme mekanizmasının

oluşturulması ile canlanmaya başlayan güneş enerjisi piyasasının ülke örneklerinden

edilenilen dersler ve yapılan analizler ışığında sağlıklı bir şekilde işlemeye devam

etmesi için aşağıda başlıklar altında sunulan önerilerin dikkate alınması önemli

görülmektedir.

141

1. Kurumsal ve İdari Tedbirler

Türkiye’nin sahip olduğu güneş enerjisi potansiyelinden sistematik bir

şekilde ve azami düzeyde faydalanılması için gerekli politikaların belirlenmesine

yönelik ilgili tüm tarafların katılımıyla (üreticiler, meslek odaları, üniversiteler, kamu

kurumları, ilgili sivil toplum örgütleri, tüketici örgütleri vb.) bir kurul

oluşturulmalıdır. Söz konusu kurul tarafından güneş enerjisinin başta elektrik sektörü

olmak üzere bütün kullanım alanlarını kapsayan, teknoloji faaliyetlerinin de

içerisinde yer aldığı Güneş Enerjisi Stratejisi hazırlanmalıdır.

Türkiye’de gelecek yıllarda yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik

üretimindeki payının artacağı beklentisi doğrultusunda gelecek yıllarda rüzgâr ve

güneş gibi değişken güç santrallerinin elektrik enerjisinin kalitesini ve sistem

kararlılığını etkilemeden şebekeyle entegrasyonunun sağlanması oldukça önemlidir.

Yenilenebilir enerji kaynaklarına ilişkin kapasite projeksiyonlarını ve bunların

gelecek yıllarda iletim ve dağıtım sistemine olası etkilerini içeren Yenilenebilir

Enerji Kaynaklarının Şebekeye Entegrasyonu Programı TEİAŞ koordinatörlüğünde,

Kalkınma Bakanlığı, Hazine Müsteşarlığı, ETKB, TEDAŞ ve EDAŞ’larla işbirliği

halinde hazırlanmalıdır.

Dünyada güneş enerjisi teknolojilerindeki gelişmeler izlenerek son

gelişmelerin Türkiye’ye transfer edilmesi için gerekli Ar-Ge çalışmaları kamu

tarafından desteklenmelidir. Bu kapsamda öncelikle yerli sanayiinin ihtiyaçlarına

göre çalışan sanayiye yön veren bir Ulusal Güneş Enerjisi Araştırma Merkezi

kurulmalıdır. Üniversiteler, TÜBİTAK, YEGM, Meteoroloji Genel Müdürlüğü,

Makine ve Kimya Enstitüsü Kurumu, sivil toplum örgütleri ve diğer araştırma

merkezlerinde güneş enerjisi teknolojilerini geliştirmek için yürütülen Ar-Ge

çalışmalarından elde edilen sonuçlar araştırma merkezinde biraraya getirilerek bilgi

paylaşım ağı oluşturulmalıdır. Söz konusu merkez, güneş enerjisi teknolojileri

alanında Ar-Ge faaliyetlerini yürüten kurum ve kuruluşların yanı sıra imalat sanayii

ile işbirliği halinde çalışmalarını sürdürmelidir.

PV sistemlerden elektrik üretimin yaygınlaştırılmasında toplumsal bilincin ve

farkındalığın artırılması oldukça önemlidir. Bu amaçla öncelikle kamu kurum ve

142

142

kuruluşlarının çatıları iyileştirilerek buralarda PV sistem uygulamaları

yaygınlaştırılmalıdır. Kamu binalarında enerji verimliliği hedefine benzer şekilde

kamu binalarının elektrik ihtiyacının belirli bir oranının güneş enerjisinden

karşılanması hedefi konulmalıdır. Kamu alımlarında yerli imalat sanayiinin ürünleri

tercih edilmelidir.

PV sistem kurulumu yapan kişilerin yeterli tecrübeye sahip olmaması ya da

projelerinin doğru bir şekilde yapılmaması sonucunda sistemlerden beklenen

performans alınamamakta, sistemde çeşitli bağlantı sorunları ortaya çıkmaktadır.

Özellikle binalarda kurulan PV sistemler özel bir tasarım gerektirmektedir. Bu alanda

yerli mühendislik kapasitesinin geliştirilmesi için teknik liselerde, üniversitelerin

lisans ve yüksek lisans programlarında güneş enerjisi teknolojilerine yönelik

eğitimler artırılmalıdır. Güneş enerjisi teknolojileri alanında yetiştirilen kalifiye insan

gücüyle tasarlanmış ve yerli kaynakların kullanımıyla inşa edilmiş santrallerin ulusal

ekonomiye katkısının daha fazla olacağı düşünülmektedir.

2. Teşvik Mekaniznasının Oluşturulmasına Yönelik Öneriler

Dünyada güneş enerjisi piyasasında önde gelen ülkelerin yaşadıkları

tecrübeler ve aldıkları politika kararları incelendiğinde, maliyetlerdeki azalış ile

beraber büyük ölçekli PV sistemlerde FIT politikasından vazgeçilerek söz konusu

sistemler için ihale mekanizmasının geliştirildiği görülmektedir. 2020 yılına kadar

güneş enerjisi teknoloji maliyetlerindeki azalış miktarı izlenerek FIT mekanizması

güncellenmeli ve tarife oranları kademeli olarak düşürülmelidir. Böylece,

yatırımcıların aşırı kar etmeleri ve beklenmedik kapasite artışları önlenecek, teşvik

ödemelerinin nihai elektrik tüketicileri üzerinde yaratacağı mali yük azalacaktır.

2020 yılından itibaren ise PV kurulu gücünün ulaşacağı değer doğrultusunda 1 MW

ve üzerinde kapasiteye sahip PV santraller arasında yapılacak ihaleler sonucunda

elektrik satış fiyatı belirlenmeli, imzalanan uzun vadeli elektrik alım sözleşmeleriyle

santral işletmecisine sözleşmede belirlenen süre boyunca bu fiyattan alım garantisi

sağlanmalıdır. Ancak 2020 yılına kadar kapasitenin öngörüldüğü kadar büyümemesi

durumunda, GES’ler arasında yeterince rekabet oluşmayacak ve yine fiyatlar

maliyetin çok üzerinde belirlenecektir. Bu durumda ise alternatif olarak FIP

143

politikası ile piyasa satış fiyatının üzerine prim ilâve edilmelidir. Satış fiyatlarının

aşırı dalgalanmasını önlemek için de prim fiyata alt ve üst limitler getirilmelidir.

Türkiye’de güneş enerjisinden elektrik üretimi politikalarıyla öncelikle

hedeflenen husus, nihai tüketicilerin kendi ihtiyaçlarını karşılamaları için elektrik

üretmelerini sağlamak olmalıdır. 31.12.2020 tarihinden önce devreye girecek PV

yatırımlarının lisanssız elektrik üretimi kapsamında yer alabilmeleri için, üreticilerin

santralden üretilen elektriğin belirli oranı kadarını kendi tüketimleri için kullanmaları

zorunlu hale getirilmelidir. Böylece, lisanssız GES trafo kapasiteleri salt kâr amaçlı

yatırımcılardan ziyade, güneş enerjisinden kendi elektriğini üretmek isteyen nihai

elektrik tüketicilerine ayrılabilecektir.

Lisanssız üretim faaliyetinde bulunan PV santraller için belirlenen alım

garantili süre (10 yıl) tamamlandıktan sonra, tesisin kalan ekonomik ömründe

üretilen elektriğin lisanslı GES’lerde olduğu gibi serbest piyasa şartlarında şebekeye

arzına izin verilmelidir. GES projeleri için hazırlanan finansal analizlerde tesisin

ekonomik ömrünün tamamında elektrik satışından gelir elde edildiği varsayılmakta,

bu doğrultuda yatırım kararı alınmaktadır. Alım garantili sürenin geçerli olduğu 10

yıllık süre tamamlandıktan sonra tüketim fazlası elektriğin şebekeye verilememesi

halinde bazı GES projeleri kârlı olmaktan çıkacak, bu da yatırım kararlarını olumsuz

etkileyecektir.

Ölçek ekonomisinden dolayı küçük ölçekli çatı tipi PV sistemlerin yatırım

maliyetinin diğer PV sistemlerden yüksek olması, söz konusu sistemlere büyük

ölçekli sistemlerden daha fazla teşvik uygulanmasını gerekli kılmaktadır. Dünyada

FIT teşvik mekanizmasını uygulayan ülkelerin büyük çoğunluğunda çatı

uygulamaları ve zemine monte edilen PV sistem uygulamaları birbirinden ayrılmış,

her birinin altında tarife grupları oluşturulmuş, konutlarda ve ticari binalarda kendi

elektriğini üretmek isteyen yatırımcıları özendirmek için daha yüksek satış tarifeleri

belirlenmiştir. Bu kapsamda Türkiye’de de çatı tipi PV sistemler 1kW-30 kW, 30

kW-100 kW, 100 kW-1 MW ve 1 MW üzeri olmak üzere dört farklı kapasite

grubuna ayrılmalı, sistemlerin kapasitesi büyüdükçe satış tarifeleri azalacak şekilde

FIT oranları farklılaştırılmalıdır. Söz konusu sistemlerin ülkede yaygınlaşma

durumuna bağlı olarak tarifeler kademeli olarak indirilmelidir. Ayrıca belirli bir

143

143

politikası ile piyasa satış fiyatının üzerine prim ilâve edilmelidir. Satış fiyatlarının

aşırı dalgalanmasını önlemek için de prim fiyata alt ve üst limitler getirilmelidir.

Türkiye’de güneş enerjisinden elektrik üretimi politikalarıyla öncelikle

hedeflenen husus, nihai tüketicilerin kendi ihtiyaçlarını karşılamaları için elektrik

üretmelerini sağlamak olmalıdır. 31.12.2020 tarihinden önce devreye girecek PV

yatırımlarının lisanssız elektrik üretimi kapsamında yer alabilmeleri için, üreticilerin

santralden üretilen elektriğin belirli oranı kadarını kendi tüketimleri için kullanmaları

zorunlu hale getirilmelidir. Böylece, lisanssız GES trafo kapasiteleri salt kâr amaçlı

yatırımcılardan ziyade, güneş enerjisinden kendi elektriğini üretmek isteyen nihai

elektrik tüketicilerine ayrılabilecektir.

Lisanssız üretim faaliyetinde bulunan PV santraller için belirlenen alım

garantili süre (10 yıl) tamamlandıktan sonra, tesisin kalan ekonomik ömründe

üretilen elektriğin lisanslı GES’lerde olduğu gibi serbest piyasa şartlarında şebekeye

arzına izin verilmelidir. GES projeleri için hazırlanan finansal analizlerde tesisin

ekonomik ömrünün tamamında elektrik satışından gelir elde edildiği varsayılmakta,

bu doğrultuda yatırım kararı alınmaktadır. Alım garantili sürenin geçerli olduğu 10

yıllık süre tamamlandıktan sonra tüketim fazlası elektriğin şebekeye verilememesi

halinde bazı GES projeleri kârlı olmaktan çıkacak, bu da yatırım kararlarını olumsuz

etkileyecektir.

Ölçek ekonomisinden dolayı küçük ölçekli çatı tipi PV sistemlerin yatırım

maliyetinin diğer PV sistemlerden yüksek olması, söz konusu sistemlere büyük

ölçekli sistemlerden daha fazla teşvik uygulanmasını gerekli kılmaktadır. Dünyada

FIT teşvik mekanizmasını uygulayan ülkelerin büyük çoğunluğunda çatı

uygulamaları ve zemine monte edilen PV sistem uygulamaları birbirinden ayrılmış,

her birinin altında tarife grupları oluşturulmuş, konutlarda ve ticari binalarda kendi

elektriğini üretmek isteyen yatırımcıları özendirmek için daha yüksek satış tarifeleri

belirlenmiştir. Bu kapsamda Türkiye’de de çatı tipi PV sistemler 1kW-30 kW, 30

kW-100 kW, 100 kW-1 MW ve 1 MW üzeri olmak üzere dört farklı kapasite

grubuna ayrılmalı, sistemlerin kapasitesi büyüdükçe satış tarifeleri azalacak şekilde

FIT oranları farklılaştırılmalıdır. Söz konusu sistemlerin ülkede yaygınlaşma

durumuna bağlı olarak tarifeler kademeli olarak indirilmelidir. Ayrıca belirli bir

144

144

kapasiteye kadar çatı tipi PV sistemlerde alternatif bir teşvik mekanizması olarak çift

taraflı ölçüm sistemleri düşünülmelidir. Böylece, PV sistemlerden üretilen elektriğin

tüketilemeyen kısmı (kWh), güneş ışınımının az olduğu zamanlarda veya akşam

saatlerinde şebekeden alınan elektrik miktarı (kWh) ile belirli dönemlerde (3 ay, 6 ay

gibi) mahsuplaştırılarak konutlardaki ve ticari tip PV sistem uygulamaları teşvik

edilmelidir.

3. Yerli İmalat Sanayiinin Geliştirilmesine Yönelik Öneriler

PV teknolojisinin üretim sürecinde katma değeri en yüksek olan sistem

elemanı hücredir. Güneş enerjisi teknolojisinin geliştirilmesinde öncelikle hedeflenen

PV hücre seri üretiminin gerçekleştirilmesi olmalıdır. PV hücre teknolojisinin

gelişiminde; üniversitelerde, TÜBİTAK ve diğer araştırma kuruluşlarında yürütülen

Ar-Ge faaliyetlerinin ve teknolojik gelişmelerin endüstriye aktarılması önemli

görülmektedir.

AB ülkelerinde uygulanan destekleme mekanizmalarına benzer şekilde

Türkiye’de PV hücre ve modül üretim sürecinin geliştirilmesinde gerekli olan

yatırımların finansmanının bir kısmının (yüzde 30-50 aralığında)279 kamu kaynağı ile

kalanının özel sektörün kendi finansman imkanlarıyla gerçekleştirilmesi

sağlanmalıdır.

Uluslararası işbirlikleri geliştirilerek özellikle yurt dışından gelecek büyük

ölçekli yatırımlarda teknoloji transferi şartının getirilmesi ve teknolojinin

yerlileştirilmesi sağlanmalıdır.

Yerli güneş enerjisi sanayiinin ithal ürünlerle rekabet şartlarını iyileştirmek

ve gelişmesini desteklemek üzere, YEK Kanunu ile düzenlenen ilâve yerli katkı payı

uygulama süresi 10 yıla yükseltilmelidir. Ayrıca, PV santrallerde yerli katkı payı

ilâvesinde belirlenen oranlar yerli imalat sanayiinin üretim kapasitesi dikkate

alınarak yeniden düzenlenmelidir. Böylece, güneş enerjisi sistem elemanlarının yurt

içinde üretilmesine yönelik girişimlerin önü açılmalıdır.

279 EPIA (European Photovoltaic Industry Association), 2010b:24.

145

Son dönemde Çin menşeli modüller için Türkiye, ciddi bir pazar haline

gelmiştir. Bu durum, PV sistem maliyetlerinin azalması açısından fırsat sağlarken

beraberinde birtakım tehditler de getirmektedir. Hâlihazırda dünyadaki modül

üretiminin yarısından fazlası Çin’de gerçekleştirilmekte olup söz konusu ülke rekabet

üstünlüğüne sahiptir. ABD ve AB ülkeleri yerli imalat sanayiilerini korumak için Çin

menşeli PV modüllere karşı anti-damping vergileri uygulamış ve modüllerin

ithalatının önünü kapatmaya çalışmışlardır. Alınan önlemler sonucunda da söz

konusu modüllerin fiyatları yükselmiştir. ABD ve AB ülkelerinden farklı olarak

Türkiye, henüz PV teknolojisinde küresel uyumluluğu sağlayabilecek bir altyapıya

sahip değildir. Türkiye’de yerli imalat sanayiinin korunması amacıyla ticaret

engellerinin getirilmesi kısa vadede PV sistem fiyatlarının yükselmesine neden

olacak, bu da yatırımların yavaşlamasına yol açacaktır. Belirli kalitedeki PV sistem

elemanlarını üretebilecek ve yurt içindeki talebi büyük oranda karşılayabilecek

kapasiteye ulaşılana kadar yerli imalat sanayiinin korunması için en etkili politika

aracı, YEK Kanununun II sayılı cetvelindeki teşvik mekanizmasıdır.

Kalkınma Bakanlığından ve diğer kamu kaynaklarından sağlanan ödeneklerle

üniversitelerde, belediyelerde ve bölgesel kalkınma idarelerinde yapılması planlanan

PV yatırımlarında yerli ürün kullanılması zorunluluğu getirilmelidir.

4. Güneş Enerjisi Yatırım Sürecinin İyileştirilmesine Yönelik Öneriler

Güneş enerjisi yatırımcılarının karşılaştığı mevzuata ilişkin ve uygulamadaki

zorluklar tespit edilmeli, yatırımların hızlandırılması için gerekli yasal düzenlemeler

yapılmalıdır. Özellikle dağıtım sistemine AG hattından bağlanacak olan konutlar için

PV sistem başvurularının diğer sistemlere göre daha kolay ve hızlı olması

sağlanmalıdır.

Her bir bölge için ayrılan GES lisanssız kapasitesinin yatırımcılar arasında

adil bir şekilde dağıtılmasında, başvuruların şeffaf bir ortamda ve eşit şartlarda

değerlendirilmesinde yerel dağıtım şirketleri ile beraber TEDAŞ’ın görev alması

sağlanmalıdır.

145

145

Son dönemde Çin menşeli modüller için Türkiye, ciddi bir pazar haline

gelmiştir. Bu durum, PV sistem maliyetlerinin azalması açısından fırsat sağlarken

beraberinde birtakım tehditler de getirmektedir. Hâlihazırda dünyadaki modül

üretiminin yarısından fazlası Çin’de gerçekleştirilmekte olup söz konusu ülke rekabet

üstünlüğüne sahiptir. ABD ve AB ülkeleri yerli imalat sanayiilerini korumak için Çin

menşeli PV modüllere karşı anti-damping vergileri uygulamış ve modüllerin

ithalatının önünü kapatmaya çalışmışlardır. Alınan önlemler sonucunda da söz

konusu modüllerin fiyatları yükselmiştir. ABD ve AB ülkelerinden farklı olarak

Türkiye, henüz PV teknolojisinde küresel uyumluluğu sağlayabilecek bir altyapıya

sahip değildir. Türkiye’de yerli imalat sanayiinin korunması amacıyla ticaret

engellerinin getirilmesi kısa vadede PV sistem fiyatlarının yükselmesine neden

olacak, bu da yatırımların yavaşlamasına yol açacaktır. Belirli kalitedeki PV sistem

elemanlarını üretebilecek ve yurt içindeki talebi büyük oranda karşılayabilecek

kapasiteye ulaşılana kadar yerli imalat sanayiinin korunması için en etkili politika

aracı, YEK Kanununun II sayılı cetvelindeki teşvik mekanizmasıdır.

Kalkınma Bakanlığından ve diğer kamu kaynaklarından sağlanan ödeneklerle

üniversitelerde, belediyelerde ve bölgesel kalkınma idarelerinde yapılması planlanan

PV yatırımlarında yerli ürün kullanılması zorunluluğu getirilmelidir.

4. Güneş Enerjisi Yatırım Sürecinin İyileştirilmesine Yönelik Öneriler

Güneş enerjisi yatırımcılarının karşılaştığı mevzuata ilişkin ve uygulamadaki

zorluklar tespit edilmeli, yatırımların hızlandırılması için gerekli yasal düzenlemeler

yapılmalıdır. Özellikle dağıtım sistemine AG hattından bağlanacak olan konutlar için

PV sistem başvurularının diğer sistemlere göre daha kolay ve hızlı olması

sağlanmalıdır.

Her bir bölge için ayrılan GES lisanssız kapasitesinin yatırımcılar arasında

adil bir şekilde dağıtılmasında, başvuruların şeffaf bir ortamda ve eşit şartlarda

değerlendirilmesinde yerel dağıtım şirketleri ile beraber TEDAŞ’ın görev alması

sağlanmalıdır.

146

146

5. Diğer Öneriler

Küresel piyasada PV sistem elemanlarının kalitesi genellikle son birkaç yılda

artsa da rekabet şiddetlendikçe üreticilerin bazıları düşük maliyetlerle belirli kalite

standartlarının altındaki modülleri yurt dışındaki pazarlara ihraç etmektedir.280

Gelecek yıllarda yatırımcıların mağdur olmaması için üretim hatası olan, verimliliği

düşük, kalite standartlarını sağlamayan PV sistem elemanlarının ülkeye girişinin

engellenmesi için gerekli tedbirler alınmalıdır. Bu amaçla ithal edilen PV sistem

elemanlarının ihtisas gümrüğünün281 kontrolünden geçirilerek Türkiye’ye girmesine

izin verilmelidir. İhtisas gümrüğünde YEGM ve TSE’nin görevlendirilmesi

sağlanmalıdır.

PV sistem elemanlarının, piyasaya dağıtımı veya arzı aşamasında ilgili teknik

düzenlemeye uygun olarak üretilip üretilmediğini ve güvenli olup olmadığını tespit

etmek için piyasanın denetim ve gözetimden geçirilmesi sağlanmalıdır. Yurt dışından

panel ithal eden üreticilere garanti belgesi ve servis zorunluluğu getirilmelidir. Bu

konuda Ekonomi Bakanlığı, ETKB, YEGM, Bilim Sanayi ve Teknoloji Bakanlığı,

Gümrük ve Ticaret Bakanlığı, TSE’nin işbirliği ile gerekli yasal düzenlemeler

yapılmalıdır.

280 IEA, 2014b:16. 281 İhtisas gümrükleri uygulaması belirlenen bazı eşyaların gümrük işlemlerinin yalnızca belirli gümrük idarelerinden yapılması olarak tanımlanan bir gümrük politikasının uygulamadaki adıdır. Bahse konu gümrüklerde ithal eşyanın belirli zorunlu standartlara sahip olup olmadığı kontrol edilmektedir. Gümrükler Genel Müdürlüğü, 18.08.2015. <http://ggm.gtb.gov.tr/gumruk-idareleri/ihtisas-gumrukleri-uygulamasi>

147

SONUÇ

Fosil kaynakların sınırlı rezervleri ve fiyatlarındaki dalgalanmalar, enerji

kaynaklı sera gazı salımları gibi sorunlar yenilenebilir enerji kaynakları lehine bir

dönüşümün yaşanmasına neden olmuştur. Ülkeler, olası bir enerji krizinin ekonomi

üzerindeki olumsuz etkilerinden korunmak için güvenli, çevre dostu ve sürdürülebilir

enerji kaynağı olan GES’leri inşa etmekte, geliştirdikleri güneş enerjisi

teknolojilerini ihraç ederek ekonomilerini güçlendirmekte, yeni istihdam alanları

yaratmaktadır. Bu amaçla birçok ülkede geliştirilen destek politikalarıyla hem güneş

enerjisinden elektrik üretim sanayii olgunlaşmış hem de GES kurulu gücü hızla

artmıştır. Yenilenebilir enerji kaynakları destek politikaları arasında FIT

mekanizması GES yatırımlarının en hızlı tepki verdiği ve bu nedenle dünyada en

yaygın kullanılan destek politikasıdır. Diğer taraftan, son dönemde büyük ölçekli PV

sistemlerde yenilenebilir enerji ihaleleri politikasını uygulayan ülke sayısının

yükseldiği gözlenmektedir.

1800’lü yıllardan günümüze kadar devam eden yoğun Ar-Ge faaliyetleri

sonucunda güneş enerjisinden elektrik üretim teknolojilerinin üretim verimlilikleri

yükselmiş, bu teknolojilerin ekonomik ömürleri uzatılmış ve üretim maliyetleri

büyük oranda düşürülmüştür. Teknolojik gelişmelerle beraber yüksek ışınım

değerine sahip bazı bölgelerde PV santrallerden üretilen elektriğin birim maliyeti

geleneksel santrallerle rekabet edebilecek düzeye gelmiştir.

PV sistem maliyetlerinin hızlı bir şekilde azalması ve teşvik politikalarının

neden olduğu mali yükün artması, hükümetlerin GES yatırımlarına uyguladıkları

politikaları yeniden gözden geçirmelerine neden olmuştur. PV sistem maliyetlerinin

takip edilemeyen bir hızla düşmesi, yatırımcıların aşırı kâr elde etmelerini önleyecek

bir teşvik mekanizmasının oluşturulmasını zorlaştırmıştır. İspanya ve İtalya gibi

ülkelerde piyasadaki elektrik satış fiyatının çok üzerinde belirlenen teşvikler

nedeniyle perakende elektrik satış fiyatları büyük oranlarda yükselmiştir. Bu durum,

AB ülkelerinin bazılarının geçmişe dönük politika değişiklikleri ve teşviklerde

indirim yapmalarına neden olmuştur. FIT politikasını dünyada en başarılı uygulayan

ülkelerden biri olan Almanya ise maliyet azalışlarına karşı öncelikle kademeli olarak

tarife indirimlerine ve yıllık PV kurulumlarına kapasite sınırı getirerek tepki

147

146

5. Diğer Öneriler

Küresel piyasada PV sistem elemanlarının kalitesi genellikle son birkaç yılda

artsa da rekabet şiddetlendikçe üreticilerin bazıları düşük maliyetlerle belirli kalite

standartlarının altındaki modülleri yurt dışındaki pazarlara ihraç etmektedir.280

Gelecek yıllarda yatırımcıların mağdur olmaması için üretim hatası olan, verimliliği

düşük, kalite standartlarını sağlamayan PV sistem elemanlarının ülkeye girişinin

engellenmesi için gerekli tedbirler alınmalıdır. Bu amaçla ithal edilen PV sistem

elemanlarının ihtisas gümrüğünün281 kontrolünden geçirilerek Türkiye’ye girmesine

izin verilmelidir. İhtisas gümrüğünde YEGM ve TSE’nin görevlendirilmesi

sağlanmalıdır.

PV sistem elemanlarının, piyasaya dağıtımı veya arzı aşamasında ilgili teknik

düzenlemeye uygun olarak üretilip üretilmediğini ve güvenli olup olmadığını tespit

etmek için piyasanın denetim ve gözetimden geçirilmesi sağlanmalıdır. Yurt dışından

panel ithal eden üreticilere garanti belgesi ve servis zorunluluğu getirilmelidir. Bu

konuda Ekonomi Bakanlığı, ETKB, YEGM, Bilim Sanayi ve Teknoloji Bakanlığı,

Gümrük ve Ticaret Bakanlığı, TSE’nin işbirliği ile gerekli yasal düzenlemeler

yapılmalıdır.

280 IEA, 2014b:16. 281 İhtisas gümrükleri uygulaması belirlenen bazı eşyaların gümrük işlemlerinin yalnızca belirli gümrük idarelerinden yapılması olarak tanımlanan bir gümrük politikasının uygulamadaki adıdır. Bahse konu gümrüklerde ithal eşyanın belirli zorunlu standartlara sahip olup olmadığı kontrol edilmektedir. Gümrükler Genel Müdürlüğü, 18.08.2015. <http://ggm.gtb.gov.tr/gumruk-idareleri/ihtisas-gumrukleri-uygulamasi>

147

SONUÇ

Fosil kaynakların sınırlı rezervleri ve fiyatlarındaki dalgalanmalar, enerji

kaynaklı sera gazı salımları gibi sorunlar yenilenebilir enerji kaynakları lehine bir

dönüşümün yaşanmasına neden olmuştur. Ülkeler, olası bir enerji krizinin ekonomi

üzerindeki olumsuz etkilerinden korunmak için güvenli, çevre dostu ve sürdürülebilir

enerji kaynağı olan GES’leri inşa etmekte, geliştirdikleri güneş enerjisi

teknolojilerini ihraç ederek ekonomilerini güçlendirmekte, yeni istihdam alanları

yaratmaktadır. Bu amaçla birçok ülkede geliştirilen destek politikalarıyla hem güneş

enerjisinden elektrik üretim sanayii olgunlaşmış hem de GES kurulu gücü hızla

artmıştır. Yenilenebilir enerji kaynakları destek politikaları arasında FIT

mekanizması GES yatırımlarının en hızlı tepki verdiği ve bu nedenle dünyada en

yaygın kullanılan destek politikasıdır. Diğer taraftan, son dönemde büyük ölçekli PV

sistemlerde yenilenebilir enerji ihaleleri politikasını uygulayan ülke sayısının

yükseldiği gözlenmektedir.

1800’lü yıllardan günümüze kadar devam eden yoğun Ar-Ge faaliyetleri

sonucunda güneş enerjisinden elektrik üretim teknolojilerinin üretim verimlilikleri

yükselmiş, bu teknolojilerin ekonomik ömürleri uzatılmış ve üretim maliyetleri

büyük oranda düşürülmüştür. Teknolojik gelişmelerle beraber yüksek ışınım

değerine sahip bazı bölgelerde PV santrallerden üretilen elektriğin birim maliyeti

geleneksel santrallerle rekabet edebilecek düzeye gelmiştir.

PV sistem maliyetlerinin hızlı bir şekilde azalması ve teşvik politikalarının

neden olduğu mali yükün artması, hükümetlerin GES yatırımlarına uyguladıkları

politikaları yeniden gözden geçirmelerine neden olmuştur. PV sistem maliyetlerinin

takip edilemeyen bir hızla düşmesi, yatırımcıların aşırı kâr elde etmelerini önleyecek

bir teşvik mekanizmasının oluşturulmasını zorlaştırmıştır. İspanya ve İtalya gibi

ülkelerde piyasadaki elektrik satış fiyatının çok üzerinde belirlenen teşvikler

nedeniyle perakende elektrik satış fiyatları büyük oranlarda yükselmiştir. Bu durum,

AB ülkelerinin bazılarının geçmişe dönük politika değişiklikleri ve teşviklerde

indirim yapmalarına neden olmuştur. FIT politikasını dünyada en başarılı uygulayan

ülkelerden biri olan Almanya ise maliyet azalışlarına karşı öncelikle kademeli olarak

tarife indirimlerine ve yıllık PV kurulumlarına kapasite sınırı getirerek tepki

148

148

göstermiştir. Gelecek yıllarda PV sistemlerden üretilen elektriğin maliyetinin

geleneksel santrallerle eşitleneceği öngörüsü doğrultusunda Almanya gibi birçok

ülke FIT politikasından vazgeçerek yenilenebilir enerji ihaleleri ile elektrik satış

tarifelerini belirlemeyi planlamaktadır.

Diğer taraftan Türkiye, enerji ihtiyacı her yıl artış gösteren, ihtiyacının büyük

bir kısmını ithal kaynaklarla karşılayan ve bu nedenle enerjide dışa bağımlılığı

yüksek olan bir ülkedir. Türkiye’de enerjide dışa bağımlılığın azaltılmasında;

işletmesi esnasında yakıt kullanmayan, işletme ve bakım maliyetleri düşük

seviyelerde gerçekleşen, ihtiyaca göre ölçeklendirilmesi kolay olan ve yerleşim

bölgelerindeki nihai elektrik kullanıcılarına en yakın mesafede kurulabilen GES’lerin

yaygınlaştırılması ciddi bir seçenek haline gelmiştir.

2011 yılında YEK Kanununda FIT oranlarının piyasa fiyatlarının oldukça

üzerinde belirlenmesi sonucunda Türkiye’nin yüksek güneş enerjisi potansiyelini

değerlendirmeyi bekleyen yatırımcıların önü açılmıştır. Çalışmada yer alan finansal

analizlerden, Türkiye’de PV yatırımları için uygun ortamın oluştuğu, FIT teşvik

fiyatının ve garantili alım süresinin yatırımcıların kâr etmelerini sağlayacak düzeyde

olduğu sonucuna varılmıştır. Mevcut durumda PV sistemlerden üretilen elektriğin

birim maliyeti geleneksel yakıtlı santrallerle rekabet edecek seviyeye inmemiştir.

IEA’ya göre 2020 yılına kadar PV sistem üretim maliyetlerinin ortalama yüzde 25

oranında azalacağı öngörülmektedir.282 Bu doğrultuda, Türkiye’de büyük ölçekli PV

sistem birim elektrik üretim maliyetinin 2020 yılından itibaren geleneksel santrallerle

rekabet edebilecek düzeye inmesi beklenmektedir.

GES yatırımlarının uzun vadede ülke ekonomisinde yaratacağı fayda ve

maliyetlerin öngörülmesi, güneş enerjisinin Türkiye elektrik sistemi içerisinde

yerinin belirlenmesinde oldukça önemlidir. Çalışma kapsamında GES yatırımlarının;

istihdam üzerindeki olumlu etkisi, sera gazının azaltılmasındaki faydası ve şebekeye

entegrasyonu için gerekli ilave yatırımların değeri hesaplanamamakla beraber

enerjide dışa bağımlılığın azaltılmasındaki etkisi ortaya konulmuştur. Bu doğrultuda

GES yatırımlarının sağlayacağı doğal gaz yakıt tasarruf değerleri ile PV sistem

makine ve ekipmanlarının ithalat giderine yönelik analizler yapılmıştır. Gelecek

149

yıllarda doğal gaz alım fiyatlarının düşmesi halinde (azalan fiyat senaryosu) enerji

kaynaklı ithalat giderlerinin azaltılmasında GES yatırımlarının ülke ekonomisine

olumlu katkı sağlayabilmesi, ancak GES’lerin inşası ve kurulumlarında gerekli olan

makine ve ekipmanların yurt içinde üretilmesi ve dolayısıyla yerli imalat sanayiinin

ve GES teknolojilerinin geliştirilmesi ile mümkün olacağı sonucuna varılmıştır.

Türkiye’de GES’lerin milli ekonomiye azami düzeyde fayda sağlayabilmesi için

destek politikalarının, yalnızca güneş enerjisi kurulu gücünü artırmak odaklı bir

yaklaşımdan ziyade, yerli imalat sanayiinin gelişmesini sağlayacak şekilde

belirlenmesi gerekmektedir.

Türkiye’de orta vadeli elektrik enerjisi talep ve arz projeksiyon çalışmaları

sonucunda 2020 yılına kadar elektrik enerjisi talebinin yeterli yedekle

karşılanabileceği öngörülmektedir. Diğer taraftan, güneş enerjisinden elektrik üretim

maliyetlerinin 2020 yılından itibaren fosil yakıtlı santrallerle rekabet edebilecek

düzeye gelmesi beklenmektedir. Bu doğrultuda hem serbest piyasa dengesinin

korunması hem de teşvik mekanizmasının yaratacağı mali yükün azaltılması

açısından Türkiye’de güneş enerjisinden elektrik üretim yatırımlarının 2020 yılına

kadar kademeli olarak artırılmasına izin verilmeli, FIT oranlarının maliyetteki

değişim takip edilerek sürekli güncellenmesi sağlanmalıdır. 2020 yılından itibaren

üretim maliyetlerinin öngörüldüğü düzeyde azalması durumunda ilave bir teşviğe

gerek olmadan güneş enerjisinden elektrik üretimi şebekeye entegre edilmelidir.

149

148

göstermiştir. Gelecek yıllarda PV sistemlerden üretilen elektriğin maliyetinin

geleneksel santrallerle eşitleneceği öngörüsü doğrultusunda Almanya gibi birçok

ülke FIT politikasından vazgeçerek yenilenebilir enerji ihaleleri ile elektrik satış

tarifelerini belirlemeyi planlamaktadır.

Diğer taraftan Türkiye, enerji ihtiyacı her yıl artış gösteren, ihtiyacının büyük

bir kısmını ithal kaynaklarla karşılayan ve bu nedenle enerjide dışa bağımlılığı

yüksek olan bir ülkedir. Türkiye’de enerjide dışa bağımlılığın azaltılmasında;

işletmesi esnasında yakıt kullanmayan, işletme ve bakım maliyetleri düşük

seviyelerde gerçekleşen, ihtiyaca göre ölçeklendirilmesi kolay olan ve yerleşim

bölgelerindeki nihai elektrik kullanıcılarına en yakın mesafede kurulabilen GES’lerin

yaygınlaştırılması ciddi bir seçenek haline gelmiştir.

2011 yılında YEK Kanununda FIT oranlarının piyasa fiyatlarının oldukça

üzerinde belirlenmesi sonucunda Türkiye’nin yüksek güneş enerjisi potansiyelini

değerlendirmeyi bekleyen yatırımcıların önü açılmıştır. Çalışmada yer alan finansal

analizlerden, Türkiye’de PV yatırımları için uygun ortamın oluştuğu, FIT teşvik

fiyatının ve garantili alım süresinin yatırımcıların kâr etmelerini sağlayacak düzeyde

olduğu sonucuna varılmıştır. Mevcut durumda PV sistemlerden üretilen elektriğin

birim maliyeti geleneksel yakıtlı santrallerle rekabet edecek seviyeye inmemiştir.

IEA’ya göre 2020 yılına kadar PV sistem üretim maliyetlerinin ortalama yüzde 25

oranında azalacağı öngörülmektedir.282 Bu doğrultuda, Türkiye’de büyük ölçekli PV

sistem birim elektrik üretim maliyetinin 2020 yılından itibaren geleneksel santrallerle

rekabet edebilecek düzeye inmesi beklenmektedir.

GES yatırımlarının uzun vadede ülke ekonomisinde yaratacağı fayda ve

maliyetlerin öngörülmesi, güneş enerjisinin Türkiye elektrik sistemi içerisinde

yerinin belirlenmesinde oldukça önemlidir. Çalışma kapsamında GES yatırımlarının;

istihdam üzerindeki olumlu etkisi, sera gazının azaltılmasındaki faydası ve şebekeye

entegrasyonu için gerekli ilave yatırımların değeri hesaplanamamakla beraber

enerjide dışa bağımlılığın azaltılmasındaki etkisi ortaya konulmuştur. Bu doğrultuda

GES yatırımlarının sağlayacağı doğal gaz yakıt tasarruf değerleri ile PV sistem

makine ve ekipmanlarının ithalat giderine yönelik analizler yapılmıştır. Gelecek

149

yıllarda doğal gaz alım fiyatlarının düşmesi halinde (azalan fiyat senaryosu) enerji

kaynaklı ithalat giderlerinin azaltılmasında GES yatırımlarının ülke ekonomisine

olumlu katkı sağlayabilmesi, ancak GES’lerin inşası ve kurulumlarında gerekli olan

makine ve ekipmanların yurt içinde üretilmesi ve dolayısıyla yerli imalat sanayiinin

ve GES teknolojilerinin geliştirilmesi ile mümkün olacağı sonucuna varılmıştır.

Türkiye’de GES’lerin milli ekonomiye azami düzeyde fayda sağlayabilmesi için

destek politikalarının, yalnızca güneş enerjisi kurulu gücünü artırmak odaklı bir

yaklaşımdan ziyade, yerli imalat sanayiinin gelişmesini sağlayacak şekilde

belirlenmesi gerekmektedir.

Türkiye’de orta vadeli elektrik enerjisi talep ve arz projeksiyon çalışmaları

sonucunda 2020 yılına kadar elektrik enerjisi talebinin yeterli yedekle

karşılanabileceği öngörülmektedir. Diğer taraftan, güneş enerjisinden elektrik üretim

maliyetlerinin 2020 yılından itibaren fosil yakıtlı santrallerle rekabet edebilecek

düzeye gelmesi beklenmektedir. Bu doğrultuda hem serbest piyasa dengesinin

korunması hem de teşvik mekanizmasının yaratacağı mali yükün azaltılması

açısından Türkiye’de güneş enerjisinden elektrik üretim yatırımlarının 2020 yılına

kadar kademeli olarak artırılmasına izin verilmeli, FIT oranlarının maliyetteki

değişim takip edilerek sürekli güncellenmesi sağlanmalıdır. 2020 yılından itibaren

üretim maliyetlerinin öngörüldüğü düzeyde azalması durumunda ilave bir teşviğe

gerek olmadan güneş enerjisinden elektrik üretimi şebekeye entegre edilmelidir.

150

150

EKLER

EK.1. Türkiye Toplam Güvenilir Elektrik Üretim Miktarının ve Toplam Üretim İçerisindeki Payının Enerji Kaynağı Türüne Göre Değişimi

Yıllar 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Linyit TWh 39 39 41 41 48 48 % 12,1 11,1 11,2 10,8 12,4 12,1

T.Kömür+Asfaltit TWh 3 13 13 13 13 13 % 1 3,6 3,5 3,4 3,4 3,4

İthal Kömür TWh 41 41 39 39 39 39 % 12,7 11,6 10,8 10,4 10 9,6

Doğal Gaz TWh 171 182 188 191 195 204 % 53,4 52 51,7 50,7 49,8 50,9

Jeotermal TWh 3 4 5 5 5 5 % 0,9 1,3 1,3 1,4 1,4 1,3

Fuel Oil TWh 4 4 5 5 5 5 % 1,1 1,3 1,5 1,4 1,3 1,3

Nükleer TWh 0 0 0 0 0 0 % 0 0 0 0 0 0

Diğer TWh 1 1 1 1 1 1 % 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,2

Biogaz+Atık TWh 2 2 2 2 2 2 % 0,6 0,6 0,6 0,6 0,5 0,5

Hidrolik TWh 49 54 57 61 62 62 % 15,3 15,3 15,8 16,2 15,9 15,5

RES TWh 8 9 10 15 15 15 % 2,6 2,7 2,8 4 3,9 3,8

GES TWh 0,1 1 2 3 4 5 % 0 0,3 0,6 0,9 1,1 1,4

Toplam TWh 320 351 363 376 392 402 % 100 100 100 100 100 100

Kaynak: TEİAŞ, 2015:55’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

151

EK

.2 G

üneş

Ene

rjis

ine

Day

alı Ü

retim

Tes

isle

rind

e Y

erli

Ürü

n K

ulla

nılm

ası D

urum

unda

Uyg

ulan

acak

İlâv

e T

eşvi

k Fi

yatla

rı

(se

nt/k

Wh)

Yur

t İçi

nde

Ger

çekl

eşen

İmal

at

Yer

li K

atkı

İl

aves

i Y

urt İ

çind

e Ü

retil

en M

akin

e-E

kipm

an T

ürü

Yer

li A

ksam

O

ranı

İl

ave

Kat

kı T

utar

ı

1-PV

pan

el e

nteg

rasy

onu

ve g

üneş

ya

pısa

l mek

aniğ

i im

alat

ı

0,8

1. T

aşıy

ıcı y

apı (

Mek

anik

bağ

lant

ı ele

man

ları,

des

tek

tem

eli,

taki

pli v

eya

taki

psiz

de

stek

yap

ısı,

kabl

o ka

nalla

rı).

55

0,8×

%55

=0,4

4

2. E

lekt

riks

el b

ağla

ntıla

r (K

ablo

, kab

lo b

ağla

ntı k

utul

arı,

sist

em k

orum

a de

vrel

eri).

45

0,

8×%

45=0

,36

2-PV

mod

ülle

ri

1,3

2.1.

Kri

stal

Sili

kon

PV m

odül

ler

2.1.

1. C

am

20

1,3×

%20

=0,2

6 2.

1.2.

Çer

çeve

15

1,

3×%

15=0

,20

2.1.

3. H

ücre

Kor

uyuc

u Sa

rma/

Kap

lam

a M

alze

mes

i (En

kaps

ulan

t) 20

1,

3×%

20=0

,26

2.1.

4. A

lt K

oruy

ucu

Taba

ka (B

ack

Shee

t) 20

1,

3×%

20=0

,26

2.1.

5. K

ablo

Bağ

lant

ı Kut

usu

( jun

ctio

n bo

x)

20

1,3×

%20

=0,2

6 2.

1.6.

Akı

m T

aşıy

ıcı İ

letk

en Ş

erit

5 1,

3×%

50=0

,07

2.2.

Oda

klay

ıcılı

PV

mod

ülle

r

2.

2.1.

Hüc

rele

ri bi

r ara

da tu

tan

yapı

35

1,

3×%

35=0

,46

2.2.

2. Ç

erçe

ve

15

1,3×

%15

=0,2

0 2.

2.3.

Soğ

utuc

u ün

ite

50

1,3×

%50

=0,6

5

3-PV

mod

ülün

ü ol

uştu

ran

hücr

eler

3,5

3.1.

Kri

stal

Sili

kon

PV h

ücre

ler

3.1.

1. S

afla

ştırı

lmış

silis

yum

25

3,

5×%

25=0

,88

3.1.

2. K

ütük

(ing

ot)

15

3,5×

%15

=0,5

3 3.

1.3.

Dili

mle

nmiş

kül

çele

r (w

afer

) 30

3,

5×%

30=1

,10

3.1.

4. H

ücre

30

3,

5×%

30=1

,10

3.2.

İnce

film

esa

slı P

V h

ücre

ler

3.2.

1. İn

ce fi

lm m

alze

mes

i 15

3,

5×%

15=0

,53

3.2.

2. İn

ce fi

lm m

alze

mey

i taş

ıyan

altl

ık (c

am, v

b.)

20

3,5×

%20

=0,7

0 3.

2.3.

İnce

film

hüc

re

65

3,5×

%65

=2,2

3 3.

3. O

dakl

ayıc

ılı P

V h

ücre

ler

(Çok

kat

man

lı PV

ele

man

) 10

0 3,

5

4. İn

vertö

r 0,

6 B

ir en

erji

kayn

ağın

dan

üret

ilen

doğr

u ak

ımın

, bağ

lant

ı nok

tası

nın

geril

im il

e fre

kans

de

ğerle

riyle

uyu

mlu

ola

cak

şeki

lde

alte

rnat

if ak

ıma

dönü

ştürü

lmes

ini s

ağla

yan

güç

elek

troni

ği ü

nite

si.

100

0,6

5- P

V m

odül

ü üz

erin

e gü

neş ı

şının

ı od

akla

yan

mal

zem

e 0,

5 G

üneş

ışın

ların

ı, PV

mod

ülü

üzer

inde

bul

unan

bir

veya

bird

en fa

zla

sayı

daki

PV

hü

cres

i üze

rine

yoğu

nlaş

tıran

yan

sıtıc

ı vey

a od

akla

yıcı

öze

llikl

i opt

ik m

alze

me.

10

0 0,

5

151

150

EKLER

EK.1. Türkiye Toplam Güvenilir Elektrik Üretim Miktarının ve Toplam Üretim İçerisindeki Payının Enerji Kaynağı Türüne Göre Değişimi

Yıllar 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Linyit TWh 39 39 41 41 48 48 % 12,1 11,1 11,2 10,8 12,4 12,1

T.Kömür+Asfaltit TWh 3 13 13 13 13 13 % 1 3,6 3,5 3,4 3,4 3,4

İthal Kömür TWh 41 41 39 39 39 39 % 12,7 11,6 10,8 10,4 10 9,6

Doğal Gaz TWh 171 182 188 191 195 204 % 53,4 52 51,7 50,7 49,8 50,9

Jeotermal TWh 3 4 5 5 5 5 % 0,9 1,3 1,3 1,4 1,4 1,3

Fuel Oil TWh 4 4 5 5 5 5 % 1,1 1,3 1,5 1,4 1,3 1,3

Nükleer TWh 0 0 0 0 0 0 % 0 0 0 0 0 0

Diğer TWh 1 1 1 1 1 1 % 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,2

Biogaz+Atık TWh 2 2 2 2 2 2 % 0,6 0,6 0,6 0,6 0,5 0,5

Hidrolik TWh 49 54 57 61 62 62 % 15,3 15,3 15,8 16,2 15,9 15,5

RES TWh 8 9 10 15 15 15 % 2,6 2,7 2,8 4 3,9 3,8

GES TWh 0,1 1 2 3 4 5 % 0 0,3 0,6 0,9 1,1 1,4

Toplam TWh 320 351 363 376 392 402 % 100 100 100 100 100 100

Kaynak: TEİAŞ, 2015:55’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

151

EK

.2 G

üneş

Ene

rjis

ine

Day

alı Ü

retim

Tes

isle

rind

e Y

erli

Ürü

n K

ulla

nılm

ası D

urum

unda

Uyg

ulan

acak

İlâv

e T

eşvi

k Fi

yatla

rı

(se

nt/k

Wh)

Yur

t İçi

nde

Ger

çekl

eşen

İmal

at

Yer

li K

atkı

İl

aves

i Y

urt İ

çind

e Ü

retil

en M

akin

e-E

kipm

an T

ürü

Yer

li A

ksam

O

ranı

İl

ave

Kat

kı T

utar

ı

1-PV

pan

el e

nteg

rasy

onu

ve g

üneş

ya

pısa

l mek

aniğ

i im

alat

ı

0,8

1. T

aşıy

ıcı y

apı (

Mek

anik

bağ

lant

ı ele

man

ları,

des

tek

tem

eli,

taki

pli v

eya

taki

psiz

de

stek

yap

ısı,

kabl

o ka

nalla

rı).

55

0,8×

%55

=0,4

4

2. E

lekt

riks

el b

ağla

ntıla

r (K

ablo

, kab

lo b

ağla

ntı k

utul

arı,

sist

em k

orum

a de

vrel

eri).

45

0,

8×%

45=0

,36

2-PV

mod

ülle

ri

1,3

2.1.

Kri

stal

Sili

kon

PV m

odül

ler

2.1.

1. C

am

20

1,3×

%20

=0,2

6 2.

1.2.

Çer

çeve

15

1,

3×%

15=0

,20

2.1.

3. H

ücre

Kor

uyuc

u Sa

rma/

Kap

lam

a M

alze

mes

i (En

kaps

ulan

t) 20

1,

3×%

20=0

,26

2.1.

4. A

lt K

oruy

ucu

Taba

ka (B

ack

Shee

t) 20

1,

3×%

20=0

,26

2.1.

5. K

ablo

Bağ

lant

ı Kut

usu

( jun

ctio

n bo

x)

20

1,3×

%20

=0,2

6 2.

1.6.

Akı

m T

aşıy

ıcı İ

letk

en Ş

erit

5 1,

3×%

50=0

,07

2.2.

Oda

klay

ıcılı

PV

mod

ülle

r

2.

2.1.

Hüc

rele

ri bi

r ara

da tu

tan

yapı

35

1,

3×%

35=0

,46

2.2.

2. Ç

erçe

ve

15

1,3×

%15

=0,2

0 2.

2.3.

Soğ

utuc

u ün

ite

50

1,3×

%50

=0,6

5

3-PV

mod

ülün

ü ol

uştu

ran

hücr

eler

3,5

3.1.

Kri

stal

Sili

kon

PV h

ücre

ler

3.1.

1. S

afla

ştırı

lmış

silis

yum

25

3,

5×%

25=0

,88

3.1.

2. K

ütük

(ing

ot)

15

3,5×

%15

=0,5

3 3.

1.3.

Dili

mle

nmiş

kül

çele

r (w

afer

) 30

3,

5×%

30=1

,10

3.1.

4. H

ücre

30

3,

5×%

30=1

,10

3.2.

İnce

film

esa

slı P

V h

ücre

ler

3.2.

1. İn

ce fi

lm m

alze

mes

i 15

3,

5×%

15=0

,53

3.2.

2. İn

ce fi

lm m

alze

mey

i taş

ıyan

altl

ık (c

am, v

b.)

20

3,5×

%20

=0,7

0 3.

2.3.

İnce

film

hüc

re

65

3,5×

%65

=2,2

3 3.

3. O

dakl

ayıc

ılı P

V h

ücre

ler

(Çok

kat

man

lı PV

ele

man

) 10

0 3,

5

4. İn

vertö

r 0,

6 B

ir en

erji

kayn

ağın

dan

üret

ilen

doğr

u ak

ımın

, bağ

lant

ı nok

tası

nın

geril

im il

e fre

kans

de

ğerle

riyle

uyu

mlu

ola

cak

şeki

lde

alte

rnat

if ak

ıma

dönü

ştürü

lmes

ini s

ağla

yan

güç

elek

troni

ği ü

nite

si.

100

0,6

5- P

V m

odül

ü üz

erin

e gü

neş ı

şının

ı od

akla

yan

mal

zem

e 0,

5 G

üneş

ışın

ların

ı, PV

mod

ülü

üzer

inde

bul

unan

bir

veya

bird

en fa

zla

sayı

daki

PV

hü

cres

i üze

rine

yoğu

nlaş

tıran

yan

sıtıc

ı vey

a od

akla

yıcı

öze

llikl

i opt

ik m

alze

me.

10

0 0,

5

152

152

EK.3 1992-2014 Yılları Arasında Fotovoltaik Kurulu Gücünün Gelişimi (MW)

Yıl Almanya Çin İtalya Japonya ABD İspanya Dünya Toplam

1992 3 9 19 44 1993 4 12 24 58 1994 6 14 31 1 83 1995 7 16 43 1 102 1996 10 16 60 1 129 1997 17 17 91 1 174 1998 22 18 133 1 231 1999 30 19 209 2 329 2000 89 19 19 330 2 559 2001 207 24 20 453 4 830 2002 324 42 22 637 7 1.183 2003 473 52 26 860 12 1.664 2004 1.139 62 31 1.132 111 24 2.768 2005 2.072 70 38 1.422 190 50 5.100 2006 2.918 80 50 1.709 295 148 5.619 2007 4.195 100 120 1.919 455 705 8.080 2008 6.153 140 458 2.144 753 3.463 14.359 2009 9.959 300 1.181 2.627 1.188 3.523 21.678 2010 17.372 800 3.502 3.618 2.040 3.915 38.314 2011 24.858 3.300 12.807 4.914 3.959 4.260 68.006 2012 32.462 7.000 16.454 6.632 7.328 4.538 99.843 2013 35.766 19.720 18.074 13.599 12.079 4.640 139.795

2014 38.200 28.100 18.500 23.300 18.300 5.400 177.000 Kaynak: IEA PVPS, 2014:67, IEA PVPS, 2015a:12’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

153

EK

.4 F

otov

olta

ik S

antr

al N

akit

Akı

ş Tab

losu

ndak

i Ver

gi H

esap

ları

nın

Ayr

ıntıl

ı Gös

teri

mi

(Dol

ar)

2016

20

17

2018

20

19

2020

20

21

2022

20

23

2024

20

25

2026

A

-Faa

liyet

Kâr

ı 17

2.24

8 17

0.55

9 16

8.88

4 16

7.22

3 16

5.57

4 16

3.93

9 16

2.31

7 16

0.70

8 15

9.11

2 15

7.52

8 79

.169

B

-Kre

di F

aiz

Öde

mes

i 49

.590

45

.828

41

.840

37

.613

33

.132

28

.382

23

.347

18

.010

12

.353

6.

356

0 C

-Am

ortis

man

Gid

eri

104.

340

104.

340

104.

340

104.

340

104.

340

104.

340

104.

340

104.

340

104.

340

104.

340

- D

-Ver

gi Ö

nces

i Kâr

(A-B

-C)

18.3

17

20.3

91

22.7

04

25.2

70

28.1

03

31.2

17

34.6

30

38.3

58

42.4

19

46.8

32

79.1

69

E-V

ergi

Öde

mes

i (D

*0,2

0)

3.66

3 4.

078

4.54

1 5.

054

5.62

1 6.

243

6.92

6 7.

672

8.48

4 9.

366

15.8

34

(Dol

ar)

20

27

2028

20

29

2030

20

31

2032

20

33

2034

20

35

2036

20

37

2038

20

39

2040

A-F

aaliy

et K

ârı

78.2

25

-1.4

94

76.3

60

75.4

39

74.5

25

73.6

18

72.7

18

71.8

26

70.9

41

70.0

63

69.1

92

68.3

28

67.4

70

66.6

20

B-K

redi

Fai

z Ö

dem

esi

- -

- -

- -

- -

- -

- -

- -

C-A

mor

tism

an G

ider

i -

- -

- -

- -

- -

- -

- -

-

D-V

ergi

Önc

esi K

âr (A

-B-C

) 78

.225

-1

.494

76

.360

75

.439

74

.525

73

.618

72

.718

71

.826

70

.941

70

.063

69

.192

68

.328

67

.470

66

.620

E-V

ergi

Öde

mes

i (D

*0,2

0)

15.6

45

-299

(*)

15.2

72

15.0

88

14.9

05

14.7

24

14.5

44

14.3

65

14.1

88

14.0

13

13.8

38

13.6

66

13.4

94

13.3

24

(*) V

UK

’a g

öre

kuru

mla

rın ti

cari

faal

iyet

lerd

en d

oğan

zar

arla

r, so

nrak

i dön

emle

rde

doğa

n ka

zanç

ların

dan

indi

rileb

ilmek

tedi

r. G

İB, 0

6.09

.201

5.

<http

://w

ww

.gib

.gov

.tr/fi

lead

min

/use

r_up

load

/Teb

ligle

r/552

0/9.

htm

l>

Çal

ışm

ada

kola

ylık

sa

ğlam

ası

açıs

ında

n he

sapl

anan

ek

si

değe

rdek

i ve

rgi

tuta

rının

to

plam

na

kit

çıkı

şlar

ını

azal

ttığı

va

rsay

ılmış

tır.

153

152

EK.3 1992-2014 Yılları Arasında Fotovoltaik Kurulu Gücünün Gelişimi (MW)

Yıl Almanya Çin İtalya Japonya ABD İspanya Dünya Toplam

1992 3 9 19 44 1993 4 12 24 58 1994 6 14 31 1 83 1995 7 16 43 1 102 1996 10 16 60 1 129 1997 17 17 91 1 174 1998 22 18 133 1 231 1999 30 19 209 2 329 2000 89 19 19 330 2 559 2001 207 24 20 453 4 830 2002 324 42 22 637 7 1.183 2003 473 52 26 860 12 1.664 2004 1.139 62 31 1.132 111 24 2.768 2005 2.072 70 38 1.422 190 50 5.100 2006 2.918 80 50 1.709 295 148 5.619 2007 4.195 100 120 1.919 455 705 8.080 2008 6.153 140 458 2.144 753 3.463 14.359 2009 9.959 300 1.181 2.627 1.188 3.523 21.678 2010 17.372 800 3.502 3.618 2.040 3.915 38.314 2011 24.858 3.300 12.807 4.914 3.959 4.260 68.006 2012 32.462 7.000 16.454 6.632 7.328 4.538 99.843 2013 35.766 19.720 18.074 13.599 12.079 4.640 139.795

2014 38.200 28.100 18.500 23.300 18.300 5.400 177.000 Kaynak: IEA PVPS, 2014:67, IEA PVPS, 2015a:12’den yararlanılarak hazırlanmıştır.

153

EK

.4 F

otov

olta

ik S

antr

al N

akit

Akı

ş Tab

losu

ndak

i Ver

gi H

esap

ları

nın

Ayr

ıntıl

ı Gös

teri

mi

(Dol

ar)

2016

20

17

2018

20

19

2020

20

21

2022

20

23

2024

20

25

2026

A

-Faa

liyet

Kâr

ı 17

2.24

8 17

0.55

9 16

8.88

4 16

7.22

3 16

5.57

4 16

3.93

9 16

2.31

7 16

0.70

8 15

9.11

2 15

7.52

8 79

.169

B

-Kre

di F

aiz

Öde

mes

i 49

.590

45

.828

41

.840

37

.613

33

.132

28

.382

23

.347

18

.010

12

.353

6.

356

0 C

-Am

ortis

man

Gid

eri

104.

340

104.

340

104.

340

104.

340

104.

340

104.

340

104.

340

104.

340

104.

340

104.

340

- D

-Ver

gi Ö

nces

i Kâr

(A-B

-C)

18.3

17

20.3

91

22.7

04

25.2

70

28.1

03

31.2

17

34.6

30

38.3

58

42.4

19

46.8

32

79.1

69

E-V

ergi

Öde

mes

i (D

*0,2

0)

3.66

3 4.

078

4.54

1 5.

054

5.62

1 6.

243

6.92

6 7.

672

8.48

4 9.

366

15.8

34

(Dol

ar)

20

27

2028

20

29

2030

20

31

2032

20

33

2034

20

35

2036

20

37

2038

20

39

2040

A-F

aaliy

et K

ârı

78.2

25

-1.4

94

76.3

60

75.4

39

74.5

25

73.6

18

72.7

18

71.8

26

70.9

41

70.0

63

69.1

92

68.3

28

67.4

70

66.6

20

B-K

redi

Fai

z Ö

dem

esi

- -

- -

- -

- -

- -

- -

- -

C-A

mor

tism

an G

ider

i -

- -

- -

- -

- -

- -

- -

-

D-V

ergi

Önc

esi K

âr (A

-B-C

) 78

.225

-1

.494

76

.360

75

.439

74

.525

73

.618

72

.718

71

.826

70

.941

70

.063

69

.192

68

.328

67

.470

66

.620

E-V

ergi

Öde

mes

i (D

*0,2

0)

15.6

45

-299

(*)

15.2

72

15.0

88

14.9

05

14.7

24

14.5

44

14.3

65

14.1

88

14.0

13

13.8

38

13.6

66

13.4

94

13.3

24

(*) V

UK

’a g

öre

kuru

mla

rın ti

cari

faal

iyet

lerd

en d

oğan

zar

arla

r, so

nrak

i dön

emle

rde

doğa

n ka

zanç

ların

dan

indi

rileb

ilmek

tedi

r. G

İB, 0

6.09

.201

5.

<http

://w

ww

.gib

.gov

.tr/fi

lead

min

/use

r_up

load

/Teb

ligle

r/552

0/9.

htm

l>

Çal

ışm

ada

kola

ylık

sa

ğlam

ası

açıs

ında

n he

sapl

anan

ek

si

değe

rdek

i ve

rgi

tuta

rının

to

plam

na

kit

çıkı

şlar

ını

azal

ttığı

va

rsay

ılmış

tır.

154

154

EK.5 Güneş Enerjisi Santrallerin Kapasite ve Üretim Miktarlarının 2030 Yılına

Kadar Resmi Hedef Senaryosuna Göre Dağılımı

Yıllar İlave edilen Kurulu

Güç (MW)

Toplam Kurulu Güç (MW)

Toplam Üretim Miktarı (MWh)

2014 40 40 60.000 2015 260 300 450.000 2016 700 1.000 1.500.000 2017 1.000 2.000 3.000.000 2018 500 2.500 3.750.000 2019 500 3.000 4.500.000 2020 500 3.500 5.250.000 2021 500 4.000 6.000.000 2022 500 4.500 6.750.000 2023 500 5.000 7.500.000 2024 500 5.500 8.250.000 2025 500 6.000 9.000.000 2026 500 6.500 9.750.000 2027 500 7.000 10.500.000 2028 500 7.500 11.250.000 2029 500 8.000 12.000.000

2030 500 8.500 12.750.000 155

EK

.6 G

üneş

Ene

rjis

i San

tral

leri

n K

apas

ite v

e Ü

retim

Mik

tarl

arın

ın 2

030

Yılı

na K

adar

Muh

tem

el S

enar

yoya

Gör

e D

ağılı

mı

Yıll

ar

DÜ

ŞÜK

TA

LEP

R

EFE

RA

NS

TA

LE

P Y

ÜK

SEK

TA

LEP

İlave

Kur

ulu

Güç

(MW

)

Top

lam

K

urul

u G

üç

(MW

)

PV Ü

retim

M

ikta

rı

(MW

h)

İlave

Kur

ulu

Güç

(M

W)

Top

lam

K

urul

u G

üç

(MW

)

PV Ü

retim

M

ikta

rı

(MW

h)

İlave

Kur

ulu

Güç

(M

W)

Top

lam

K

urul

u G

üç

(MW

)

PV Ü

retim

M

ikta

rı

(MW

h)

2014

40

40

60

.000

40

40

60

.000

40

40

60

.000

20

15

260

300

450.

000

260

300

450.

000

260

300

450.

000

2016

70

0 1.

000

1.50

0.00

0 70

0 1.

000

1.50

0.00

0 70

0 1.

000

1.50

0.00

0 20

17

1.00

0 2.

000

3.00

0.00

0 1.

000

2.00

0 3.

000.

000

1.00

0 2.

000

3.00

0.00

0 20

18

411

2.41

1 3.

616.

989

442

2.44

2 3.

662.

871

486

2.48

6 3.

728.

958

2019

44

4 2.

855

4.28

2.66

5 48

6 2.

928

4.39

2.41

8 53

8 3.

024

4.53

5.81

0 20

20

479

3.33

4 5.

001.

642

532

3.46

1 5.

190.

779

594

3.61

8 5.

426.

738

2021

50

5 3.

839

5.75

8.59

7 56

7 4.

027

6.04

0.75

8 62

3 4.

241

6.36

1.95

5 20

22

539

4.37

8 6.

567.

253

613

4.64

0 6.

959.

840

679

4.92

0 7.

380.

025

2023

57

6 4.

955

7.43

1.77

0 66

2 5.

302

7.95

2.56

8 73

7 5.

657

8.48

6.22

9 20

24

622

5.57

6 8.

364.

401

716

6.01

8 9.

027.

090

800

6.45

8 9.

686.

450

2025

66

5 6.

241

9.36

1.28

6 77

2 6.

790

10.1

85.1

70

867

7.32

5 10

.987

.106

20

26

710

6.95

1 10

.426

.118

83

1 7.

622

11.4

32.3

61

938

8.26

3 12

.394

.291

20

27

757

7.70

8 11

.562

.070

89

4 8.

516

12.7

73.8

87

1.01

4 9.

277

13.9

15.0

41

2028

80

7 8.

515

12.7

72.9

17

961

9.47

7 14

.215

.217

1.

094

10.3

71

15.5

56.5

11

2029

86

0 9.

375

14.0

62.6

14

1.03

1 10

.508

15

.761

.782

1.

180

11.5

51

17.3

26.1

68

2030

91

5 10

.290

15

.435

.000

1.

106

11.6

13

17.4

20.1

00

1.27

1 12

.822

19

.232

.400

155

154

EK.5 Güneş Enerjisi Santrallerin Kapasite ve Üretim Miktarlarının 2030 Yılına

Kadar Resmi Hedef Senaryosuna Göre Dağılımı

Yıllar İlave edilen Kurulu

Güç (MW)

Toplam Kurulu Güç (MW)

Toplam Üretim Miktarı (MWh)

2014 40 40 60.000 2015 260 300 450.000 2016 700 1.000 1.500.000 2017 1.000 2.000 3.000.000 2018 500 2.500 3.750.000 2019 500 3.000 4.500.000 2020 500 3.500 5.250.000 2021 500 4.000 6.000.000 2022 500 4.500 6.750.000 2023 500 5.000 7.500.000 2024 500 5.500 8.250.000 2025 500 6.000 9.000.000 2026 500 6.500 9.750.000 2027 500 7.000 10.500.000 2028 500 7.500 11.250.000 2029 500 8.000 12.000.000

2030 500 8.500 12.750.000 155

EK

.6 G

üneş

Ene

rjis

i San

tral

leri

n K

apas

ite v

e Ü

retim

Mik

tarl

arın

ın 2

030

Yılı

na K

adar

Muh

tem

el S

enar

yoya

Gör

e D

ağılı

mı

Yıll

ar

DÜ

ŞÜK

TA

LEP

R

EFE

RA

NS

TA

LE

P Y

ÜK

SEK

TA

LEP

İlave

Kur

ulu

Güç

(MW

)

Top

lam

K

urul

u G

üç

(MW

)

PV Ü

retim

M

ikta

rı

(MW

h)

İlave

Kur

ulu

Güç

(M

W)

Top

lam

K

urul

u G

üç

(MW

)

PV Ü

retim

M

ikta

rı

(MW

h)

İlave

Kur

ulu

Güç

(M

W)

Top

lam

K

urul

u G

üç

(MW

)

PV Ü

retim

M

ikta

rı

(MW

h)

2014

40

40

60

.000

40

40

60

.000

40

40

60

.000

20

15

260

300

450.

000

260

300

450.

000

260

300

450.

000

2016

70

0 1.

000

1.50

0.00

0 70

0 1.

000

1.50

0.00

0 70

0 1.

000

1.50

0.00

0 20

17

1.00

0 2.

000

3.00

0.00

0 1.

000

2.00

0 3.

000.

000

1.00

0 2.

000

3.00

0.00

0 20

18

411

2.41

1 3.

616.

989

442

2.44

2 3.

662.

871

486

2.48

6 3.

728.

958

2019

44

4 2.

855

4.28

2.66

5 48

6 2.

928

4.39

2.41

8 53

8 3.

024

4.53

5.81

0 20

20

479

3.33

4 5.

001.

642

532

3.46

1 5.

190.

779

594

3.61

8 5.

426.

738

2021

50

5 3.

839

5.75

8.59

7 56

7 4.

027

6.04

0.75

8 62

3 4.

241

6.36

1.95

5 20

22

539

4.37

8 6.

567.

253

613

4.64

0 6.

959.

840

679

4.92

0 7.

380.

025

2023

57

6 4.

955

7.43

1.77

0 66

2 5.

302

7.95

2.56

8 73

7 5.

657

8.48

6.22

9 20

24

622

5.57

6 8.

364.

401

716

6.01

8 9.

027.

090

800

6.45

8 9.

686.

450

2025

66

5 6.

241

9.36

1.28

6 77

2 6.

790

10.1

85.1

70

867

7.32

5 10

.987

.106

20

26

710

6.95

1 10

.426

.118

83

1 7.

622

11.4

32.3

61

938

8.26

3 12

.394

.291

20

27

757

7.70

8 11

.562

.070

89

4 8.

516

12.7

73.8

87

1.01

4 9.

277

13.9

15.0

41

2028

80

7 8.

515

12.7

72.9

17

961

9.47

7 14

.215

.217

1.

094

10.3

71

15.5

56.5

11

2029

86

0 9.

375

14.0

62.6

14

1.03

1 10

.508

15

.761

.782

1.

180

11.5

51

17.3

26.1

68

2030

91

5 10

.290

15

.435

.000

1.

106

11.6

13

17.4

20.1

00

1.27

1 12

.822

19

.232

.400

156

156

EK

.7 G

üneş

Ene

rjis

i San

tral

leri

n K

apas

ite v

e Ü

retim

Mik

tarl

arın

ın 2

030

Yılı

na K

adar

İyim

ser

Sena

ryoy

a G

öre

Dağ

ılım

ı

Yıll

ar

DÜ

ŞÜK

TA

LEP

R

EFE

RA

NS

TA

LE

P Y

ÜK

SEK

TA

LEP

İlave

Kur

ulu

Güç

(M

W)

Top

lam

K

urul

u G

üç

(MW

)

PV Ü

retim

M

ikta

rı

(MW

h)

İlave

Kur

ulu

Güç

(M

W)

Top

lam

K

urul

u G

üç

(MW

)

PV Ü

retim

M

ikta

rı

(MW

h)

İlave

Kur

ulu

Güç

(M

W)

Top

lam

K

urul

u G

üç

(MW

)

PV Ü

retim

M

ikta

rı

(MW

h)

2014

40

40

60

.000

40

40

60

.000

40

40

60

.000

20

15

260

300

450.

000

260

300

450.

000

260

300

450.

000

2016

70

0 1.

000

1.50

0.00

0 70

0 1.

000

1.50

0.00

0 70

0 1.

000

1.50

0.00

0 20

17

1.00

0 2.

000

3.00

0.00

0 1.

000

2.00

0 3.

000.

000

1.00

0 2.

000

3.00

0.00

0 20

18

727

2.72

7 4.

090.

404

769

2.76

9 4.

152.

763

835

2.83

5 4.

252.

927

2019

79

0 3.

517

5.27

5.34

2 85

0 3.

619

5.42

8.51

0 93

1 3.

766

5.64

9.07

2 20

20

858

4.37

5 6.

561.

919

937

4.55

6 6.

833.

302

1.03

4 4.

800

7.20

0.06

1 20

21

912

5.28

7 7.

930.

597

1.00

8 5.

564

8.34

5.80

4 1.

102

5.90

3 8.

853.

771

2022

97

9 6.

266

9.39

9.56

1 1.

096

6.66

0 9.

989.

917

1.20

5 7.

108

10.6

61.6

40

2023

1.

051

7.31

7 10

.975

.831

1.

189

7.84

9 11

.773

.922

1.

315

8.42

3 12

.633

.798

20

24

1.13

6 8.

453

12.6

79.0

94

1.29

2 9.

141

13.7

11.8

13

1.43

2 9.

854

14.7

81.3

73

2025

1.

218

9.67

0 14

.505

.409

1.

398

10.5

39

15.8

08.3

08

1.55

7 11

.411

17

.116

.460

20

26

1.30

4 10

.975

16

.461

.795

1.

510

12.0

49

18.0

73.8

08

1.69

0 13

.101

19

.650

.783

20

27

1.39

5 12

.370

18

.554

.532

1.

630

13.6

79

20.5

18.3

49

1.83

1 14

.932

22

.397

.657

20

28

1.49

1 13

.861

20

.790

.902

1.

756

15.4

35

23.1

52.4

63

1.98

2 16

.914

25

.370

.711

20

29

1.59

2 15

.452

23

.178

.552

1.

889

17.3

24

25.9

86.7

05

2.14

2 19

.056

28

.584

.199

20

30

1.69

8 17

.150

25

.725

.000

2.

031

19.3

56

29.0

33.5

00

2.31

3 21

.369

32

.054

.000

157

EK

.8 R

esm

i Hed

ef S

enar

yosu

na G

öre

Foto

volta

ik S

iste

m Ü

retim

inin

Doğ

al G

az T

asar

ruf D

eğer

i

Yıll

ar

A-P

V T

opla

m

Üre

tim

(MW

h)

B-Y

akıt

Tasa

rruf

M

ikta

rı (A

*216

) (m

3 )

Düş

ük F

iyat

Sen

aryo

su

Sabi

t Fiy

at S

enar

yosu

Y

ükse

k Fi

yat S

enar

yosu

C-D

üşük

Fi

yat (

D

olar

/ bi

n m

3 )

Düş

ük

Fiya

t D

eğer

i (B

*C)

(mily

ar

Dol

arı)

Düş

ük

Fiya

t N

BD

'si

(mily

ar

Dol

ar)

D-S

abit

Fiya

t (D

olar

/ bi

n m

3 )

Sabi

t Fi

yat

Değ

eri

(B*D

) (m

ilyar

D

olar

)

Sabi

t Fi

yat

NB

D's

i (m

ilyar

D

olar

)

E-

Yük

sek

Fiya

t (D

olar

/ bi

n m

3 )

Yük

sek

Fiya

t D

eğer

i (B

*E)

(mily

ar

Dol

ar)

Yük

sek

Fiya

t N

BD

’si

(mily

ar

Dol

ar)

2015

45

0.00

0 97

.200

.000

40

3 0,

04

0,04

42

0 0,

04

0,04

45

8 0,

04

0,04

20

16

1.50

0.00

0 32

4.00

0.00

0 38

7 0,

13

0,12

42

0 0,

14

0,13

48

2 0,

16

0,15

20

17

3.00

0.00

0 64

8.00

0.00

0 37

1 0,

24

0,23

42

0 0,

27

0,26

50

6 0,

33

0,31

20

18

3.75

0.00

0 81

0.00

0.00

0 35

5 0,

29

0,27

42

0 0,

34

0,32

53

0 0,

43

0,40

20

19

4.50

0.00

0 97

2.00

0.00

0 34

0 0,

33

0,30

42

0 0,

41

0,38

55

3 0,

54

0,50

20

20

5.25

0.00

0 1.

134.

000.

000

324

0,37

0,

33

420

0,48

0,

43

577

0,65

0,

59

2021

6.

000.

000

1.29

6.00

0.00

0 30

8 0,

40

0,35

42

0 0,

54

0,48

60

1 0,

78

0,69

20

22

6.75

0.00

0 1.

458.

000.

000

292

0,43

0,

37

420

0,61

0,

53

625

0,91

0,

79

2023

7.

500.

000

1.62

0.00

0.00

0 27

6 0,

45

0,38

42

0 0,

68

0,58

64

9 1,

05

0,90

20

24

8.25

0.00

0 1.

782.

000.

000

260

0,46

0,

39

420

0,75

0,

63

673

1,20

1,

00

2025

9.

000.

000

1.94

4.00

0.00

0 24

4 0,

47

0,39

42

0 0,

82

0,67

69

7 1,

36

1,11

20

26

9.75

0.00

0 2.

106.

000.

000

228

0,48

0,

39

420

0,88

0,

71

721

1,52

1,

22

2027

10

.500

.000

2.

268.

000.

000

212

0,48

0,

38

420

0,95

0,

75

745

1,69

1,

33

2028

11

.250

.000

2.

430.

000.

000

196

0,48

0,

37

420

1,02

0,

79

769

1,87

1,

44

2029

12

.000

.000

2.

592.

000.

000

180

0,47

0,

35

420

1,09

0,

82

793

2,06

1,

56

2030

12

.750

.000

2.

754.

000.

000

165

0,45

0,

34

420

1,16

0,

86

817

2,25

1,

67

TO

PLA

M

112.

200.

000

24.2

35.2

00.0

00

- 5,

96

5,01

-

10,1

7 8,

39

16

,83

13,7

3

157

157

EK

.8 R

esm

i Hed

ef S

enar

yosu

na G

öre

Foto

volta

ik S

iste

m Ü

retim

inin

Doğ

al G

az T

asar

ruf D

eğer

i

Yıll

ar

A-P

V T

opla

m

Üre

tim

(MW

h)

B-Y

akıt

Tasa

rruf

M

ikta

rı (A

*216

) (m

3 )

Düş

ük F

iyat

Sen

aryo

su

Sabi

t Fiy

at S

enar

yosu

Y

ükse

k Fi

yat S

enar

yosu

C-D

üşük

Fi

yat (

D

olar

/ bi

n m

3 )

Düş

ük

Fiya

t D

eğer

i (B

*C)

(mily

ar

Dol

arı)

Düş

ük

Fiya

t N

BD

'si

(mily

ar

Dol

ar)

D-S

abit

Fiya

t (D

olar

/ bi

n m

3 )

Sabi

t Fi

yat

Değ

eri

(B*D

) (m

ilyar

D

olar

)

Sabi

t Fi

yat

NB

D's

i (m

ilyar

D

olar

)

E-

Yük

sek

Fiya

t (D

olar

/ bi

n m

3 )

Yük

sek

Fiya

t D

eğer

i (B

*E)

(mily

ar

Dol

ar)

Yük

sek

Fiya

t N

BD

’si

(mily

ar

Dol

ar)

2015

45

0.00

0 97

.200

.000

40

3 0,

04

0,04

42

0 0,

04

0,04

45

8 0,

04

0,04

20

16

1.50

0.00

0 32

4.00

0.00

0 38

7 0,

13

0,12

42

0 0,

14

0,13

48

2 0,

16

0,15

20

17

3.00

0.00

0 64

8.00

0.00

0 37

1 0,

24

0,23

42

0 0,

27

0,26

50

6 0,

33

0,31

20

18

3.75

0.00

0 81

0.00

0.00

0 35

5 0,

29

0,27

42

0 0,

34

0,32

53

0 0,

43

0,40

20

19

4.50

0.00

0 97

2.00

0.00

0 34

0 0,

33

0,30

42

0 0,

41

0,38

55

3 0,

54

0,50

20

20

5.25

0.00

0 1.

134.

000.

000

324

0,37

0,

33

420

0,48

0,

43

577

0,65

0,

59

2021

6.

000.

000

1.29

6.00

0.00

0 30

8 0,

40

0,35

42

0 0,

54

0,48

60

1 0,

78

0,69

20

22

6.75

0.00

0 1.

458.

000.

000

292

0,43

0,

37

420

0,61

0,

53

625

0,91

0,

79

2023

7.

500.

000

1.62

0.00

0.00

0 27

6 0,

45

0,38

42

0 0,

68

0,58

64

9 1,

05

0,90

20

24

8.25

0.00

0 1.

782.

000.

000

260

0,46

0,

39

420

0,75

0,

63

673

1,20

1,

00

2025

9.

000.

000

1.94

4.00

0.00

0 24

4 0,

47

0,39

42

0 0,

82

0,67

69

7 1,

36

1,11

20

26

9.75

0.00

0 2.

106.

000.

000

228

0,48

0,

39

420

0,88

0,

71

721

1,52

1,

22

2027

10

.500

.000

2.

268.

000.

000

212

0,48

0,

38

420

0,95

0,

75

745

1,69

1,

33

2028

11

.250

.000

2.

430.

000.

000

196

0,48

0,

37

420

1,02

0,

79

769

1,87

1,

44

2029

12

.000

.000

2.

592.

000.

000

180

0,47

0,

35

420

1,09

0,

82

793

2,06

1,

56

2030

12

.750

.000

2.

754.

000.

000

165

0,45

0,

34

420

1,16

0,

86

817

2,25

1,

67

TO

PLA

M

112.

200.

000

24.2

35.2

00.0

00

- 5,

96

5,01

-

10,1

7 8,

39

16

,83

13,7

3

158

158

EK

.9 Y

ükse

k T

alep

Dur

umun

da M

uhte

mel

Sen

aryo

da F

otov

olta

ik S

iste

m Ü

retim

inin

Doğ

al G

az T

asar

ruf D

eğer

i

Yıll

ar

A-P

V T

opla

m

Üre

tim (M

Wh)

B-Y

akıt

Tasa

rruf

M

ikta

rı (A

*216

) (m

3 )

Düş

ük F

iyat

Sen

aryo

su

Sabi

t Fiy

at S

enar

yosu

Y

ükse

k Fi

yat S

enar

yosu

C-

Düş

ük

Fiya

t (D

olar

/ bi

n m

3 )

Düş

ük

Fiya

t D

eğer

i (B

*C)

(mily

ar

dola

r)

Düş

ük

Fiya

t N

BD

'si

(mily

ar

Dol

ar)

D-S

abit

Fiya

t (D

olar

/ bi

n m

3 )

Sabi

t Fiy

at

Değ

eri

(B*D

) (m

ilyar

D

olar

)

Sabi

t Fiy

at

NB

D's

i (m

ilyar

D

olar

)

E-

Yük

sek

Fiya

t (D

olar

/ bi

n m

3 )

Yük

sek

Fiya

t D

eğer

i (B

*E)

(mily

ar

Dol

ar)

Yük

sek

Fiya

t NB

D

(mily

ar

Dol

ar)

2015

45

0.00

0 97

.200

.000

40

3 0,

04

0,04

42

0 0,

04

0,04

45

8 0,

04

0,04

20

16

1.50

0.00

0 32

4.00

0.00

0 38

7 0,

13

0,12

42

0 0,

14

0,13

48

2 0,

16

0,15

20

17

3.00

0.00

0 64

8.00

0.00

0 37

1 0,

24

0,23

42

0 0,

27

0,26

50

6 0,

33

0,31

20

18

3.72

8.95

8 80

5.45

4.97

8 35

5 0,

29

0,27

42

0 0,

34

0,32

53

0 0,

43

0,40

20

19

4.53

5.81

0 97

9.73

5.04

5 34

0 0,

33

0,31

42

0 0,

41

0,38

55

3 0,

54

0,50

20

20

5.42

6.73

8 1.

172.

175.

463

324

0,38

0,

34

420

0,49

0,

45

577

0,68

0,

61

2021

6.

361.

955

1.37

4.18

2.33

9 30

8 0,

42

0,38

42

0 0,

58

0,51

60

1 0,

83

0,73

20

22

7.38

0.02

5 1.

594.

085.

403

292

0,47

0,

40

420

0,67

0,

58

625

1,00

0,

87

2023

8.

486.

229

1.83

3.02

5.51

4 27

6 0,

51

0,43

42

0 0,

77

0,66

64

9 1,

19

1,02

20

24

9.68

6.45

0 2.

092.

273.

136

260

0,54

0,

46

420

0,88

0,

73

673

1,41

1,

18

2025

10

.987

.106

2.

373.

214.

966

244

0,58

0,

48

420

1,00

0,

82

697

1,65

1,

36

2026

12

.394

.291

2.

677.

166.

756

228

0,61

0,

49

420

1,12

0,

90

721

1,93

1,

55

2027

13

.915

.041

3.

005.

648.

945

212

0,64

0,

50

420

1,26

0,

99

745

2,24

1,

77

2028

15

.556

.511

3.

360.

206.

329

196

0,66

0,

51

420

1,41

1,

09

769

2,58

2,

00

2029

17

.326

.168

3.

742.

452.

292

180

0,68

0,

51

420

1,57

1,

19

793

2,97

2,

25

2030

19

.232

.400

4.

154.

198.

400

165

0,68

0,

51

420

1,74

1,

30

817

3,39

2,

52

Top

lam

13

9.96

7.68

3 30

.233

.019

.567

-

7,19

5,

98

- 12

,69

10,3

6 -

21,3

7 17

,27

159

EK

.10

Ref

eran

s Tal

ep D

urum

unda

Muh

tem

el S

enar

yoda

Fot

ovol

taik

Sis

tem

Üre

timin

in D

oğal

Gaz

Tas

arru

f Değ

eri

Yıll

ar

A-P

V T

opla

m

Üre

tim

(MW

h)

B-Y

akıt

Tas

arru

f M

ikta

rı

(A*2

16)

(m3 )

Düş

ük F

iyat

Sen

aryo

su

Sabi

t Fiy

at S

enar

yosu

Y

ükse

k Fi

yat S

enar

yosu

C-D

üşük

Fi

yat

(Dol

ar/

bin

m3 )

Düş

ük

Fiya

t D

eğer

i (B

*C)

(mily

ar

Dol

ar)

Düş

ük

Fiya

t N

BD

'si

(mily

ar

Dol

ar)

D-S

abit

Fiya

t (D

olar

/ bi

n m

3 )

Sabi

t Fi

yat

Değ

eri

(B*D

) (m

ilyar

D

olar

)

Sabi

t Fi

yat

NB

D's

i (m

ilyar

D

olar

)

E-Y

ükse

k Fi

yat

(Dol

ar/

bin

m3 )

Yük

sek

Fiya

t D

eğer

i (B

*E)

(mily

ar

Dol

ar)

Yük

sek

Fiya

t NB

D

(mily

ar

Dol

ar)

2015

45

0.00

0 97

.200

.000

40

3 0,

04

0,04

42

0 0,

04

0,04

45

8 0,

04

0,04

2016

1.

500.

000

324.

000.

000

387

0,13

0,

12

420

0,14

0,

13

482

0,16

0,

15

2017

3.

000.

000

648.

000.

000

371

0,24

0,

23

420

0,27

0,

26

506

0,33

0,

31

2018

3.

662.

871

791.

180.

046

355

0,28

0,

26

420

0,33

0,

31

530

0,42

0,

39

2019

4.

392.

418

948.

762.

208

340

0,32

0,

30

420

0,40

0,

37

553

0,53

0,

49

2020

5.

190.

779

1.12

1.20

8.19

9 32

4 0,

36

0,33

42

0 0,

47

0,43

57

7 0,

65

0,59

2021

6.

040.

758

1.30

4.80

3.69

0 30

8 0,

40

0,36

42

0 0,

55

0,49

60

1 0,

78

0,70

2022

6.

959.

840

1.50

3.32

5.43

7 29

2 0,

44

0,38

42

0 0,

63

0,55

62

5 0,

94

0,82

2023

7.

952.

568

1.71

7.75

4.63

8 27

6 0,

47

0,40

42

0 0,

72

0,62

64

9 1,

12

0,95

2024

9.

027.

090

1.94

9.85

1.38

0 26

0 0,

51

0,42

42

0 0,

82

0,68

67

3 1,

31

1,10

2025

10

.185

.170

2.

199.

996.

722

244

0,54

0,

44

420

0,92

0,

76

697

1,53

1,

26

2026

11

.432

.361

2.

469.

390.

065

228

0,56

0,

45

420

1,04

0,

83

721

1,78

1,

43

2027

12

.773

.887

2.

759.

159.

603

212

0,59

0,

46

420

1,16

0,

91

745

2,06

1,

62

2028

14

.215

.217

3.

070.

486.

802

196

0,60

0,

47

420

1,29

1,

00

769

2,36

1,

83

2029

15

.761

.782

3.

404.

544.

928

180

0,61

0,

47

420

1,43

1,

08

793

2,70

2,

05

2030

17

.420

.100

3.

762.

741.

600

165

0,62

0,

46

420

1,58

1,

17

817

3,07

2,

28

Top

lam

12

9.96

4.83

9 28

.072

.405

.319

-

6,71

5,

60

- 11

,79

9,64

-

19,7

8 16

,01

159

159

EK

.10

Ref

eran

s Tal

ep D

urum

unda

Muh

tem

el S

enar

yoda

Fot

ovol

taik

Sis

tem

Üre

timin

in D

oğal

Gaz

Tas

arru

f Değ

eri

Yıll

ar

A-P

V T

opla

m

Üre

tim

(MW

h)

B-Y

akıt

Tas

arru

f M

ikta

rı

(A*2

16)

(m3 )

Düş

ük F

iyat

Sen

aryo

su

Sabi

t Fiy

at S

enar

yosu

Y

ükse

k Fi

yat S

enar

yosu

C-D

üşük

Fi

yat

(Dol

ar/

bin

m3 )

Düş

ük

Fiya

t D

eğer

i (B

*C)

(mily

ar

Dol

ar)

Düş

ük

Fiya

t N

BD

'si

(mily

ar

Dol

ar)

D-S

abit

Fiya

t (D

olar

/ bi

n m

3 )

Sabi

t Fi

yat

Değ

eri

(B*D

) (m

ilyar

D

olar

)

Sabi

t Fi

yat

NB

D's

i (m

ilyar

D

olar

)

E-Y

ükse

k Fi

yat

(Dol

ar/

bin

m3 )

Yük

sek

Fiya

t D

eğer

i (B

*E)

(mily

ar

Dol

ar)

Yük

sek

Fiya

t NB

D

(mily

ar

Dol

ar)

2015

45

0.00

0 97

.200

.000

40

3 0,

04

0,04

42

0 0,

04

0,04

45

8 0,

04

0,04

2016

1.

500.

000

324.

000.

000

387

0,13

0,

12

420

0,14

0,

13

482

0,16

0,

15

2017

3.

000.

000

648.

000.

000

371

0,24

0,

23

420

0,27

0,

26

506

0,33

0,

31

2018

3.

662.

871

791.

180.

046

355

0,28

0,

26

420

0,33

0,

31

530

0,42

0,

39

2019

4.

392.

418

948.

762.

208

340

0,32

0,

30

420

0,40

0,

37

553

0,53

0,

49

2020

5.

190.

779

1.12

1.20

8.19

9 32

4 0,

36

0,33

42

0 0,

47

0,43

57

7 0,

65

0,59

2021

6.

040.

758

1.30

4.80

3.69

0 30

8 0,

40

0,36

42

0 0,

55

0,49

60

1 0,

78

0,70

2022

6.

959.

840

1.50

3.32

5.43

7 29

2 0,

44

0,38

42

0 0,

63

0,55

62

5 0,

94

0,82

2023

7.

952.

568

1.71

7.75

4.63

8 27

6 0,

47

0,40

42

0 0,

72

0,62

64

9 1,

12

0,95

2024

9.

027.

090

1.94

9.85

1.38

0 26

0 0,

51

0,42

42

0 0,

82

0,68

67

3 1,

31

1,10

2025

10

.185

.170

2.

199.

996.

722

244

0,54

0,

44

420

0,92

0,

76

697

1,53

1,

26

2026

11

.432

.361

2.

469.

390.

065

228

0,56

0,

45

420

1,04

0,

83

721

1,78

1,

43

2027

12

.773

.887

2.

759.

159.

603

212

0,59

0,

46

420

1,16

0,

91

745

2,06

1,

62

2028

14

.215

.217

3.

070.

486.

802

196

0,60

0,

47

420

1,29

1,

00

769

2,36

1,

83

2029

15

.761

.782

3.

404.

544.

928

180

0,61

0,

47

420

1,43

1,

08

793

2,70

2,

05

2030

17

.420

.100

3.

762.

741.

600

165

0,62

0,

46

420

1,58

1,

17

817

3,07

2,

28

Top

lam

12

9.96

4.83

9 28

.072

.405

.319

-

6,71

5,

60

- 11

,79

9,64

-

19,7

8 16

,01

160

160

EK

.11

Düş

ük T

alep

Dur

umun

da M

uhte

mel

Sen

aryo

da F

otov

olta

ik S

iste

m Ü

retim

inin

Doğ

al G

az T

asar

ruf D

eğer

i

Yıll

ar

A-T

opla

m

Üre

tim

(MW

h)

B-Y

akıt

Tas

arru

f M

ikta

rı

(A*2

16)

(m3 )

Düş

ük F

iyat

Sen

aryo

su

Sabi

t Fiy

at S

enar

yosu

Y

ükse

k Fi

yat S

enar

yosu

C-D

üşük

Fi

yat

(Dol

ar/

bin

m3 )

Düş

ük

Fiya

t D

eğer

i (B

*C)

(mily

ar

Dol

ar)

Düş

ük

Fiya

t N

BD

'si

(mily

ar

Dol

ar)

D-S

abit

Fiya

t (D

olar

/ bi

n m

3 )

Sabi

t Fiy

at

Değ

eri

(B*D

) (m

ilyar

D

olar

)

Sabi

t Fiy

at

NB

D's

i (m

ilyar

D

olar

)

E-Y

ükse

k Fi

yat

(Dol

ar/

bin

m3 )

Yük

sek

Fiya

t D

eğer

i (B

*E)

(mily

ar

Dol

ar)

Yük

sek

Fiya

t NB

D

(mily

ar

Dol

ar)

2015

45

0.00

0 97

.200

.000

40

3 0,

04

0,04

42

0 0,

04

0,04

45

8 0,

04

0,04

2016

1.

500.

000

324.

000.

000

387

0,13

0,

12

420

0,14

0,

13

482

0,16

0,

15

2017

3.

000.

000

648.

000.

000

371

0,24

0,

23

420

0,27

0,

26

506

0,33

0,

31

2018

3.

616.

989

781.

269.

585

355

0,28

0,

26

420

0,33

0,

31

530

0,41

0,

39

2019

4.

282.

665

925.

055.

697

340

0,31

0,

29

420

0,39

0,

36

553

0,51

0,

47

2020

5.

001.

642

1.08

0.35

4.58

3 32

4 0,

35

0,32

42

0 0,

45

0,41

57

7 0,

62

0,57

2021

5.

758.

597

1.24

3.85

6.94

4 30

8 0,

38

0,34

42

0 0,

52

0,46

60

1 0,

75

0,66

2022

6.

567.

253

1.41

8.52

6.74

3 29

2 0,

41

0,36

42

0 0,

60

0,52

62

5 0,

89

0,77

2023

7.

431.

770

1.60

5.26

2.21

2 27

6 0,

44

0,38

42

0 0,

67

0,58

64

9 1,

04

0,89

2024

8.

364.

401

1.80

6.71

0.67

2 26

0 0,

47

0,39

42

0 0,

76

0,63

67

3 1,

22

1,02

2025

9.

361.

286

2.02

2.03

7.82

6 24

4 0,

49

0,40

42

0 0,

85

0,70

69

7 1,

41

1,16

2026

10

.426

.118

2.

252.

041.

492

228

0,51

0,

41

420

0,95

0,

76

721

1,62

1,

31

2027

11

.562

.070

2.

497.

407.

193

212

0,53

0,

42

420

1,05

0,

83

745

1,86

1,

47

2028

12

.772

.917

2.

758.

950.

053

196

0,54

0,

42

420

1,16

0,

90

769

2,12

1,

64

2029

14

.062

.614

3.

037.

524.

607

180

0,55

0,

42

420

1,28

0,

97

793

2,41

1,

83

2030

15

.435

.000

3.

333.

960.

000

165

0,55

0,

41

420

1,40

1,

04

817

2,72

2,

02

Top

lam

11

9.59

3.32

2 25

.832

.157

.606

-

6,23

5,

21

- 10

,84

8,89

-

18,1

2 14

,70

161

EK

.12

Yük

sek

Tal

ep D

urum

unda

İyim

ser

Sena

ryod

a Fo

tovo

ltaik

Sis

tem

Üre

timin

in D

oğal

Gaz

Tas

arru

f Değ

eri

Yıll

ar

A-T

opla

m

Üre

tim

(MW

h)

B-Y

akıt

Tas

arru

f M

ikta

rı

(A*2

16)

(m3 )

Düş

ük F

iyat

Sen

aryo

su

Sabi

t Fiy

at S

enar

yosu

Y

ükse

k Fi

yat S

enar

yosu

C-D

üşük

Fi

yat

(Dol

ar/

bin

m3 )

Düş

ük

Fiya

t D

eğer

i (B

*C)

(Dol

ar)

Düş

ük

Fiya

t N

BD

'si

(mily

ar

dola

r)

D-S

abit

Fiya

t (D

olar

/ bi

n m

3 )

Sabi

t Fi

yat

Değ

eri

(B*D

) (m

ilyar

D

olar

)

Sabi

t Fi

yat

NB

D's

i (m

ilyar

D

olar

)

E-Y

ükse

k Fi

yat

(Dol

ar/

bin

m3 )

Yük

sek

Fiya

t D

eğer

i (B

*E)

(mily

ar

Dol

ar)

Yük

sek

Fiya

t NB

D

(mily

ar

Dol

ar)

2015

45

0.00

0 97

.200

.000

40

3 0,

04

0,04

42

0 0,

04

0,04

45

8 0,

04

0,04

2016

1.

500.

000

324.

000.

000

387

0,13

0,

12

420

0,14

0,

13

482

0,16

0,

15

2017

3.

000.

000

648.

000.

000

371

0,24

0,

23

420

0,27

0,

26

506

0,33

0,

31

2018

4.

252.

927

918.

632.

332

355

0,33

0,

31

420

0,39

0,

36

530

0,49

0,

46

2019

5.

649.

072

1.22

0.19

9.53

7 34

0 0,

41

0,38

42

0 0,

51

0,47

55

3 0,

68

0,62

2020

7.

200.

061

1.55

5.21

3.24

7 32

4 0,

50

0,46

42

0 0,

65

0,59

57

7 0,

90

0,81

2021

8.

853.

771

1.91

2.41

4.46

2 30

8 0,

59

0,52

42

0 0,

80

0,71

60

1 1,

15

1,02

2022

10

.661

.640

2.

302.

914.

326

292

0,67

0,

58

420

0,97

0,

84

625

1,44

1,

25

2023

12

.633

.798

2.

728.

900.

468

276

0,75

0,

64

420

1,15

0,

98

649

1,77

1,

51

2024

14

.781

.373

3.

192.

776.

520

260

0,83

0,

69

420

1,34

1,

12

673

2,15

1,

80

2025

17

.116

.460

3.

697.

155.

397

244

0,90

0,

74

420

1,55

1,

27

697

2,58

2,

11

2026

19

.650

.783

4.

244.

569.

095

228

0,97

0,

78

420

1,78

1,

43

721

3,06

2,

46

2027

22

.397

.657

4.

837.

893.

868

212

1,03

0,

81

420

2,03

1,

60

745

3,60

2,

84

2028

25

.370

.711

5.

480.

073.

529

196

1,08

0,

83

420

2,30

1,

78

769

4,21

3,

26

2029

28

.584

.199

6.

174.

186.

939

180

1,11

0,

84

420

2,59

1,

96

793

4,90

3,

71

2030

32

.054

.000

6.

923.

664.

000

165

1,14

0,

85

420

2,91

2,

16

817

5,66

4,

20

Top

lam

21

4.15

6.45

2 46

.257

.793

.721

-

10,7

2 8,

84

- 19

,42

15,7

3 -

33,1

1 26

,58

161

161

EK

.12

Yük

sek

Tal

ep D

urum

unda

İyim

ser

Sena

ryod

a Fo

tovo

ltaik

Sis

tem

Üre

timin

in D

oğal

Gaz

Tas

arru

f Değ

eri

Yıll

ar

A-T

opla

m

Üre

tim

(MW

h)

B-Y

akıt

Tas

arru

f M

ikta

rı

(A*2

16)

(m3 )

Düş

ük F

iyat

Sen

aryo

su

Sabi

t Fiy

at S

enar

yosu

Y

ükse

k Fi

yat S

enar

yosu

C-D

üşük

Fi

yat

(Dol

ar/

bin

m3 )

Düş

ük

Fiya

t D

eğer

i (B

*C)

(Dol

ar)

Düş

ük

Fiya

t N

BD

'si

(mily

ar

dola

r)

D-S

abit

Fiya

t (D

olar

/ bi

n m

3 )

Sabi

t Fi

yat

Değ

eri

(B*D

) (m

ilyar

D

olar

)

Sabi

t Fi

yat

NB

D's

i (m

ilyar

D

olar

)

E-Y

ükse

k Fi

yat

(Dol

ar/

bin

m3 )

Yük

sek

Fiya

t D

eğer

i (B

*E)

(mily

ar

Dol

ar)

Yük

sek

Fiya

t NB

D

(mily

ar

Dol

ar)

2015

45

0.00

0 97

.200

.000

40

3 0,

04

0,04

42

0 0,

04

0,04

45

8 0,

04

0,04

2016

1.

500.

000

324.

000.

000

387

0,13

0,

12

420

0,14

0,

13

482

0,16

0,

15

2017

3.

000.

000

648.

000.

000

371

0,24

0,

23

420

0,27

0,

26

506

0,33

0,

31

2018

4.

252.

927

918.

632.

332

355

0,33

0,

31

420

0,39

0,

36

530

0,49

0,

46

2019

5.

649.

072

1.22

0.19

9.53

7 34

0 0,

41

0,38

42

0 0,

51

0,47

55

3 0,

68

0,62

2020

7.

200.

061

1.55

5.21

3.24

7 32

4 0,

50

0,46

42

0 0,

65

0,59

57

7 0,

90

0,81

2021

8.

853.

771

1.91

2.41

4.46

2 30

8 0,

59

0,52

42

0 0,

80

0,71

60

1 1,

15

1,02

2022

10

.661

.640

2.

302.

914.

326

292

0,67

0,

58

420

0,97

0,

84

625

1,44

1,

25

2023

12

.633

.798

2.

728.

900.

468

276

0,75

0,

64

420

1,15

0,

98

649

1,77

1,

51

2024

14

.781

.373

3.

192.

776.

520

260

0,83

0,

69

420

1,34

1,

12

673

2,15

1,

80

2025

17

.116

.460

3.

697.

155.

397

244

0,90

0,

74

420

1,55

1,

27

697

2,58

2,

11

2026

19

.650

.783

4.

244.

569.

095

228

0,97

0,

78

420

1,78

1,

43

721

3,06

2,

46

2027

22

.397

.657

4.

837.

893.

868

212

1,03

0,

81

420

2,03

1,

60

745

3,60

2,

84

2028

25

.370

.711

5.

480.

073.

529

196

1,08

0,

83

420

2,30

1,

78

769

4,21

3,

26

2029

28

.584

.199

6.

174.

186.

939

180

1,11

0,

84

420

2,59

1,

96

793

4,90

3,

71

2030

32

.054

.000

6.

923.

664.

000

165

1,14

0,

85

420

2,91

2,

16

817

5,66

4,

20

Top

lam

21

4.15

6.45

2 46

.257

.793

.721

-

10,7

2 8,

84

- 19

,42

15,7

3 -

33,1

1 26

,58

162

162

EK

.13

Ref

eran

s Tal

ep D

urum

unda

İyim

ser

Sena

ryod

a Fo

tovo

ltaik

Sis

tem

Üre

timin

in D

oğal

Gaz

Tas

arru

f Değ

eri

Yıll

ar

A-T

opla

m

Üre

tim

(MW

h)

B-Y

akıt

Tas

arru

f M

ikta

rı

(A*2

16)

(m3 )

Düş

ük F

iyat

Sen

aryo

su

Sabi

t Fiy

at S

enar

yosu

Y

ükse

k Fi

yat S

enar

yosu

C-D

üşük

Fi

yat

(Dol

ar/

bin

m3 )

Düş

ük

Fiya

t D

eğer

i (B

*C)

(mily

ar

Dol

ar)

Düş

ük

Fiya

t N

BD

'si

(mily

ar

Dol

ar)

D-S

abit

Fiya

t (D

olar

/ bi

n m

3 )

Sabi

t Fiy

at

Değ

eri

(B*D

) (m

ilyar

D

olar

)

Sabi

t Fiy

at

NB

D's

i (m

ilyar

D

olar

)

E-Y

ükse

k Fi

yat

(Dol

ar/

bin

m3 )

Yük

sek

Fiya

t D

eğer

i (B

*E)

(mily

ar

Dol

ar)

Yük

sek

Fiya

t NB

D

(mily

ar

Dol

ar)

2015

45

0.00

0 97

.200

.000

40

3 0,

04

0,04

42

0 0,

04

0,04

45

8 0,

04

0,04

2016

1.

500.

000

324.

000.

000

387

0,13

0,

12

420

0,14

0,

13

482

0,16

0,

15

2017

3.

000.

000

648.

000.

000

371

0,24

0,

23

420

0,27

0,

26

506

0,33

0,

31

2018

4.

152.

763

896.

996.

784

355

0,32

0,

30

420

0,38

0,

35

530

0,47

0,

45

2019

5.

428.

510

1.17

2.55

8.14

6 34

0 0,

40

0,37

42

0 0,

49

0,45

55

3 0,

65

0,60

2020

6.

833.

302

1.47

5.99

3.18

4 32

4 0,

48

0,43

42

0 0,

62

0,56

57

7 0,

85

0,77

2021

8.

345.

804

1.80

2.69

3.65

9 30

8 0,

55

0,49

42

0 0,

76

0,67

60

1 1,

08

0,96

2022

9.

989.

917

2.15

7.82

2.05

3 29

2 0,

63

0,55

42

0 0,

91

0,79

62

5 1,

35

1,17

2023

11

.773

.922

2.

543.

167.

069

276

0,70

0,

60

420

1,07

0,

91

649

1,65

1,

41

2024

13

.711

.813

2.

961.

751.

565

260

0,77

0,

64

420

1,24

1,

04

673

1,99

1,

67

2025

15

.808

.308

3.

414.

594.

629

244

0,83

0,

68

420

1,43

1,

18

697

2,38

1,

95

2026

18

.073

.808

3.

903.

942.

434

228

0,89

0,

72

420

1,64

1,

32

721

2,82

2,

26

2027

20

.518

.349

4.

431.

963.

296

212

0,94

0,

74

420

1,86

1,

47

745

3,30

2,

60

2028

23

.152

.463

5.

000.

931.

971

196

0,98

0,

76

420

2,10

1,

62

769

3,85

2,

97

2029

25

.986

.705

5.

613.

128.

312

180

1,01

0,

77

420

2,36

1,

79

793

4,45

3,

37

2030

29

.033

.500

6.

271.

236.

000

165

1,03

0,

77

420

2,63

1,

96

817

5,12

3,

81

Top

lam

19

7.75

9.16

3 42

.715

.979

.103

-

9,95

8,

21

- 17

,93

14,5

4 -

30,5

0 24

,52

163

EK

.14

Düş

ük T

alep

Dur

umun

da İy

imse

r Se

nary

oda

Foto

volta

ik S

iste

m Ü

retim

inin

Doğ

al G

az T

asar

ruf D

eğer

i

Yıll

ar

A-T

opla

m

Üre

tim

(MW

h)

B-Y

akıt

Tas

arru

f M

ikta

rı

(A*2

16)

(m3 )

Düş

ük F

iyat

Sen

aryo

su

Sabi

t Fiy

at S

enar

yosu

Y

ükse

k Fi

yat S

enar

yosu

C-D

üşük

Fi

yat

(Dol

ar/

bin

m3 )

Düş

ük

Fiya

t D

eğer

i (B

*C)

(mily

ar

Dol

ar)

Düş

ük

Fiya

t N

BD

'si

(mily

ar

Dol

ar)

D-S

abit

Fiya

t (D

olar

/ bi

n m

3 )

Sabi

t Fi

yat

Değ

eri

(B*D

) (m

ilyar

D

olar

)

Sabi

t Fi

yat

NB

D's

i (m

ilyar

D

olar

)

E-Y

ükse

k Fi

yat

(Dol

ar/

bin

m3 )

Yük

sek

Fiya

t D

eğer

i (B

*E)

(mily

ar

Dol

ar)

Yük

sek

Fiya

t NB

D

(mily

ar

Dol

ar)

2015

45

0.00

0 97

.200

.000

40

3 0,

04

0,04

42

0 0,

04

0,04

45

8 0,

04

0,04

2016

1.

500.

000

324.

000.

000

387

0,13

0,

12

420

0,14

0,

13

482

0,16

0,

15

2017

3.

000.

000

648.

000.

000

371

0,24

0,

23

420

0,27

0,

26

506

0,33

0,

31

2018

4.

090.

404

883.

527.

308

355

0,31

0,

31

420

0,37

0,

35

530

0,47

0,

44

2019

5.

275.

342

1.13

9.47

3.91

2 34

0 0,

39

0,36

42

0 0,

48

0,44

55

3 0,

63

0,58

2020

6.

561.

919

1.41

7.37

4.39

8 32

4 0,

46

0,42

42

0 0,

60

0,54

57

7 0,

82

0,74

2021

7.

930.

597

1.71

3.00

8.94

4 30

8 0,

53

0,47

42

0 0,

72

0,64

60

1 1,

03

0,91

2022

9.

399.

561

2.03

0.30

5.20

5 29

2 0,

59

0,52

42

0 0,

85

0,74

62

5 1,

27

1,11

2023

10

.975

.831

2.

370.

779.

505

276

0,65

0,

56

420

1,00

0,

85

649

1,54

1,

31

2024

12

.679

.094

2.

738.

684.

210

260

0,71

0,

60

420

1,15

0,

96

673

1,84

1,

54

2025

14

.505

.409

3.

133.

168.

410

244

0,76

0,

63

420

1,32

1,

08

697

2,18

1,

79

2026

16

.461

.795

3.

555.

747.

707

228

0,81

0,

65

420

1,49

1,

20

721

2,56

2,

06

2027

18

.554

.532

4.

007.

778.

885

212

0,85

0,

67

420

1,68

1,

33

745

2,99

2,

35

2028

20

.790

.902

4.

490.

834.

730

196

0,88

0,

68

420

1,89

1,

46

769

3,45

2,

67

2029

23

.178

.552

5.

006.

567.

315

180

0,90

0,

68

420

2,10

1,

59

793

3,97

3,

01

2030

25

.725

.000

5.

556.

600.

000

165

0,91

0,

68

420

2,33

1,

73

817

4,54

3,

37

Top

lam

18

1.07

8.93

8 39

.113

.050

.529

-

9,18

7,

61

- 16

,42

13,3

5 -

27,8

3 22

,41

163

163

EK

.14

Düş

ük T

alep

Dur

umun

da İy

imse

r Se

nary

oda

Foto

volta

ik S

iste

m Ü

retim

inin

Doğ

al G

az T

asar

ruf D

eğer

i

Yıll

ar

A-T

opla

m

Üre

tim

(MW

h)

B-Y

akıt

Tas

arru

f M

ikta

rı

(A*2

16)

(m3 )

Düş

ük F

iyat

Sen

aryo

su

Sabi

t Fiy

at S

enar

yosu

Y

ükse

k Fi

yat S

enar

yosu

C-D

üşük

Fi

yat

(Dol

ar/

bin

m3 )

Düş

ük

Fiya

t D

eğer

i (B

*C)

(mily

ar

Dol

ar)

Düş

ük

Fiya

t N

BD

'si

(mily

ar

Dol

ar)

D-S

abit

Fiya

t (D

olar

/ bi

n m

3 )

Sabi

t Fi

yat

Değ

eri

(B*D

) (m

ilyar

D

olar

)

Sabi

t Fi

yat

NB

D's

i (m

ilyar

D

olar

)

E-Y

ükse

k Fi

yat

(Dol

ar/

bin

m3 )

Yük

sek

Fiya

t D

eğer

i (B

*E)

(mily

ar

Dol

ar)

Yük

sek

Fiya

t NB

D

(mily

ar

Dol

ar)

2015

45

0.00

0 97

.200

.000

40

3 0,

04

0,04

42

0 0,

04

0,04

45

8 0,

04

0,04

2016

1.

500.

000

324.

000.

000

387

0,13

0,

12

420

0,14

0,

13

482

0,16

0,

15

2017

3.

000.

000

648.

000.

000

371

0,24

0,

23

420

0,27

0,

26

506

0,33

0,

31

2018

4.

090.

404

883.

527.

308

355

0,31

0,

31

420

0,37

0,

35

530

0,47

0,

44

2019

5.

275.

342

1.13

9.47

3.91

2 34

0 0,

39

0,36

42

0 0,

48

0,44

55

3 0,

63

0,58

2020

6.

561.

919

1.41

7.37

4.39

8 32

4 0,

46

0,42

42

0 0,

60

0,54

57

7 0,

82

0,74

2021

7.

930.

597

1.71

3.00

8.94

4 30

8 0,

53

0,47

42

0 0,

72

0,64

60

1 1,

03

0,91

2022

9.

399.

561

2.03

0.30

5.20

5 29

2 0,

59

0,52

42

0 0,

85

0,74

62

5 1,

27

1,11

2023

10

.975

.831

2.

370.

779.

505

276

0,65

0,

56

420

1,00

0,

85

649

1,54

1,

31

2024

12

.679

.094

2.

738.

684.

210

260

0,71

0,

60

420

1,15

0,

96

673

1,84

1,

54

2025

14

.505

.409

3.

133.

168.

410

244

0,76

0,

63

420

1,32

1,

08

697

2,18

1,

79

2026

16

.461

.795

3.

555.

747.

707

228

0,81

0,

65

420

1,49

1,

20

721

2,56

2,

06

2027

18

.554

.532

4.

007.

778.

885

212

0,85

0,

67

420

1,68

1,

33

745

2,99

2,

35

2028

20

.790

.902

4.

490.

834.

730

196

0,88

0,

68

420

1,89

1,

46

769

3,45

2,

67

2029

23

.178

.552

5.

006.

567.

315

180

0,90

0,

68

420

2,10

1,

59

793

3,97

3,

01

2030

25

.725

.000

5.

556.

600.

000

165

0,91

0,

68

420

2,33

1,

73

817

4,54

3,

37

Top

lam

18

1.07

8.93

8 39

.113

.050

.529

-

9,18

7,

61

- 16

,42

13,3

5 -

27,8

3 22

,41

164

164

EK.15 2014-2030 Yılları Arasında Fotovoltaik Sistem Üretiminin CO2 Emisyonunu Azaltım Miktarı

(milyon tCO2e)

Yıllar Resmi Hedef

Senaryosu


Referans Talep

Yüksek Talep

Düşük Talep

Referans Talep

Yüksek Talep

2014 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 2015 0,27 0,27 0,27 0,27 0,27 0,27 0,27 2016 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 2017 1,80 1,80 1,80 1,80 1,80 1,80 1,80 2018 2,25 2,17 2,20 2,24 2,45 2,49 2,55 2019 2,70 2,57 2,64 2,72 3,17 3,26 3,39 2020 3,15 3,00 3,11 3,26 3,94 4,10 4,32 2021 3,60 3,46 3,62 3,82 4,76 5,01 5,31 2022 4,05 3,94 4,18 4,43 5,64 5,99 6,40 2023 4,50 4,46 4,77 5,09 6,59 7,06 7,58 2024 4,95 5,02 5,42 5,81 7,61 8,23 8,87 2025 5,40 5,62 6,11 6,59 8,70 9,48 10,27 2026 5,85 6,26 6,86 7,44 9,88 10,84 11,79 2027 6,30 6,94 7,66 8,35 11,13 12,31 13,44 2028 6,75 7,66 8,53 9,33 12,47 13,89 15,22 2029 7,20 8,44 9,46 10,40 13,91 15,59 17,15 2030 7,65 9,26 10,45 11,54 15,44 17,42 19,23

Toplam 67,36 71,79 78,01 84,02 108,68 118,69 128,53

165

EK.16 Resmi Hedef Senaryosunda Fotovoltaik Sistem Makine ve Ekipmanlarının Tamamının Yurt Dışından Temin Edilmesi Halinde İthalat Giderleri

Yıllar İlave PV Kurulu

Gücü (MW)

MW Başına Makine Ekipman

Maliyeti (Dolar)

Toplam Maliyet (milyar Dolar)

Toplam Maliyetin NBD’si

(milyar Dolar)

2015 260 912.271 0,24 0,24

2016 700 884.903 0,62 0,62

2017 1.000 858.356 0,86 0,84

2018 500 832.605 0,42 0,40

2019 500 807.627 0,40 0,38

2020 500 783.398 0,39 0,36

2021 500 759.896 0,38 0,34

2022 500 737.099 0,37 0,33

2023 500 714.986 0,36 0,31

2024 500 693.537 0,35 0,30

2025 500 672.731 0,34 0,28

2026 500 652.549 0,33 0,27

2027 500 632.972 0,32 0,25

2028 500 613.983 0,31 0,24

2029 500 595.564 0,30 0,23

2030 500 577.697 0,29 0,22

Toplam 6,25 5,62

165

164

EK.15 2014-2030 Yılları Arasında Fotovoltaik Sistem Üretiminin CO2 Emisyonunu Azaltım Miktarı

(milyon tCO2e)

Yıllar Resmi Hedef

Senaryosu


Referans Talep

Yüksek Talep

Düşük Talep

Referans Talep

Yüksek Talep

2014 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 0,04 2015 0,27 0,27 0,27 0,27 0,27 0,27 0,27 2016 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 0,90 2017 1,80 1,80 1,80 1,80 1,80 1,80 1,80 2018 2,25 2,17 2,20 2,24 2,45 2,49 2,55 2019 2,70 2,57 2,64 2,72 3,17 3,26 3,39 2020 3,15 3,00 3,11 3,26 3,94 4,10 4,32 2021 3,60 3,46 3,62 3,82 4,76 5,01 5,31 2022 4,05 3,94 4,18 4,43 5,64 5,99 6,40 2023 4,50 4,46 4,77 5,09 6,59 7,06 7,58 2024 4,95 5,02 5,42 5,81 7,61 8,23 8,87 2025 5,40 5,62 6,11 6,59 8,70 9,48 10,27 2026 5,85 6,26 6,86 7,44 9,88 10,84 11,79 2027 6,30 6,94 7,66 8,35 11,13 12,31 13,44 2028 6,75 7,66 8,53 9,33 12,47 13,89 15,22 2029 7,20 8,44 9,46 10,40 13,91 15,59 17,15 2030 7,65 9,26 10,45 11,54 15,44 17,42 19,23

Toplam 67,36 71,79 78,01 84,02 108,68 118,69 128,53

165

EK.16 Resmi Hedef Senaryosunda Fotovoltaik Sistem Makine ve Ekipmanlarının Tamamının Yurt Dışından Temin Edilmesi Halinde İthalat Giderleri

Yıllar İlave PV Kurulu

Gücü (MW)

MW Başına Makine Ekipman

Maliyeti (Dolar)

Toplam Maliyet (milyar Dolar)

Toplam Maliyetin NBD’si

(milyar Dolar)

2015 260 912.271 0,24 0,24

2016 700 884.903 0,62 0,62

2017 1.000 858.356 0,86 0,84

2018 500 832.605 0,42 0,40

2019 500 807.627 0,40 0,38

2020 500 783.398 0,39 0,36

2021 500 759.896 0,38 0,34

2022 500 737.099 0,37 0,33

2023 500 714.986 0,36 0,31

2024 500 693.537 0,35 0,30

2025 500 672.731 0,34 0,28

2026 500 652.549 0,33 0,27

2027 500 632.972 0,32 0,25

2028 500 613.983 0,31 0,24

2029 500 595.564 0,30 0,23

2030 500 577.697 0,29 0,22

Toplam 6,25 5,62

166

166

EK

.17

Muh

tem

el S

enar

yosu

nda

Foto

volta

ik S

iste

m M

akin

e ve

Eki

pman

ları

nın

Tam

amın

ın Y

urt

Dış

ında

n T

emin

Edi

lmes

i H

alin

de İt

hala

t Gid

erle

ri

Yıll

ar

A-M

W

Baş

ına

Mak

ine

Eki

pman

M

aliy

eti

(Dol

ar)

Düş

ük T

alep

R

efer

ans T

alep

Y

ükse

k Ta

lep

B-İ

lave

PV

K

urul

u G

ücü

Top

lam

M

aliy

et

(A*B

)

Top

lam

M

aliy

etin

N

BD

’si

B-İ

lave

PV

K

urul

u G

ücü

Top

lam

M

aliy

et

(A*B

)

Top

lam

M

aliy

etin

N

BD

’si

B-İ

lave

PV

K

urul

u G

ücü

Top

lam

M

aliy

et

(A*B

)

Top

lam

M

aliy

etin

N

BD

’si

(MW

) (m

ilyar

D

olar

) (m

ilyar

D

olar

) (M

W)

(mily

ar

Dol

ar)

(mily

ar

Dol

ar)

(MW

) (m

ilyar

D

olar

) (m

ilyar

D

olar

) 20

15

912.

271

260

0,24

0,

24

260

0,24

0,

24

260

0,24

0,

24

2016

88

4.90

3 70

0 0,

62

0,62

70

0 0,

62

0,62

70

0 0,

62

0,62

2017

85

8.35

6 1.

000

0,86

0,

84

1.00

0 0,

86

0,84

1.

000

0,86

0,

84

2018

83

2.60

5 41

1 0,

34

0,33

44

2 0,

37

0,35

48

6 0,

40

0,39

2019

80

7.62

7 44

4 0,

36

0,34

48

6 0,

39

0,37

53

8 0,

43

0,41

2020

78

3.39

8 47

9 0,

38

0,35

53

2 0,

42

0,39

59

4 0,

47

0,43

2021

75

9.89

6 50

5 0,

38

0,35

56

7 0,

43

0,39

62

3 0,

47

0,43

2022

73

7.09

9 53

9 0,

40

0,35

61

3 0,

45

0,40

67

9 0,

50

0,44

2023

71

4.98

6 57

6 0,

41

0,36

66

2 0,

47

0,41

73

7 0,

53

0,46

2024

69

3.53

7 62

2 0,

43

0,37

71

6 0,

50

0,42

80

0 0,

55

0,47

2025

67

2.73

1 66

5 0,

45

0,37

77

2 0,

52

0,43

86

7 0,

58

0,49

2026

65

2.54

9 71

0 0,

46

0,38

83

1 0,

54

0,44

93

8 0,

61

0,50

2027

63

2.97

2 75

7 0,

48

0,39

89

4 0,

57

0,46

1.

014

0,64

0,

52

2028

61

3.98

3 80

7 0,

50

0,39

96

1 0,

59

0,47

1.

094

0,67

0,

53

2029

59

5.56

4 86

0 0,

51

0,40

1.

031

0,61

0,

47

1.18

0 0,

70

0,54

2030

57

7.69

7 91

5 0,

53

0,40

1.

106

0,64

0,

48

1.27

1 0,

73

0,56

Top

lam

7,

34

6,47

8,22

7,

20

9,

02

7,87

167

EK

.18

İyim

ser

Sena

ryod

a Fo

tovo

ltaik

Sis

tem

Mak

ine

ve E

kipm

anla

rını

n T

amam

ının

Yur

t D

ışın

dan

Tem

in E

dilm

esi H

alin

de

İtha

lat G

ider

leri

Yıll

ar

A-M

W B

aşın

a M

akin

e E

kipm

an

Mal

iyet

i (D

olar

)

Düş

ük T

alep

R

efer

ans T

alep

Y

ükse

k Ta

lep

B-İ

lave

PV

K

urul

u G

ücü

(M

W)

Top

lam

M

aliy

et

(A*B

) (m

ilyar

D

olar

)

Top

lam

M

aliy

etin

N

BD

’si

(mily

ar D

olar

)

B-İ

lave

PV

K

urul

u G

ücü

(MW

)

Top

lam

M

aliy

et

(A*B

) (m

ilyar

D

olar

)

Top

lam

M

aliy

etin

N

BD

’si

(mily

ar D

olar

)

B-İ

lave

PV

K

urul

u G

ücü

(MW

)

Top

lam

M

aliy

et

(A*B

) (m

ilyar

D

olar

)

Top

lam

M

aliy

etin

N

BD

’si

(mily

ar D

olar

)

2015

91

2.27

1 26

0 0,

24

0,24

26

0 0,

24

0,24

26

0 0,

24

0,24

2016

88

4.90

3 70

0 0,

62

0,62

70

0 0,

62

0,62

70

0 0,

62

0,62

2017

85

8.35

6 1.

000

0,86

0,

84

1.00

0 0,

86

0,84

1.

000

0,86

0,

84

2018

83

2.60

5 72

7 0,

61

0,58

76

9 0,

64

0,62

83

5 0,

70

0,67

2019

80

7.62

7 79

0 0,

64

0,60

85

0 0,

69

0,65

93

1 0,

75

0,71

2020

78

3.39

8 85

8 0,

67

0,62

93

7 0,

73

0,68

1.

034

0,81

0,

75

2021

75

9.89

6 91

2 0,

69

0,63

1.

008

0,77

0,

69

1.10

2 0,

84

0,76

2022

73

7.09

9 97

9 0,

72

0,64

1.

096

0,81

0,

72

1.20

5 0,

89

0,79

2023

71

4.98

6 1.

051

0,75

0,

65

1.18

9 0,

85

0,74

1.

315

0,94

0,

82

2024

69

3.53

7 1.

136

0,79

0,

67

1.29

2 0,

90

0,76

1.

432

0,99

0,

85

2025

67

2.73

1 1.

218

0,82

0,

69

1.39

8 0,

94

0,79

1.

557

1,05

0,

88

2026

65

2.54

9 1.

304

0,85

0,

70

1.51

0 0,

99

0,81

1.

690

1,10

0,

90

2027

63

2.97

2 1.

395

0,88

0,

71

1.63

0 1,

03

0,83

1.

831

1,16

0,

93

2028

61

3.98

3 1.

491

0,92

0,

72

1.75

6 1,

08

0,85

1.

982

1,22

0,

96

2029

59

5.56

4 1.

592

0,95

0,

73

1.88

9 1,

13

0,87

2.

142

1,28

0,

99

2030

57

7.69

7 1.

698

0,98

0,

74

2.03

1 1,

17

0,89

2.

313

1,34

1,

01

Top

lam

11

,98

10,3

9

13,4

3 11

,59

14

,77

12,7

1

167

167

EK

.18

İyim

ser

Sena

ryod

a Fo

tovo

ltaik

Sis

tem

Mak

ine

ve E

kipm

anla

rını

n T

amam

ının

Yur

t D

ışın

dan

Tem

in E

dilm

esi H

alin

de

İtha

lat G

ider

leri

Yıll

ar

A-M

W B

aşın

a M

akin

e E

kipm

an

Mal

iyet

i (D

olar

)

Düş

ük T

alep

R

efer

ans T

alep

Y

ükse

k Ta

lep

B-İ

lave

PV

K

urul

u G

ücü

(M

W)

Top

lam

M

aliy

et

(A*B

) (m

ilyar

D

olar

)

Top

lam

M

aliy

etin

N

BD

’si

(mily

ar D

olar

)

B-İ

lave

PV

K

urul

u G

ücü

(MW

)

Top

lam

M

aliy

et

(A*B

) (m

ilyar

D

olar

)

Top

lam

M

aliy

etin

N

BD

’si

(mily

ar D

olar

)

B-İ

lave

PV

K

urul

u G

ücü

(MW

)

Top

lam

M

aliy

et

(A*B

) (m

ilyar

D

olar

)

Top

lam

M

aliy

etin

N

BD

’si

(mily

ar D

olar

)

2015

91

2.27

1 26

0 0,

24

0,24

26

0 0,

24

0,24

26

0 0,

24

0,24

2016

88

4.90

3 70

0 0,

62

0,62

70

0 0,

62

0,62

70

0 0,

62

0,62

2017

85

8.35

6 1.

000

0,86

0,

84

1.00

0 0,

86

0,84

1.

000

0,86

0,

84

2018

83

2.60

5 72

7 0,

61

0,58

76

9 0,

64

0,62

83

5 0,

70

0,67

2019

80

7.62

7 79

0 0,

64

0,60

85

0 0,

69

0,65

93

1 0,

75

0,71

2020

78

3.39

8 85

8 0,

67

0,62

93

7 0,

73

0,68

1.

034

0,81

0,

75

2021

75

9.89

6 91

2 0,

69

0,63

1.

008

0,77

0,

69

1.10

2 0,

84

0,76

2022

73

7.09

9 97

9 0,

72

0,64

1.

096

0,81

0,

72

1.20

5 0,

89

0,79

2023

71

4.98

6 1.

051

0,75

0,

65

1.18

9 0,

85

0,74

1.

315

0,94

0,

82

2024

69

3.53

7 1.

136

0,79

0,

67

1.29

2 0,

90

0,76

1.

432

0,99

0,

85

2025

67

2.73

1 1.

218

0,82

0,

69

1.39

8 0,

94

0,79

1.

557

1,05

0,

88

2026

65

2.54

9 1.

304

0,85

0,

70

1.51

0 0,

99

0,81

1.

690

1,10

0,

90

2027

63

2.97

2 1.

395

0,88

0,

71

1.63

0 1,

03

0,83

1.

831

1,16

0,

93

2028

61

3.98

3 1.

491

0,92

0,

72

1.75

6 1,

08

0,85

1.

982

1,22

0,

96

2029

59

5.56

4 1.

592

0,95

0,

73

1.88

9 1,

13

0,87

2.

142

1,28

0,

99

2030

57

7.69

7 1.

698

0,98

0,

74

2.03

1 1,

17

0,89

2.

313

1,34

1,

01

Top

lam

11

,98

10,3

9

13,4

3 11

,59

14

,77

12,7

1

168

168

EK.19 Yerli İmalat Kabiliyetinin Geliştirilmesi Durumunda Resmi Hedef Senaryosuna Göre Fotovoltaik Sistem Makine ve Ekipmanların İthalat Değeri

Yıllar

A-MW Başına İthal Edilen Makine

Ekipman Maliyeti (Dolar)

B-İlave PV Kurulu Gücü (MW)

Toplam Maliyet (A*B) (milyar Dolar)

Toplam Maliyetin NBD (milyar Dolar)

2015 684.203 260 0,18 0,18

2016 663.677 700 0,46 0,46

2017 643.767 1.000 0,64 0,63

2018 624.454 500 0,31 0,30

2019 605.720 500 0,30 0,29

2020 587.549 500 0,29 0,27

2021 379.948 500 0,19 0,17

2022 368.550 500 0,18 0,16

2023 357.493 500 0,18 0,16

2024 346.768 500 0,17 0,15

2025 336.365 500 0,17 0,14

2026 163.137 500 0,08 0,07

2027 158.243 500 0,08 0,06

2028 153.496 500 0,08 0,06

2029 148.891 500 0,07 0,06

2030 144.424 500 0,07 0,05

Toplam 3,47 3,22

169

EK

.20

Yer

li İm

alat

Kab

iliye

tinin

Gel

iştir

ilmes

i Dur

umun

da M

uhte

mel

Sen

aryo

da F

otov

olta

ik S

iste

m M

akin

e ve

Eki

pman

ları

n İt

hala

t Değ

eri

Yıll

ar

A-M

W B

aşın

a M

akin

e E

kipm

an

İtha

latın

ın

Mal

iyet

i (D

olar

)

Düş

ük T

alep

R

efer

ans T

alep

Y

ükse

k Ta

lep

B-İ

lave

PV

K

urul

u G

ücü

(MW

)

Top

lam

M

aliy

et

(A*B

) (m

ilyar

D

olar

)

Top

lam

M

aliy

etin

N

BD

(mily

ar

Dol

ar)

B-İ

lave

PV

K

urul

u G

ücü

(M

W)

Top

lam

M

aliy

et

(A*B

) (m

ilyar

D

olar

)

Top

lam

M

aliy

etin

N

BD

(m

ilyar

D

olar

)

B-İ

lave

PV

K

urul

u G

ücü

(M

W)

Top

lam

M

aliy

et

(A*B

) (m

ilyar

D

olar

)

Top

lam

M

aliy

etin

N

BD

(m

ilyar

D

olar

) 20

15

684.

203

260

0,18

0,

18

260

0,18

0,

18

260

0,18

0,

18

2016

66

3.67

7 70

0 0,

46

0,46

70

0 0,

46

0,46

70

0 0,

46

0,46

2017

64

3.76

7 1.

000

0,64

0,

63

1.00

0 0,

64

0,63

1.

000

0,64

0,

63

2018

62

4.45

4 41

1 0,

26

0,25

44

2 0,

28

0,27

48

6 0,

30

0,29

2019

60

5.72

0 44

4 0,

27

0,25

48

6 0,

29

0,28

53

8 0,

33

0,31

2020

58

7.54

9 47

9 0,

28

0,26

53

2 0,

31

0,29

59

4 0,

35

0,32

2021

37

9.94

8 50

5 0,

19

0,17

56

7 0,

22

0,20

62

3 0,

24

0,21

2022

36

8.55

0 53

9 0,

20

0,18

61

3 0,

23

0,20

67

9 0,

25

0,22

2023

35

7.49

3 57

6 0,

21

0,18

66

2 0,

24

0,21

73

7 0,

26

0,23

2024

34

6.76

8 62

2 0,

22

0,18

71

6 0,

25

0,21

80

0 0,

28

0,24

2025

33

6.36

5 66

5 0,

22

0,19

77

2 0,

26

0,22

86

7 0,

29

0,24

2026

16

3.13

7 71

0 0,

12

0,10

83

1 0,

14

0,11

93

8 0,

15

0,13

2027

15

8.24

3 75

7 0,

12

0,10

89

4 0,

14

0,11

1.

014

0,16

0,

13

2028

15

3.49

6 80

7 0,

12

0,10

96

1 0,

15

0,12

1.

094

0,17

0,

13

2029

14

8.89

1 86

0 0,

13

0,10

1.

031

0,15

0,

12

1.18

0 0,

18

0,14

2030

14

4.42

4 91

5 0,

13

0,10

1.

106

0,16

0,

12

1.27

1 0,

18

0,14

Top

lam

3,

75

3,43

4,09

3,

72

4,

42

4,01

169

168

EK.19 Yerli İmalat Kabiliyetinin Geliştirilmesi Durumunda Resmi Hedef Senaryosuna Göre Fotovoltaik Sistem Makine ve Ekipmanların İthalat Değeri

Yıllar

A-MW Başına İthal Edilen Makine

Ekipman Maliyeti (Dolar)

B-İlave PV Kurulu Gücü (MW)

Toplam Maliyet (A*B) (milyar Dolar)

Toplam Maliyetin NBD (milyar Dolar)

2015 684.203 260 0,18 0,18

2016 663.677 700 0,46 0,46

2017 643.767 1.000 0,64 0,63

2018 624.454 500 0,31 0,30

2019 605.720 500 0,30 0,29

2020 587.549 500 0,29 0,27

2021 379.948 500 0,19 0,17

2022 368.550 500 0,18 0,16

2023 357.493 500 0,18 0,16

2024 346.768 500 0,17 0,15

2025 336.365 500 0,17 0,14

2026 163.137 500 0,08 0,07

2027 158.243 500 0,08 0,06

2028 153.496 500 0,08 0,06

2029 148.891 500 0,07 0,06

2030 144.424 500 0,07 0,05

Toplam 3,47 3,22

169

EK

.20

Yer

li İm

alat

Kab

iliye

tinin

Gel

iştir

ilmes

i Dur

umun

da M

uhte

mel

Sen

aryo

da F

otov

olta

ik S

iste

m M

akin

e ve

Eki

pman

ları

n İt

hala

t Değ

eri

Yıll

ar

A-M

W B

aşın

a M

akin

e E

kipm

an

İtha

latın

ın

Mal

iyet

i (D

olar

)

Düş

ük T

alep

R

efer

ans T

alep

Y

ükse

k Ta

lep

B-İ

lave

PV

K

urul

u G

ücü

(MW

)

Top

lam

M

aliy

et

(A*B

) (m

ilyar

D

olar

)

Top

lam

M

aliy

etin

N

BD

(mily

ar

Dol

ar)

B-İ

lave

PV

K

urul

u G

ücü

(M

W)

Top

lam

M

aliy

et

(A*B

) (m

ilyar

D

olar

)

Top

lam

M

aliy

etin

N

BD

(m

ilyar

D

olar

)

B-İ

lave

PV

K

urul

u G

ücü

(M

W)

Top

lam

M

aliy

et

(A*B

) (m

ilyar

D

olar

)

Top

lam

M

aliy

etin

N

BD

(m

ilyar

D

olar

) 20

15

684.

203

260

0,18

0,

18

260

0,18

0,

18

260

0,18

0,

18

2016

66

3.67

7 70

0 0,

46

0,46

70

0 0,

46

0,46

70

0 0,

46

0,46

2017

64

3.76

7 1.

000

0,64

0,

63

1.00

0 0,

64

0,63

1.

000

0,64

0,

63

2018

62

4.45

4 41

1 0,

26

0,25

44

2 0,

28

0,27

48

6 0,

30

0,29

2019

60

5.72

0 44

4 0,

27

0,25

48

6 0,

29

0,28

53

8 0,

33

0,31

2020

58

7.54

9 47

9 0,

28

0,26

53

2 0,

31

0,29

59

4 0,

35

0,32

2021

37

9.94

8 50

5 0,

19

0,17

56

7 0,

22

0,20

62

3 0,

24

0,21

2022

36

8.55

0 53

9 0,

20

0,18

61

3 0,

23

0,20

67

9 0,

25

0,22

2023

35

7.49

3 57

6 0,

21

0,18

66

2 0,

24

0,21

73

7 0,

26

0,23

2024

34

6.76

8 62

2 0,

22

0,18

71

6 0,

25

0,21

80

0 0,

28

0,24

2025

33

6.36

5 66

5 0,

22

0,19

77

2 0,

26

0,22

86

7 0,

29

0,24

2026

16

3.13

7 71

0 0,

12

0,10

83

1 0,

14

0,11

93

8 0,

15

0,13

2027

15

8.24

3 75

7 0,

12

0,10

89

4 0,

14

0,11

1.

014

0,16

0,

13

2028

15

3.49

6 80

7 0,

12

0,10

96

1 0,

15

0,12

1.

094

0,17

0,

13

2029

14

8.89

1 86

0 0,

13

0,10

1.

031

0,15

0,

12

1.18

0 0,

18

0,14

2030

14

4.42

4 91

5 0,

13

0,10

1.

106

0,16

0,

12

1.27

1 0,

18

0,14

Top

lam

3,

75

3,43

4,09

3,

72

4,

42

4,01

170

170

EK

.21

Yer

li İm

alat

Kab

iliye

tinin

Gel

iştir

ilmes

i D

urum

unda

İyi

mse

r Se

nary

oda

Foto

volta

ik S

iste

m M

akin

e ve

Eki

pman

ları

n İt

hala

t Değ

eri

Yıll

ar

A-M

W B

aşın

a M

akin

e E

kipm

an

İtha

latın

ın

Mal

iyet

i (D

olar

)

Düş

ük T

alep

R

efer

ans T

alep

Y

ükse

k Ta

lep

B-İ

lave

PV

K

urul

u G

ücü

(MW

)

Top

lam

M

aliy

et

(A*B

) (m

ilyar

D

olar

)

Top

lam

M

aliy

etin

N

BD

(m

ilyar

D

olar

)

B-İ

lave

PV

K

urul

u G

ücü

(MW

)

Top

lam

M

aliy

et

(A*B

) (m

ilyar

D

olar

)

Top

lam

M

aliy

etin

N

BD

(m

ilyar

D

olar

)

B-İ

lave

PV

K

urul

u G

ücü

(MW

)

Top

lam

M

aliy

et

(A*B

) (m

ilyar

D

olar

)

Top

lam

M

aliy

etin

N

BD

(m

ilyar

D

olar

)

2015

68

4.20

3 26

0 0,

18

0,18

26

0 0,

18

0,18

26

0 0,

18

0,18

2016

66

3.67

7 70

0 0,

46

0,46

70

0 0,

46

0,46

70

0 0,

46

0,46

2017

64

3.76

7 10

00

0,64

0,

63

1.00

0 0,

64

0,63

1.

000

0,64

0,

63

2018

62

4.45

4 72

7 0,

45

0,44

76

9 0,

48

0,46

83

5 0,

52

0,50

2019

60

5.72

0 79

0 0,

48

0,45

85

0 0,

51

0,49

93

1 0,

56

0,53

2020

58

7.54

9 85

8 0,

50

0,47

93

7 0,

55

0,51

1.

034

0,61

0,

56

2021

37

9.94

8 91

2 0,

35

0,31

1.

008

0,38

0,

35

1.10

2 0,

42

0,38

2022

36

8.55

0 97

9 0,

36

0,32

1.

096

0,40

0,

36

1.20

5 0,

44

0,39

2023

35

7.49

3 10

51

0,38

0,

33

1.18

9 0,

43

0,37

1.

315

0,47

0,

41

2024

34

6.76

8 11

36

0,39

0,

34

1.29

2 0,

45

0,38

1.

432

0,50

0,

42

2025

33

6.36

5 12

18

0,41

0,

34

1.39

8 0,

47

0,39

1.

557

0,52

0,

44

2026

16

3.13

7 13

04

0,21

0,

17

1.51

0 0,

25

0,20

1.

690

0,28

0,

23

2027

15

8.24

3 13

95

0,22

0,

18

1.63

0 0,

26

0,21

1.

831

0,29

0,

23

2028

15

3.49

6 14

91

0,23

0,

18

1.75

6 0,

27

0,21

1.

982

0,30

0,

24

2029

14

8.89

1 15

92

0,24

0,

18

1.88

9 0,

28

0,22

2.

142

0,32

0,

25

2030

14

4.42

4 16

98

0,25

0,

19

2.03

1 0,

29

0,22

2.

313

0,33

0,

25

Top

lam

5,

75

5,17

6,31

5,

65

6,

85

6,11

171

EK.22 Fotovoltaik Sistemlere Uygulanan FIT’in Kamu Maliyesine İlave Yükü (milyar Dolar)

Yıllar Resmi Hedef

Senaryosu


Düşük Talep

Referans Talep

Yüksek Talep Düşük Talep Referans

Talep Yüksek Talep

2015 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 2016 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 2017 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 2018 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 2019 0,19 0,19 0,19 0,19 0,21 0,21 0,22 2020 0,23 0,22 0,22 0,23 0,27 0,28 0,29 2021 0,23 0,22 0,22 0,23 0,27 0,27 0,29 2022 0,23 0,21 0,22 0,23 0,26 0,27 0,28 2023 0,22 0,21 0,22 0,22 0,26 0,27 0,28 2024 0,22 0,21 0,22 0,22 0,26 0,27 0,28 2025 0,22 0,20 0,21 0,22 0,25 0,26 0,27 2026 0,20 0,19 0,19 0,20 0,24 0,24 0,26 2027 0,15 0,14 0,14 0,15 0,18 0,19 0,20 2028 0,07 0,06 0,07 0,07 0,11 0,12 0,13 2029 0,04 0,03 0,04 0,04 0,06 0,06 0,07 2030 0,04 0,03 0,04 0,04 0,06 0,07 0,08

Toplam 2,28 2,17 2,23 2,31 2,70 2,78 2,90

171

171

EK.22 Fotovoltaik Sistemlere Uygulanan FIT’in Kamu Maliyesine İlave Yükü (milyar Dolar)

Yıllar Resmi Hedef

Senaryosu


Düşük Talep

Referans Talep

Yüksek Talep Düşük Talep Referans

Talep Yüksek Talep

2015 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 2016 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 2017 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 2018 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 0,15 2019 0,19 0,19 0,19 0,19 0,21 0,21 0,22 2020 0,23 0,22 0,22 0,23 0,27 0,28 0,29 2021 0,23 0,22 0,22 0,23 0,27 0,27 0,29 2022 0,23 0,21 0,22 0,23 0,26 0,27 0,28 2023 0,22 0,21 0,22 0,22 0,26 0,27 0,28 2024 0,22 0,21 0,22 0,22 0,26 0,27 0,28 2025 0,22 0,20 0,21 0,22 0,25 0,26 0,27 2026 0,20 0,19 0,19 0,20 0,24 0,24 0,26 2027 0,15 0,14 0,14 0,15 0,18 0,19 0,20 2028 0,07 0,06 0,07 0,07 0,11 0,12 0,13 2029 0,04 0,03 0,04 0,04 0,06 0,06 0,07 2030 0,04 0,03 0,04 0,04 0,06 0,07 0,08

Toplam 2,28 2,17 2,23 2,31 2,70 2,78 2,90

172

172

EK. 23 Enerji Birimleri ve Dönüşümleri TEP : Ton Eşdeğer Petrol (1 TEP=41,868 Gigajoule=107 kcal) MTEP : Milyon Ton Eşdeğer Petrol kW : Kilowatt (103 watt) kWh : Kilowatt saat (3,8 Joule) MW : Megawatt (106 watt) MWh : Megawatt saat GW : Gigawatt (109 watt) GWh : Gigawatt saat TW : Terawatt (1012 watt) TWh : Terawatt saat

173

KAYNAKÇA

ABOLHOSSEINI, S., A. HESHMATI, The Main Support Mechanisms to Finance Renewable Energy Development, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 40, December 2014, pp.876–885.

AKTAŞ, R., M. DOĞANAY, A. MURAT, E. S. BAŞCI, Finansal Yönetim, Sakarya Üniversitesi Sürekli Eğitim Uygulama ve Araştırma Merkezi, Şubat 2013.

ASLAN, R., “Impact Scenarios of Carbon Finance on the Renewable Power Capacity of Turkey”, The Project Team and the MoEF Climate Change Department, T.C. Çevre ve Orman Bakanlığı, July 2010.

BAZILIAN, M., I. ONYEJI, M. LIEBREICH, I. MACGILL, J. CHASE, J. SHAH, D. GIELEN, D. ARENT, D. LANDFEAR, S. ZHENGRONG, Re-considering the Economics of Photovoltaic Power, Renewable Energy, Volume 53, May 2013, pp. 329–338.

BAHAROON, D. A., H. A. RAHMAN, W. Z. W. OMAR, S. O. FADHL, Historical Development of Concentrated Solar Power Technologies To Generate Clean Electricity Efficiently-A Review, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 41, January 2015, pp. 996-1027.

BRANKER, K., M. J. M. PATHAK, J. M. PEARCE, A Review of Solar Photovoltaic Levelized Cost of Electricity, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 15, Issue 9, December 2011, pp. 4470–4482.

BROWN, P., “European Union Wind and Solar Electricity Policies: Overview and Considerations”, Congressional Research Service, August 7, 2013.

CAMBELL, M., “The Drivers of The Levelized Cost of Electricity For Utility-Scale Photovoltaics”, Sunpower, 2008.

CAMPOCCIA, A., L., E. TELARETTI, G. ZIZZO, An Analysis of Feed’in Tariffs For Solar PV In Six Representative Countries of The European Union, Solar Energy, Volume 107, September 2014, pp. 530-542.

CHU Yinghao, “Review And Comparison Of Different Solar Energy Technologies”, Global Energy Network Institute (GENI), August 2011.

CNE (Comisión Nacional de Energía), Legislation Development Of The Spanish Electric PowerAct, (Unofficial English Translation) Volume 8, 1st Edition, Spain, 2006.

CNE (Comisión Nacional de Energía), Spanish Electric Power Act, National Energy (Unofficial English Translation) Regulatory Commision, 4th Edition, Spain, 2008.

COUTURE A, D. TOBY, K. C. C. KREYCIK , E. WILLIAMS, “Policymaker’s Guide to Feed-in Tariff Policy Design”, Technical Report NREL/TP-6A2-44849, July 2010.

DEKTMK (Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi), Dünyada ve Türkiye’de Güneş Enerjisi, Haziran 2009.

173

172

EK. 23 Enerji Birimleri ve Dönüşümleri TEP : Ton Eşdeğer Petrol (1 TEP=41,868 Gigajoule=107 kcal) MTEP : Milyon Ton Eşdeğer Petrol kW : Kilowatt (103 watt) kWh : Kilowatt saat (3,8 Joule) MW : Megawatt (106 watt) MWh : Megawatt saat GW : Gigawatt (109 watt) GWh : Gigawatt saat TW : Terawatt (1012 watt) TWh : Terawatt saat

173

KAYNAKÇA

ABOLHOSSEINI, S., A. HESHMATI, The Main Support Mechanisms to Finance Renewable Energy Development, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 40, December 2014, pp.876–885.

AKTAŞ, R., M. DOĞANAY, A. MURAT, E. S. BAŞCI, Finansal Yönetim, Sakarya Üniversitesi Sürekli Eğitim Uygulama ve Araştırma Merkezi, Şubat 2013.

ASLAN, R., “Impact Scenarios of Carbon Finance on the Renewable Power Capacity of Turkey”, The Project Team and the MoEF Climate Change Department, T.C. Çevre ve Orman Bakanlığı, July 2010.

BAZILIAN, M., I. ONYEJI, M. LIEBREICH, I. MACGILL, J. CHASE, J. SHAH, D. GIELEN, D. ARENT, D. LANDFEAR, S. ZHENGRONG, Re-considering the Economics of Photovoltaic Power, Renewable Energy, Volume 53, May 2013, pp. 329–338.

BAHAROON, D. A., H. A. RAHMAN, W. Z. W. OMAR, S. O. FADHL, Historical Development of Concentrated Solar Power Technologies To Generate Clean Electricity Efficiently-A Review, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 41, January 2015, pp. 996-1027.

BRANKER, K., M. J. M. PATHAK, J. M. PEARCE, A Review of Solar Photovoltaic Levelized Cost of Electricity, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 15, Issue 9, December 2011, pp. 4470–4482.

BROWN, P., “European Union Wind and Solar Electricity Policies: Overview and Considerations”, Congressional Research Service, August 7, 2013.

CAMBELL, M., “The Drivers of The Levelized Cost of Electricity For Utility-Scale Photovoltaics”, Sunpower, 2008.

CAMPOCCIA, A., L., E. TELARETTI, G. ZIZZO, An Analysis of Feed’in Tariffs For Solar PV In Six Representative Countries of The European Union, Solar Energy, Volume 107, September 2014, pp. 530-542.

CHU Yinghao, “Review And Comparison Of Different Solar Energy Technologies”, Global Energy Network Institute (GENI), August 2011.

CNE (Comisión Nacional de Energía), Legislation Development Of The Spanish Electric PowerAct, (Unofficial English Translation) Volume 8, 1st Edition, Spain, 2006.

CNE (Comisión Nacional de Energía), Spanish Electric Power Act, National Energy (Unofficial English Translation) Regulatory Commision, 4th Edition, Spain, 2008.

COUTURE A, D. TOBY, K. C. C. KREYCIK , E. WILLIAMS, “Policymaker’s Guide to Feed-in Tariff Policy Design”, Technical Report NREL/TP-6A2-44849, July 2010.

DEKTMK (Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi), Dünyada ve Türkiye’de Güneş Enerjisi, Haziran 2009.

174174

DGS (Deutsche Gesellschaft für Seniorenberatung), EARTHSCAN, Planning and Installing Photovoltaic Systems, A Guide For Installers, Architects and Engineers, Second Edition, USA, 2012.

DONAT, L., E. K. VELTEN, A. PRAHLECLAREON, E. B. ZANE, “Assessment Of Climate Change Policies In The Context of The European Semester”, Country Report: Italy, November 2013.

DPT (Devlet Planlama Teşkilatı), Uzun Vadeli Strateji ve Sekizinci Beş Yıllık Kalkınma Planı 2001 – 2005, Ankara 2000.

DPT (Devlet Planlama Teşkilatı), Sekizinci Kalkınma Planı: Elektrik Enerjisi Özel İhtisas Komisyonu Raporu, Ankara, 2001.

DPT (Devlet Planlama Teşkilatı), Dokuzuncu Kalkınma Planı 2007-2013, Ankara, 2006.

DPT (Devlet Planlama Teşkilatı), Türkiye Binyıl Kalkınma Hedefleri Raporu, Türkiye, 2010.

DRURY, E., P. DENHOLM, R. MARGOLIS “The Solar Deployment System (SolarDS) Model: Documentation and Sample Results”, Technical Report, NREL (National Renewable Energy Laboratory), 2009.

DRURY, E., P. DENHOLM, R. MARGOLIS, “The Impact of Different Economic Performance Metrics on the Perceived Value of Solar Photovoltaics”, Technical Report NREL/TP-6A20-52197, October 2011.

DUSONCHET, L., E. TELARETTİ, Economic Analysis of Different Supporting Policies For The Production Of Electrical Energy By Solar Photovoltaics In Eastern European Union Countries, Energy Policy, (2010), pp. 4011–4020.

DUSONCHET, L., E. TELARETTİ, Comparative Economic Analysis of Support Policies for Solar PV in the Most Representative EU Countries, Renewable and Sustainable Energy Reviews, February 2015, pp. 986-998.

EASTIN, L., J., L., An Assessment Of The Effectiveness Of Renewable Portfolio Standards In The United States, The Electricity Journal, Volume 27, Issue 7, August–September 2014, p.p. 126–137.

ECOSYSTEM MARKET PLACE, A Forest Trend Initiative “State Of The Voluntary Carbon Markets Report 2014”, May 2014.

ECOSYSTEM MARKET PLACE, A Forest Trend Initiative, “State Of The Voluntary Carbon Markets Report 2015”, June 2015.

EPDK (Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu), Doğal Gaz Piyasası 2013 Yılı Sektör Raporu, Ankara, 2014.

EPIA (European Photovoltaic Industry Association), Solar Europe Industry Initiative Implementation Plan 2010-2012, 2010b.

EPRI (Electric Power Research Instute), “Addressing Solar Photovoltaic Operations And Maintenance Challenges”, A Survey Of Current Knowledge And Practices, July 2010.

175

ERDOĞAN, A., Sözlü mülakat, 6 Kasım 2014.

ETKB (Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı), Ulusal Yenilenebilir Enerji Eylem Planı, 2014.

FEDERAL MINISTRY FOR THE ENVIRONMENT, NATURE CONSERVATION AND NUCLEAR SAFETY, Key Elements Of A Revised Renewable Energy Sources Act, Berlin, 21 January 2014.

FLORIO, Massimo, Applied Welfare Economics: Cost-Benefit Analysis Of Projects And Policies, New York, 2014.

FRAUNHOFER ISE (Institute For Solar Energy Systems), Photovoltaics Report, Freiburg, 24 October 2014.

FRAUNHOFER ISE (Institute For Solar Energy Systems), Recent Facts About Photovoltaics In Germany, May 19, 2015, Germany.

FRAUNHOFER ISE (Institute For Solar Energy Systems), NREL (National Renewable Energy Labrotary), Current Status Of Concentrator Photovoltaic (CPV) Technology, Colorado, USA, January 2015.

FULTON, M., R. CAPALINO, The German Feed-in Tariff: Recent Policy Changes, Deutsche Bank Group, September 2012, pp. 1-27.

GEDİK, T., K. C. AKYÜZ, İ. AKYÜZ, Yatırım Projelerinin Hazırlanması ve Değerlendirilmesi (İç Karlılık Oranı ve Net Bugünkü Değer Yöntemlerinin İncelenmesi), ZKÜ Bartın Orman Fakültesi Dergisi, Yıl:2005, Cilt:7 Sayı:7.GOETZBERGER, A., V. U. HOFFMANN, Photovoltaic Solar Energy Generation, Berlin, 2005.

GOETZBERGER, A., “Photovoltaic Materials, History, Status And Outlook”, Materials Science And Engineering, 1-46, 2003, Germany.

GRACE, R., W. RICKERSON, K. PORTER, J. DECESARO, K. CORFEE, M. WINGATE, J. LESSER, “Exploring Feed-In Tariffs For California Feed-In Tariff Design And Implementation Issues And Options”, Prepared For: California Energy Comission, June 2008.

GÜNDERGİ, Güneşin Önündeki Engeller Çözümler, Yıl: 2 Sayı:6 Kasım -Aralık 2014.

HAAS R., N. I. MEYER, A. HELD, D. FINON “Promoting Electricity From Renewable Energy Sources – Lessons Learned From the EU, U.S. and Japan” Lawrence Berkeley National Laboratory, 16.10.2008.

HAHN, E., “The Japanese Solar PV Market And Industry”, Minerva, EU-Japan Centre, November 2014.

HANKINS, M., Stand- Alone Solar Electric Systems, The Earthscan Export Handbook For Planning, Design and Installation, India, 2010.

175174

DGS (Deutsche Gesellschaft für Seniorenberatung), EARTHSCAN, Planning and Installing Photovoltaic Systems, A Guide For Installers, Architects and Engineers, Second Edition, USA, 2012.

DONAT, L., E. K. VELTEN, A. PRAHLECLAREON, E. B. ZANE, “Assessment Of Climate Change Policies In The Context of The European Semester”, Country Report: Italy, November 2013.

DPT (Devlet Planlama Teşkilatı), Uzun Vadeli Strateji ve Sekizinci Beş Yıllık Kalkınma Planı 2001 – 2005, Ankara 2000.

DPT (Devlet Planlama Teşkilatı), Sekizinci Kalkınma Planı: Elektrik Enerjisi Özel İhtisas Komisyonu Raporu, Ankara, 2001.

DPT (Devlet Planlama Teşkilatı), Dokuzuncu Kalkınma Planı 2007-2013, Ankara, 2006.

DPT (Devlet Planlama Teşkilatı), Türkiye Binyıl Kalkınma Hedefleri Raporu, Türkiye, 2010.

DRURY, E., P. DENHOLM, R. MARGOLIS “The Solar Deployment System (SolarDS) Model: Documentation and Sample Results”, Technical Report, NREL (National Renewable Energy Laboratory), 2009.

DRURY, E., P. DENHOLM, R. MARGOLIS, “The Impact of Different Economic Performance Metrics on the Perceived Value of Solar Photovoltaics”, Technical Report NREL/TP-6A20-52197, October 2011.

DUSONCHET, L., E. TELARETTİ, Economic Analysis of Different Supporting Policies For The Production Of Electrical Energy By Solar Photovoltaics In Eastern European Union Countries, Energy Policy, (2010), pp. 4011–4020.

DUSONCHET, L., E. TELARETTİ, Comparative Economic Analysis of Support Policies for Solar PV in the Most Representative EU Countries, Renewable and Sustainable Energy Reviews, February 2015, pp. 986-998.

EASTIN, L., J., L., An Assessment Of The Effectiveness Of Renewable Portfolio Standards In The United States, The Electricity Journal, Volume 27, Issue 7, August–September 2014, p.p. 126–137.

ECOSYSTEM MARKET PLACE, A Forest Trend Initiative “State Of The Voluntary Carbon Markets Report 2014”, May 2014.

ECOSYSTEM MARKET PLACE, A Forest Trend Initiative, “State Of The Voluntary Carbon Markets Report 2015”, June 2015.

EPDK (Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu), Doğal Gaz Piyasası 2013 Yılı Sektör Raporu, Ankara, 2014.

EPIA (European Photovoltaic Industry Association), Solar Europe Industry Initiative Implementation Plan 2010-2012, 2010b.

EPRI (Electric Power Research Instute), “Addressing Solar Photovoltaic Operations And Maintenance Challenges”, A Survey Of Current Knowledge And Practices, July 2010.

175

ERDOĞAN, A., Sözlü mülakat, 6 Kasım 2014.

ETKB (Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı), Ulusal Yenilenebilir Enerji Eylem Planı, 2014.

FEDERAL MINISTRY FOR THE ENVIRONMENT, NATURE CONSERVATION AND NUCLEAR SAFETY, Key Elements Of A Revised Renewable Energy Sources Act, Berlin, 21 January 2014.

FLORIO, Massimo, Applied Welfare Economics: Cost-Benefit Analysis Of Projects And Policies, New York, 2014.

FRAUNHOFER ISE (Institute For Solar Energy Systems), Photovoltaics Report, Freiburg, 24 October 2014.

FRAUNHOFER ISE (Institute For Solar Energy Systems), Recent Facts About Photovoltaics In Germany, May 19, 2015, Germany.

FRAUNHOFER ISE (Institute For Solar Energy Systems), NREL (National Renewable Energy Labrotary), Current Status Of Concentrator Photovoltaic (CPV) Technology, Colorado, USA, January 2015.

FULTON, M., R. CAPALINO, The German Feed-in Tariff: Recent Policy Changes, Deutsche Bank Group, September 2012, pp. 1-27.

GEDİK, T., K. C. AKYÜZ, İ. AKYÜZ, Yatırım Projelerinin Hazırlanması ve Değerlendirilmesi (İç Karlılık Oranı ve Net Bugünkü Değer Yöntemlerinin İncelenmesi), ZKÜ Bartın Orman Fakültesi Dergisi, Yıl:2005, Cilt:7 Sayı:7.GOETZBERGER, A., V. U. HOFFMANN, Photovoltaic Solar Energy Generation, Berlin, 2005.

GOETZBERGER, A., “Photovoltaic Materials, History, Status And Outlook”, Materials Science And Engineering, 1-46, 2003, Germany.

GRACE, R., W. RICKERSON, K. PORTER, J. DECESARO, K. CORFEE, M. WINGATE, J. LESSER, “Exploring Feed-In Tariffs For California Feed-In Tariff Design And Implementation Issues And Options”, Prepared For: California Energy Comission, June 2008.

GÜNDERGİ, Güneşin Önündeki Engeller Çözümler, Yıl: 2 Sayı:6 Kasım -Aralık 2014.

HAAS R., N. I. MEYER, A. HELD, D. FINON “Promoting Electricity From Renewable Energy Sources – Lessons Learned From the EU, U.S. and Japan” Lawrence Berkeley National Laboratory, 16.10.2008.

HAHN, E., “The Japanese Solar PV Market And Industry”, Minerva, EU-Japan Centre, November 2014.

HANKINS, M., Stand- Alone Solar Electric Systems, The Earthscan Export Handbook For Planning, Design and Installation, India, 2010.

176

176

HERNÁNDEZ-MORO, J., J. M. MARTÍNEZ-DUART, Analytical Model For Solar PV And CSP Electricity Costs: Present LCOE Values And Their Future Evolution, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 20, April 2013, p.p. 119–132.

HUO, M. L., D. W. ZHANG, Lessons From Photovoltaic Policies In China For Future Development, Energy Policy, 51 (2012), 38–45.

IEA (International Energy Agency), Technology Roadmap Solar Photovoltaic Energy, Paris, 2010a.

IEA (International Energy Agency), Technology Roadmap CSP, Paris, 2010b.

IEA (International Energy Agency), Energy Policies of IEA Countries Germany, Paris, 2013.

IEA (International Energy Agency), Electricity Information 2014, Paris, 2014a.

IEA (International Energy Agency), Technology Roadmap 2014 Photovoltaic , Paris, 2014b.

IEA (International Energy Agency), Energy Policies of IEA Countries The United States 2014 Review, Paris, 2014c.

IEA (International Energy Agency), Renewable Energy Market Analysis and Forecasts to 2020 Medium-Term Market Report 2014, Paris, 2014d.

IEA (International Energy Agency), CO2 Emissions From Fuel Combustion, Paris, 2014e.

IEA (International Energy Agency), Renewables Information 2014, Paris, 2014f.

IEA (International Energy Agency), Medium Term Renewable Market Report 2014, Paris, 2014g.

IEA (International Energy Agency), Technology Roadmap Solar Thermal Electricity, Paris, 2014h.

IEA (International Energy Agency), Technology Perspectives 2014, Paris, 2014ı.

IEA (International Energy Agency), World Energy Outlook 2014, Paris, 2014i.

IEA PVPS (International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Program), Trends 2014 in Photovoltaic Applications, 2014.

IEA PVPS (International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Program), Snapshot of Global PV Markets, 2015a.

IEA PVPS (International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Program), National Survey Report of PV Power Applications in Spain 2014, 2015b.

IEA PVPS (International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Program), National Survey Report of PV Power Applications in Germany 2014, 2015c.

IEA PVPS (International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Program), National Survey Report of PV Power Applications in Japan 2014, 2015d.

177

IEA PVPS (International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Program), National Survey Report of PV Power Applications in Italy 2014, 2015e.

IEA PVPS (International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Program), Annual Report 2014, 2015f.

IPCC (Intergovernmental Panel for Climate Change), Climate Change 2014 Synthesis Report, Copenhagen Denmark, 1 November 2014.

IRENA (International Renewable Energy Agency), Renewable Energy Tariff-Based Mechanisms Policy Advice and Capacity Building, Abu Dhabi, 2012a.

IRENA (International Renewable Energy Agency), Renewable Energy Technologies:Solar Photovoltaics Cost Analysis Series, Abu Dhabi, 2012b.

IRENA (International Renewable Energy Agency), Renewable Energy Technologies: Cost Analysis Series, Concentrated Solar Power, Abu Dhabi, 2012c

IRENA (International Renewable Energy Agency), Renewable Energy Country Profiles for the European Union, 2013a.

IRENA (International Renewable Energy Agency), Solar Photovoltaics Technology Brief, Abu Dhabi, 2013b.

IRENA (International Renewable Energy Agency), CSP Technology Brief, Abu Dhabi, 2013c.

IRENA (International Renewable Energy Agency), Adapting Renewable Energy Policies To Dynamic Market Conditions, Abu Dhabi, 2014a.

IRENA (International Renewable Energy Agency), Renewable Energy Prospects:China, REmap 2030 analysis, Abu Dhabi, 2014b.

IRENA (International Renewable Energy Agency), Estimating The Renewable Energy Potential in Africa A GIS-based Approach, Abu Dhabi, 2014c.

IRENA (International Renewable Energy Agency), ReThinking Energy 2014, Abu Dhabi, 2014d.

IRENA (International Renewable Energy Agency), Renewable Power Generation Costs in 2014, Abu Dhabi, 2015a.

IRENA (International Renewable Energy Agency), Renewable Energy Auctions: A Guide to Design, Abu Dhabi, 2015b.

KAYA, K., E. KOÇ, Enerji Üretim Santralleri Maliyet Analizi, Mühendis ve Makina, cilt 56, sayı 660, 2015, ss. 61-68.

KAYGUSUZ, K., Prospect of Concentrateing Solar Power in Turkey: The Sustainable Future, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 15, Issue 1, January 2011, pp. 808-814.

KIMURA, O., “The National Programs for Development of Energy Technologies”, Central Research Institute of Electric Power Industry, SERC Discussion Paper SERC09007, 2009.

177

176

HERNÁNDEZ-MORO, J., J. M. MARTÍNEZ-DUART, Analytical Model For Solar PV And CSP Electricity Costs: Present LCOE Values And Their Future Evolution, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 20, April 2013, p.p. 119–132.

HUO, M. L., D. W. ZHANG, Lessons From Photovoltaic Policies In China For Future Development, Energy Policy, 51 (2012), 38–45.

IEA (International Energy Agency), Technology Roadmap Solar Photovoltaic Energy, Paris, 2010a.

IEA (International Energy Agency), Technology Roadmap CSP, Paris, 2010b.

IEA (International Energy Agency), Energy Policies of IEA Countries Germany, Paris, 2013.

IEA (International Energy Agency), Electricity Information 2014, Paris, 2014a.

IEA (International Energy Agency), Technology Roadmap 2014 Photovoltaic , Paris, 2014b.

IEA (International Energy Agency), Energy Policies of IEA Countries The United States 2014 Review, Paris, 2014c.

IEA (International Energy Agency), Renewable Energy Market Analysis and Forecasts to 2020 Medium-Term Market Report 2014, Paris, 2014d.

IEA (International Energy Agency), CO2 Emissions From Fuel Combustion, Paris, 2014e.

IEA (International Energy Agency), Renewables Information 2014, Paris, 2014f.

IEA (International Energy Agency), Medium Term Renewable Market Report 2014, Paris, 2014g.

IEA (International Energy Agency), Technology Roadmap Solar Thermal Electricity, Paris, 2014h.

IEA (International Energy Agency), Technology Perspectives 2014, Paris, 2014ı.

IEA (International Energy Agency), World Energy Outlook 2014, Paris, 2014i.

IEA PVPS (International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Program), Trends 2014 in Photovoltaic Applications, 2014.

IEA PVPS (International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Program), Snapshot of Global PV Markets, 2015a.

IEA PVPS (International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Program), National Survey Report of PV Power Applications in Spain 2014, 2015b.

IEA PVPS (International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Program), National Survey Report of PV Power Applications in Germany 2014, 2015c.

IEA PVPS (International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Program), National Survey Report of PV Power Applications in Japan 2014, 2015d.

177

IEA PVPS (International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Program), National Survey Report of PV Power Applications in Italy 2014, 2015e.

IEA PVPS (International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Program), Annual Report 2014, 2015f.

IPCC (Intergovernmental Panel for Climate Change), Climate Change 2014 Synthesis Report, Copenhagen Denmark, 1 November 2014.

IRENA (International Renewable Energy Agency), Renewable Energy Tariff-Based Mechanisms Policy Advice and Capacity Building, Abu Dhabi, 2012a.

IRENA (International Renewable Energy Agency), Renewable Energy Technologies:Solar Photovoltaics Cost Analysis Series, Abu Dhabi, 2012b.

IRENA (International Renewable Energy Agency), Renewable Energy Technologies: Cost Analysis Series, Concentrated Solar Power, Abu Dhabi, 2012c

IRENA (International Renewable Energy Agency), Renewable Energy Country Profiles for the European Union, 2013a.

IRENA (International Renewable Energy Agency), Solar Photovoltaics Technology Brief, Abu Dhabi, 2013b.

IRENA (International Renewable Energy Agency), CSP Technology Brief, Abu Dhabi, 2013c.

IRENA (International Renewable Energy Agency), Adapting Renewable Energy Policies To Dynamic Market Conditions, Abu Dhabi, 2014a.

IRENA (International Renewable Energy Agency), Renewable Energy Prospects:China, REmap 2030 analysis, Abu Dhabi, 2014b.

IRENA (International Renewable Energy Agency), Estimating The Renewable Energy Potential in Africa A GIS-based Approach, Abu Dhabi, 2014c.

IRENA (International Renewable Energy Agency), ReThinking Energy 2014, Abu Dhabi, 2014d.

IRENA (International Renewable Energy Agency), Renewable Power Generation Costs in 2014, Abu Dhabi, 2015a.

IRENA (International Renewable Energy Agency), Renewable Energy Auctions: A Guide to Design, Abu Dhabi, 2015b.

KAYA, K., E. KOÇ, Enerji Üretim Santralleri Maliyet Analizi, Mühendis ve Makina, cilt 56, sayı 660, 2015, ss. 61-68.

KAYGUSUZ, K., Prospect of Concentrateing Solar Power in Turkey: The Sustainable Future, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 15, Issue 1, January 2011, pp. 808-814.

KIMURA, O., “The National Programs for Development of Energy Technologies”, Central Research Institute of Electric Power Industry, SERC Discussion Paper SERC09007, 2009.

178

178

KLEIN, A., H. ANNE, R. MARIO, R. GUSTAV, T. FABER, Evaluation of Different Feed-in Tariff Design Options, 2 nd edition, Karlsruhe, October 2008.

KOÇ, A., F. KARAKAYA, H. ALTUN, Fotovoltaik Pil Teknolojileri ve Yenilenebilir Enerji Politikaları, Elektrik-Elektronik Mühendisliği Bölümü, Mühendislik Mimarlık Fakültesi Niğde Üniversitesi, Niğde.

LESSER, J., A. X. SU, Design of an Economically Efficient Feed-In Tariff Structure for Renewable Energy Development, Energy Policy, 2008, pp. 981–990.

LIU, D., H. SHIROYAMA, Development of Photovoltaic Power Generation in China: A Transition Perspective, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 25, September 2013, pp. 782–792.

LUQUE, A., S. HEGEDUS, Handbook of Photovoltaic Science and Engineering, Second Edition, Institute of Energy Conversion, University of Delaware, USA, 2011.

MENDONÇA, M., Feed-in Tariffs Accelerating the Deployment of Renewable Energy, World Future Council, Earthscan, UK and USA, 2007.

MOOSAVIAN, S. M., N. A. RAHIM, J. SELVARAJ, K. H. SOLANGI., Energy Policy To Promote Photovoltaic Generation, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 25, September 2013, pp. 44–58.

MOREY, M. J., KIRSCH L. D., German Experince with Promotion of Renewable Energy, Christensen Associates Energy Consulting LLC, March 28, 2014.

MUHAMMAD-SUKKİ, F. M., S. H. ABU-BAKAR, A. B. MUNİR, S. H. M. YASİN, R. RAMİREZ-INİGUEZ, S. G. MCMEEKİN, B. G. STEWART, N. SARMAH, T. K. MALLİCK, R. A. RAHİM, M. E. KARİM, S. AHMAD, R. M. TAHAR, Feed-in Tariff for Solar Photovoltaic: The Rise of Japan, Renewable Energy, Volume 68, August 2014, pp. 636–643.

OĞUZ TOPKAYA, Ş., A Discussion on Resent Developments in Turkey’s Emerging Solar Power Market, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 16, Issue 6, August 2012, pp. 3754– 3765.

ONDRACZEK, J., Are We There Yet? Improving Solar PV Economics and Power Planning in Developing Countries: The case of Kenya, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 30, February 2014, pp. 604–615.

PY, X., Y. AZOUMAH, R. OLIVES, Concentrated Solar Power: Current Technologies, Major Innovative Issues and Applicability to West African Countries, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 18, February 2013, pp. 306-315.

QIANG, Z., S. HONGHANG, L. YANXI, X. YURUI, S. JUN, China’s Solar Photovoltaic Policy: An Analysis Based on Policy Instruments, Applied Energy, 129 (2014), pp. 308–319.

REALINI, A., Mean Time Before Failure Of Photovoltaic Modules, Federal Office Of Education And Science, Canobbio, June 2003.

179

REDDY, P. J., Solar Power Generation, Technology, New Concepts & Policy, Boca Raton, 2012.

REN 21 (Renewable Energy Policy Network for the 21st Century), Renewables 2013 Global Status Report, Paris, 2013.



RESCH G., M. RAGWITZ, A. HELD, T. FABER, R. HAAS, Feed-in Tariffs and Quotas for Renewable Energy in Europe, CESifo DICE Report 4/2007.

SAHU, B. K., A Study on Global Solar PV Energy Developments and Policies with Special Focus on The Top Ten Solar PV Power Producing Countries, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 43, March 2015, pp. 621-634.

SENER, C., V. FTHENAKIS, Energy Policy and Financing Options to Achieve Solar Energy Grid Penetration Targets: Accounting for External Costs, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 32, April 2014, pp. 854–868.

SENSOY S, Y. ULUPINAR, M. DEMİRCAN, I. ALAN, Z. AKYUREK, P. A. BOSTAN, “Modeling solar energy potential in Turkey”, Turkish State Meteorological Service, 2010, Ankara, Turkey.

SHORT, W., D. J. PACKEY, T. HOLT, A Manual for the Economic Evaluation of Energy Efficiency and Renewable Energy Technologies, NREL (National Renewable Energy Laboratory), Colorado, March 1995.

SGROI, F., S. TUDISCA, A. M. D. TRAPANI, R. TESTA, R. SQUATRITO, Efficacy and Efficiency of Italian Energy Policy: The Case of PV Systems in Greenhouse Farms, Energies, 2014, 7(6), pp. 3985-4001.

ŞENOL, T., Güneş Enerjisi İle Elektrik Üretimi Yatırım Mevzuatı, Güneş Enerjisi Teknolojisi ve Yatırım Mevzuatı Konferansı, İstanbul, 18.02.2010.

T.C. ÇEVRE VE ŞEHİRCİLİK BAKANLIĞI, Türkiye İklim Değişikliği 5. Bildirimi, Mayıs 2013, Ankara.

T.C. HAZİNE MÜSTEŞARLIĞI, Kamu Borç Yönetimi Raporu, Ankara, 2015.

T.C. KALKINMA BAKANLIĞI, 10. Kalkınma Planı (2014-2018), Ankara, 2013.

T.C. KALKINMA BAKANLIĞI, Yerli Kaynaklara Dayalı Enerji Üretim Programı, 2015.

TABAK, C., H. DİNÇER, K. PUSULUK, E. ARSLAN, H. M. YILDIZ, S. KARAYAZI, “Yoğunlaştırıcı Güneş Enerjisi Sistemleri İle Elektrik Enerjisi Üretimi”, Enerji Verimliliği ve Kalitesi Sempozyumu, Kartepe, Kocaeli, 22-24 Mayıs 2009.

179

178

KLEIN, A., H. ANNE, R. MARIO, R. GUSTAV, T. FABER, Evaluation of Different Feed-in Tariff Design Options, 2 nd edition, Karlsruhe, October 2008.

KOÇ, A., F. KARAKAYA, H. ALTUN, Fotovoltaik Pil Teknolojileri ve Yenilenebilir Enerji Politikaları, Elektrik-Elektronik Mühendisliği Bölümü, Mühendislik Mimarlık Fakültesi Niğde Üniversitesi, Niğde.

LESSER, J., A. X. SU, Design of an Economically Efficient Feed-In Tariff Structure for Renewable Energy Development, Energy Policy, 2008, pp. 981–990.

LIU, D., H. SHIROYAMA, Development of Photovoltaic Power Generation in China: A Transition Perspective, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 25, September 2013, pp. 782–792.

LUQUE, A., S. HEGEDUS, Handbook of Photovoltaic Science and Engineering, Second Edition, Institute of Energy Conversion, University of Delaware, USA, 2011.

MENDONÇA, M., Feed-in Tariffs Accelerating the Deployment of Renewable Energy, World Future Council, Earthscan, UK and USA, 2007.

MOOSAVIAN, S. M., N. A. RAHIM, J. SELVARAJ, K. H. SOLANGI., Energy Policy To Promote Photovoltaic Generation, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 25, September 2013, pp. 44–58.

MOREY, M. J., KIRSCH L. D., German Experince with Promotion of Renewable Energy, Christensen Associates Energy Consulting LLC, March 28, 2014.

MUHAMMAD-SUKKİ, F. M., S. H. ABU-BAKAR, A. B. MUNİR, S. H. M. YASİN, R. RAMİREZ-INİGUEZ, S. G. MCMEEKİN, B. G. STEWART, N. SARMAH, T. K. MALLİCK, R. A. RAHİM, M. E. KARİM, S. AHMAD, R. M. TAHAR, Feed-in Tariff for Solar Photovoltaic: The Rise of Japan, Renewable Energy, Volume 68, August 2014, pp. 636–643.

OĞUZ TOPKAYA, Ş., A Discussion on Resent Developments in Turkey’s Emerging Solar Power Market, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 16, Issue 6, August 2012, pp. 3754– 3765.

ONDRACZEK, J., Are We There Yet? Improving Solar PV Economics and Power Planning in Developing Countries: The case of Kenya, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 30, February 2014, pp. 604–615.

PY, X., Y. AZOUMAH, R. OLIVES, Concentrated Solar Power: Current Technologies, Major Innovative Issues and Applicability to West African Countries, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 18, February 2013, pp. 306-315.

QIANG, Z., S. HONGHANG, L. YANXI, X. YURUI, S. JUN, China’s Solar Photovoltaic Policy: An Analysis Based on Policy Instruments, Applied Energy, 129 (2014), pp. 308–319.

REALINI, A., Mean Time Before Failure Of Photovoltaic Modules, Federal Office Of Education And Science, Canobbio, June 2003.

179

REDDY, P. J., Solar Power Generation, Technology, New Concepts & Policy, Boca Raton, 2012.




RESCH G., M. RAGWITZ, A. HELD, T. FABER, R. HAAS, Feed-in Tariffs and Quotas for Renewable Energy in Europe, CESifo DICE Report 4/2007.

SAHU, B. K., A Study on Global Solar PV Energy Developments and Policies with Special Focus on The Top Ten Solar PV Power Producing Countries, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 43, March 2015, pp. 621-634.

SENER, C., V. FTHENAKIS, Energy Policy and Financing Options to Achieve Solar Energy Grid Penetration Targets: Accounting for External Costs, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 32, April 2014, pp. 854–868.

SENSOY S, Y. ULUPINAR, M. DEMİRCAN, I. ALAN, Z. AKYUREK, P. A. BOSTAN, “Modeling solar energy potential in Turkey”, Turkish State Meteorological Service, 2010, Ankara, Turkey.

SHORT, W., D. J. PACKEY, T. HOLT, A Manual for the Economic Evaluation of Energy Efficiency and Renewable Energy Technologies, NREL (National Renewable Energy Laboratory), Colorado, March 1995.

SGROI, F., S. TUDISCA, A. M. D. TRAPANI, R. TESTA, R. SQUATRITO, Efficacy and Efficiency of Italian Energy Policy: The Case of PV Systems in Greenhouse Farms, Energies, 2014, 7(6), pp. 3985-4001.

ŞENOL, T., Güneş Enerjisi İle Elektrik Üretimi Yatırım Mevzuatı, Güneş Enerjisi Teknolojisi ve Yatırım Mevzuatı Konferansı, İstanbul, 18.02.2010.

T.C. ÇEVRE VE ŞEHİRCİLİK BAKANLIĞI, Türkiye İklim Değişikliği 5. Bildirimi, Mayıs 2013, Ankara.

T.C. HAZİNE MÜSTEŞARLIĞI, Kamu Borç Yönetimi Raporu, Ankara, 2015.

T.C. KALKINMA BAKANLIĞI, 10. Kalkınma Planı (2014-2018), Ankara, 2013.

T.C. KALKINMA BAKANLIĞI, Yerli Kaynaklara Dayalı Enerji Üretim Programı, 2015.

TABAK, C., H. DİNÇER, K. PUSULUK, E. ARSLAN, H. M. YILDIZ, S. KARAYAZI, “Yoğunlaştırıcı Güneş Enerjisi Sistemleri İle Elektrik Enerjisi Üretimi”, Enerji Verimliliği ve Kalitesi Sempozyumu, Kartepe, Kocaeli, 22-24 Mayıs 2009.

180

180

TEİAŞ (Türkiye Elektrik İletim A.Ş.), Türkiye Elektrik Enerjisi 5 Yıllık Üretim Kapasite Projeksiyonu (2015 – 2019), Ankara, Temmuz 2015.

UMMADISINGU, A., M. S. SONI, Concentrating solar power – Technology, potential and policy in India, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 15, December 2011, pp. 5169-5175.

UNEP (United Nations Enviroment Programme), Feed-in Tariffs as a Policy Instrument for Promoting Renewable Energies and Green Economies in Developing Countries, 2012.

UZUNKAYA, C., M. UZUNKAYA, Türkiye İçin Ekonomik İndirgeme Oranı Tahmini, Kalkınma Bakanlığı Yatırım Programlama, İzleme ve Değerlendirme Genel Müdürlüğü, Kasım 2012.

WENHAM, S. R., M. A. GREEN, M. E. WATT, R. CORKISH, Applied Photovoltaics, Earthscan, UK and USA, 2007.

WISER, R., J. HAMRIN, M. WINGATE, “Renewable Energy Policy Options for China: A Comparison of Renewable Portfolio Standards, Feed-in Tariffs, and Tendering Policies”, Center for Renewable Energy Development Energy Research Institute State Development Planning Commission, June 2002.

WISER, R., G. BARBOSE, “Supporting Solar Power in Renewable Portfolio Standards: Experience from the United States”, Ernest Orlando Lawrence Lawrence Berkeley National Laboratory, October 2010.

XAVIER, P., Y. AZOUMAH, R. OLIVES, “Concentrated Solar Power Technologies, Major İnnovative İssues And Applicability to West African Countries”, Renewable & Sustainable Energy Reviews, Volume 18, (2013), pp. 306-315.

ZHANG, S., Y. HE, Analysis on The Development and Policy of Solar PV Power In China, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 21, May 2013, pp. 393–401.

ZHI, Q., H. SUN, Y. LI, Y. XU, J. SU, China’s Solar Photovoltaic Policy: An Analysis Based on Policy Instruments, Applied Energy, Volume 129, 15 September 2014, pp. 308–319.

181

Mevzuat

6446 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu (30.03.2013 tarih, 28603 sayılı T.C. Resmi Gazete).

5346 Sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun (18.05.2005 tarih, 25819 sayılı T.C. Resmi Gazete).

5627 Sayılı Enerji Verimliliği Kanunu (02.05.2007 tarih, 26510 sayılı T.C. Resmi Gazete).

Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği (02.11.2013 tarih, 28809 sayılı T.C. Resmi Gazete).

Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmelik (02.10.2013 tarih, 28783 sayılı T.C. Resmi Gazete).

Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesi Ve Desteklenmesine İlişkin Yönetmelik (01.10.203 tarih, 28782 sayılı T.C. Resmi Gazete).

Yenilenebilir Enerji Kaynaklarından Elektrik Enerjisi Üreten Tesislerde Kullanılan Aksamın Yurt İçinde İmalatı Hakkında Yönetmelik (04.09.2013 tarih, 28755 sayılı T.C. Resmi Gazete).

05.12.2013 tarih ve 28842 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı

2009/11 Sayılı Yüksek Planlama Kurulu Kararı “Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesi”, Mayıs 2009.

2012/3305 Sayılı Yatırımlarda Devlet Yardımları Hakkında Kararda Değişiklik Yapılmasına Dair Karar (15.02.2013 tarih, 28560 sayılı T.C. Resmi Gazete).

181

180

TEİAŞ (Türkiye Elektrik İletim A.Ş.), Türkiye Elektrik Enerjisi 5 Yıllık Üretim Kapasite Projeksiyonu (2015 – 2019), Ankara, Temmuz 2015.

UMMADISINGU, A., M. S. SONI, Concentrating solar power – Technology, potential and policy in India, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 15, December 2011, pp. 5169-5175.

UNEP (United Nations Enviroment Programme), Feed-in Tariffs as a Policy Instrument for Promoting Renewable Energies and Green Economies in Developing Countries, 2012.

UZUNKAYA, C., M. UZUNKAYA, Türkiye İçin Ekonomik İndirgeme Oranı Tahmini, Kalkınma Bakanlığı Yatırım Programlama, İzleme ve Değerlendirme Genel Müdürlüğü, Kasım 2012.

WENHAM, S. R., M. A. GREEN, M. E. WATT, R. CORKISH, Applied Photovoltaics, Earthscan, UK and USA, 2007.

WISER, R., J. HAMRIN, M. WINGATE, “Renewable Energy Policy Options for China: A Comparison of Renewable Portfolio Standards, Feed-in Tariffs, and Tendering Policies”, Center for Renewable Energy Development Energy Research Institute State Development Planning Commission, June 2002.

WISER, R., G. BARBOSE, “Supporting Solar Power in Renewable Portfolio Standards: Experience from the United States”, Ernest Orlando Lawrence Lawrence Berkeley National Laboratory, October 2010.

XAVIER, P., Y. AZOUMAH, R. OLIVES, “Concentrated Solar Power Technologies, Major İnnovative İssues And Applicability to West African Countries”, Renewable & Sustainable Energy Reviews, Volume 18, (2013), pp. 306-315.

ZHANG, S., Y. HE, Analysis on The Development and Policy of Solar PV Power In China, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 21, May 2013, pp. 393–401.

ZHI, Q., H. SUN, Y. LI, Y. XU, J. SU, China’s Solar Photovoltaic Policy: An Analysis Based on Policy Instruments, Applied Energy, Volume 129, 15 September 2014, pp. 308–319.

181

Mevzuat

6446 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu (30.03.2013 tarih, 28603 sayılı T.C. Resmi Gazete).

5346 Sayılı Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun (18.05.2005 tarih, 25819 sayılı T.C. Resmi Gazete).

5627 Sayılı Enerji Verimliliği Kanunu (02.05.2007 tarih, 26510 sayılı T.C. Resmi Gazete).

Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği (02.11.2013 tarih, 28809 sayılı T.C. Resmi Gazete).

Elektrik Piyasasında Lisanssız Elektrik Üretimine İlişkin Yönetmelik (02.10.2013 tarih, 28783 sayılı T.C. Resmi Gazete).

Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesi Ve Desteklenmesine İlişkin Yönetmelik (01.10.203 tarih, 28782 sayılı T.C. Resmi Gazete).

Yenilenebilir Enerji Kaynaklarından Elektrik Enerjisi Üreten Tesislerde Kullanılan Aksamın Yurt İçinde İmalatı Hakkında Yönetmelik (04.09.2013 tarih, 28755 sayılı T.C. Resmi Gazete).

05.12.2013 tarih ve 28842 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı

2009/11 Sayılı Yüksek Planlama Kurulu Kararı “Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesi”, Mayıs 2009.

2012/3305 Sayılı Yatırımlarda Devlet Yardımları Hakkında Kararda Değişiklik Yapılmasına Dair Karar (15.02.2013 tarih, 28560 sayılı T.C. Resmi Gazete).

182

182

İnternet Siteleri Autorita Per I'energia Elettrica Il Gas E Il Sistema Idrico, (çevrimiçi),

<http://www.autorita.energia.it/it/docs/riferimenti/decreto_050728.html> 01.02.2015.

DSIRE (Database of State Insentives of Renewable and Eficiency), (çevrimiçi), http://programs.dsireusa.org/system/program/maps 15.03.2015.

EIA (U.S. Energy Information Administration), (çevrimiçi), <http://www.eia.gov/electricity/policies/provider_programs.cfm> 01.02.2015.

EIA (U.S. Energy Information Administration), (çevrimiçi), <http://www.eia.gov/electricity/monthly/epm_table_grapher.cfm?t=epmt_1> 15.05.2015.

ENERGYPEDIA, Renewable Energy Quota and Certificate Schemes, (çevrimiçi), <https://energypedia.info/wiki/Renewable_Energy_Quota_and_Certificate_Schemes> 27.02.2015.

ETKB (Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı), (çevrimiçi), <http://www.etkb.gov.tr/tr-TR/Butce-Konusmalari/Sn-Bakanin-Butce-Sunus-Konusmalari> 25.05.2015.

ETKB (Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı), (çevrimiçi), <http://www.enerji.gov.tr/tr-TR/Sayfalar/Jeotermal> 14.02.2015.

ETKB (Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı), (çevrimiçi), <http://www.enerji.gov.tr/tr-TR/EIGM-Raporlari> 19.02.2015.

ETKB (Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı), (çevrimiçi), <http://www.enerji.gov.tr/tr-TR/Sayfalar/Gunes>, 02.03.2015.

ETKB (Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı), (çevrimiçi), <http://www.eigm.gov.tr/tr-TR/Denge-Tablolari/Denge-Tablolari>, 03.03.2015.

European Comission Joint Research Centre, (çevrimiçi), <http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php> 10.06.2015.

German Energy Blog, (çevrimiçi), <http://www.germanenergyblog.de/?page_id=283>14.01.2014.

Global-rates.com, (çevrimiçi), <http://www.global-rates.com/interest-rates/libor/american-dollar/american-dollar.aspx> 06.08.2015.

GREENWAY, (çevrimiçi), <http://www.greenwaycsp.com/> 10.02.2015.

IEA/IRENA, Joint Policies and Measures Database for Global Renewable Energy, (çevrimiçi), <http://www.iea.org/policiesandmeasures/renewableenergy/>05.03.2015.

IREC (Interstate Renewable Energy Council), U.S. Solar Market Trends 2013, July 2014. http://www.irecusa.org/publications/annual-u-s-solar-market-trends-report/.

183

KAVAK, K., Proje Analizinde Kullanılan Teknikler, Mart 2012, (çevrimiçi), <http://www.dektmk.org.tr/upresimler/KKAVAK-1.pdf>.

Kalkınmada Anahtar Verimlilik Dergisi, (çevrimiçi), <https://anahtar.sanayi.gov.tr/tr/news/odtu-gunam-san-tez-projesi-ile-yerli-gunes-panelleri-uretti/87> 04.02.2015.

MARTINOT, E., R. WISER, J. HAMRIN, Renewable Energy Policies and Markets In The United States, < http://www.martinot.info/Martinot_et_al_CRS.pdf>.

MONDAQ, Italy: Amendments To The Feed-In-Tariffs For PV Plants In Italy, 2 Haziran 2014, (çevrimiçi), <http://www.mondaq.com/x/324550/Oil+Gas+Electricity/Amendments+To+The+FeedInTariffs+For+PV+Plants+In+Italy>

MONDAQ, (çevrimiçi), <http://www.mondaq.com/x/324550/Oil+Gas+Electricity/Amendments+To+The+FeedInTariffs+For+PV+Plants+In+Italy> 05.12.2015.

NREL (National Renewable Energy Labrotary), Best Research-Cell Efficiencies, (çevrimiçi), < http://www.nrel.gov/ncpv/images/efficiency_chart.jpg> 01.03.2015.

Office of Energy Efficiency & Renewable Energy, Photovoltaics, (çevrimiçi), <http://energy.gov/eere/sunshot/photovoltaics>18.03.2015.

PRIME MINISTER OF JAPAN AND HIS CABINET, 2008:13. (çevrimiçi), <http://japan.kantei.go.jp/policy/ondanka/final080729.pdf >

PVINSIGHTS, (çevrimiçi), <http://pvinsights.com/index.php> 24.06.2015.

PV Magazine, (çevrimiçi), <http://www.pvmagazine.com/news/details/beitrag/italian-net-metering-expanded-up-to-500 kw_100016377/#axzz3UUda8XLv > 08.03.2015.

SEIA (Solar Energy Industries Associations), Photovoltaic (Solar Electric), (çevrimiçi), <http://www.seia.org/policy/solar-technology/photovoltaic-solar-electric> 04.02.2015.

ŞİMŞEK, B., M. M. ÖCAL, E. BİZKEVELCİ, Dağıtık Üretim Santrallerin Türkiye’deki Durumuna Genel Bir Bakış, (çevrimiçi), <http://www.dektmk.org.tr/pdf/enerji_kongresi_11/47.pdf> 05.03.2015.

TEİAŞ (Türkiye Elektrik İletim A.Ş.), Elektrik İstatistikleri, (çevrimiçi), <http://www.teias.gov.tr/TürkiyeElektrikİstatistikleri/istatistik2014/istatistik2014.htm>25.05.2015.

TEİAŞ, (çevrimiçi), <http://www.teias.gov.tr/YukTevziRaporlari.aspx>, 03.07.2015.

TEDAŞ, (çevrimiçi), <http://www.tedas.gov.tr/Sayfalar/LUY.aspx>, 03.07.2015.

TÜİK, (çevrimiçi), < http://www.tuik.gov.tr/PreHaberBultenleri.do?id=16174> 03.05.2015.

183

182

İnternet Siteleri Autorita Per I'energia Elettrica Il Gas E Il Sistema Idrico, (çevrimiçi),

<http://www.autorita.energia.it/it/docs/riferimenti/decreto_050728.html> 01.02.2015.

DSIRE (Database of State Insentives of Renewable and Eficiency), (çevrimiçi), http://programs.dsireusa.org/system/program/maps 15.03.2015.

EIA (U.S. Energy Information Administration), (çevrimiçi), <http://www.eia.gov/electricity/policies/provider_programs.cfm> 01.02.2015.

EIA (U.S. Energy Information Administration), (çevrimiçi), <http://www.eia.gov/electricity/monthly/epm_table_grapher.cfm?t=epmt_1> 15.05.2015.

ENERGYPEDIA, Renewable Energy Quota and Certificate Schemes, (çevrimiçi), <https://energypedia.info/wiki/Renewable_Energy_Quota_and_Certificate_Schemes> 27.02.2015.

ETKB (Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı), (çevrimiçi), <http://www.etkb.gov.tr/tr-TR/Butce-Konusmalari/Sn-Bakanin-Butce-Sunus-Konusmalari> 25.05.2015.

ETKB (Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı), (çevrimiçi), <http://www.enerji.gov.tr/tr-TR/Sayfalar/Jeotermal> 14.02.2015.

ETKB (Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı), (çevrimiçi), <http://www.enerji.gov.tr/tr-TR/EIGM-Raporlari> 19.02.2015.

ETKB (Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı), (çevrimiçi), <http://www.enerji.gov.tr/tr-TR/Sayfalar/Gunes>, 02.03.2015.

ETKB (Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı), (çevrimiçi), <http://www.eigm.gov.tr/tr-TR/Denge-Tablolari/Denge-Tablolari>, 03.03.2015.

European Comission Joint Research Centre, (çevrimiçi), <http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php> 10.06.2015.

German Energy Blog, (çevrimiçi), <http://www.germanenergyblog.de/?page_id=283>14.01.2014.

Global-rates.com, (çevrimiçi), <http://www.global-rates.com/interest-rates/libor/american-dollar/american-dollar.aspx> 06.08.2015.

GREENWAY, (çevrimiçi), <http://www.greenwaycsp.com/> 10.02.2015.

IEA/IRENA, Joint Policies and Measures Database for Global Renewable Energy, (çevrimiçi), <http://www.iea.org/policiesandmeasures/renewableenergy/>05.03.2015.

IREC (Interstate Renewable Energy Council), U.S. Solar Market Trends 2013, July 2014. http://www.irecusa.org/publications/annual-u-s-solar-market-trends-report/.

183

KAVAK, K., Proje Analizinde Kullanılan Teknikler, Mart 2012, (çevrimiçi), <http://www.dektmk.org.tr/upresimler/KKAVAK-1.pdf>.

Kalkınmada Anahtar Verimlilik Dergisi, (çevrimiçi), <https://anahtar.sanayi.gov.tr/tr/news/odtu-gunam-san-tez-projesi-ile-yerli-gunes-panelleri-uretti/87> 04.02.2015.

MARTINOT, E., R. WISER, J. HAMRIN, Renewable Energy Policies and Markets In The United States, < http://www.martinot.info/Martinot_et_al_CRS.pdf>.

MONDAQ, Italy: Amendments To The Feed-In-Tariffs For PV Plants In Italy, 2 Haziran 2014, (çevrimiçi), <http://www.mondaq.com/x/324550/Oil+Gas+Electricity/Amendments+To+The+FeedInTariffs+For+PV+Plants+In+Italy>

MONDAQ, (çevrimiçi), <http://www.mondaq.com/x/324550/Oil+Gas+Electricity/Amendments+To+The+FeedInTariffs+For+PV+Plants+In+Italy> 05.12.2015.

NREL (National Renewable Energy Labrotary), Best Research-Cell Efficiencies, (çevrimiçi), < http://www.nrel.gov/ncpv/images/efficiency_chart.jpg> 01.03.2015.

Office of Energy Efficiency & Renewable Energy, Photovoltaics, (çevrimiçi), <http://energy.gov/eere/sunshot/photovoltaics>18.03.2015.

PRIME MINISTER OF JAPAN AND HIS CABINET, 2008:13. (çevrimiçi), <http://japan.kantei.go.jp/policy/ondanka/final080729.pdf >

PVINSIGHTS, (çevrimiçi), <http://pvinsights.com/index.php> 24.06.2015.

PV Magazine, (çevrimiçi), <http://www.pvmagazine.com/news/details/beitrag/italian-net-metering-expanded-up-to-500 kw_100016377/#axzz3UUda8XLv > 08.03.2015.

SEIA (Solar Energy Industries Associations), Photovoltaic (Solar Electric), (çevrimiçi), <http://www.seia.org/policy/solar-technology/photovoltaic-solar-electric> 04.02.2015.

ŞİMŞEK, B., M. M. ÖCAL, E. BİZKEVELCİ, Dağıtık Üretim Santrallerin Türkiye’deki Durumuna Genel Bir Bakış, (çevrimiçi), <http://www.dektmk.org.tr/pdf/enerji_kongresi_11/47.pdf> 05.03.2015.

TEİAŞ (Türkiye Elektrik İletim A.Ş.), Elektrik İstatistikleri, (çevrimiçi), <http://www.teias.gov.tr/TürkiyeElektrikİstatistikleri/istatistik2014/istatistik2014.htm>25.05.2015.

TEİAŞ, (çevrimiçi), <http://www.teias.gov.tr/YukTevziRaporlari.aspx>, 03.07.2015.

TEDAŞ, (çevrimiçi), <http://www.tedas.gov.tr/Sayfalar/LUY.aspx>, 03.07.2015.

TÜİK, (çevrimiçi), < http://www.tuik.gov.tr/PreHaberBultenleri.do?id=16174> 03.05.2015.

184

184

US DEPARTMENT OF ENERGY (DOE), (çevrimiçi), <http://energy.gov/eere/sunshot/photovoltaics> 18.03.2015.

US DEPARTMENT OF THE INTERIOR BUREAU OF RECLAMATION, (çevrimiçi), <http://www.usbr.gov/power/legislation/purpa.pdf> 17.03.2015.

US DEPARTMENT OF THE INTERIOR BUREAU OF RECLAMATION, (çevrimiçi), <http://www.usbr.gov/power/legislation/epa92.pdf> 24.03.2015.

WIKIPEDIA, Solar Power in Spain, (çevrimiçi), <http://en.wikipedia.org/wiki/Solar_power_in_Spain> 12.01.2015.

X-Rates, (çevrimiçi), <http://www.x-rates.com/average/?from=JPY&to=USD&amount=1&year= 2011> 02.09.2015.

YEGM (Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü), (çevrimiçi), 17.03.2015. <http://www.eie.gov.tr/yenilenebilir/g_enj_tekno.aspx>.

YEGM (Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü), (çevrimiçi), 01.01.2015. <http://www.eie.gov.tr/MyCalculator/Aciklamalar.aspx>

YEGM (Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü), (çevrimiçi), 01.01.2015. <http://www.eie.gov.tr/eie-web/turkce/YEK/gunes/tgunes.html>

YEGM (Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü), (çevrimiçi), 15.05.2015. http://www.eie.gov.tr/iklim_deg/emisyon_ticareti.aspx

YEGM, (çevrimiçi), 15.06.2014. <http://www.eie.gov.tr/yenilenebilir/g_enj_tekno.aspx>

185

DİZİN ABD, xii, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 33,

35, 37, 38, 44, 47, 48, 49, 50, 60, 107, 118, 121, 122, 125, 130, 145, 152, 157, 158, 159, 160, 161, 163

Almanya, 14, 22, 23, 24, 29, 36, 38, 39, 40, 42, 44, 60, 61, 147, 152

Biyoyakıt, 22

Çin, 13, 14, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 29, 37, 38, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 60, 61, 91, 104, 105, 130, 133, 145, 152

Destekleme politikaları, 22

FIT, ii, iii, xii, 25, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 34, 36, 37, 39, 40, 41, 42, 45, 46, 47, 52, 54, 55, 56, 57, 58, 60, 61, 81, 82, 83, 93, 96, 103, 105, 116, 122, 127, 130, 134, 135, 136, 138, 142, 143, 147, 148

Fotovoltaik, ii, xiii, 53

GES, i, xii, 22, 32, 46, 47, 48, 60, 71, 73, 79, 80, 84, 85, 87, 88, 89, 90, 92, 93, 96, 97, 112, 113, 114, 116, 123, 128, 129, 130, 131, 137, 138, 139, 142, 143, 145, 147, 148

Güneş Enerjisi, ii, xii, 4, 20, 22, 81, 90, 93, 94, 95, 141, 173, 179

Hücre, 4, 6, 7, 8, 9, 10, 12, 23, 24, 90, 91, 104, 114, 133

İnce film PV teknolojisi, 8

invertör, 5, 14, 105, 110

İspanya, 15, 22, 23, 24, 25, 38, 57, 58, 59, 60, 147, 152

İtalya, 14, 22, 23, 24, 29, 37, 38, 54, 56, 57, 60, 61, 147, 152

Japonya, 14, 22, 23, 24, 26, 29, 37, 38, 39, 51, 52, 53, 60, 152

Kristal silikon PV teknolojisi, 6

LCOE, xiii, 20, 21, 89, 98, 99, 103, 121, 122, 123, 124, 125, 176

Modül, 4, 5, 6, 7, 10, 11, 13, 14, 15, 23, 24, 90, 104, 107, 109, 114, 116, 123, 145

Net Bugünkü Değer, xiii, 99, 175

PV, xii, xiii, 3, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 29, 31, 33, 34, 35, 36, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 71, 73, 79, 83, 87, 88, 89, 90, 91, 92, 93, 96, 97, 99, 100, 101, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 119, 120, 121, 122, 123, 124, 125, 126, 127, 128, 129, 130, 131, 132, 133, 134, 135, 136, 137, 138, 139, 140, 141, 142, 143, 144, 145, 146, 147, 148, 152, 153, 155, 156, 157, 158, 159, 160, 161, 162, 163, 164, 165, 166, 167, 168, 170, 173, 176, 177, 180, 183

Teşvik Politikaları, 26

YEK Kanunu, xiii, 2, 81, 82, 116, 135, 139, 144

YEKDEM, xiii, 82, 83, 87, 134

185

184

US DEPARTMENT OF ENERGY (DOE), (çevrimiçi), <http://energy.gov/eere/sunshot/photovoltaics> 18.03.2015.

US DEPARTMENT OF THE INTERIOR BUREAU OF RECLAMATION, (çevrimiçi), <http://www.usbr.gov/power/legislation/purpa.pdf> 17.03.2015.

US DEPARTMENT OF THE INTERIOR BUREAU OF RECLAMATION, (çevrimiçi), <http://www.usbr.gov/power/legislation/epa92.pdf> 24.03.2015.

WIKIPEDIA, Solar Power in Spain, (çevrimiçi), <http://en.wikipedia.org/wiki/Solar_power_in_Spain> 12.01.2015.

X-Rates, (çevrimiçi), <http://www.x-rates.com/average/?from=JPY&to=USD&amount=1&year= 2011> 02.09.2015.

YEGM (Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü), (çevrimiçi), 17.03.2015. <http://www.eie.gov.tr/yenilenebilir/g_enj_tekno.aspx>.

YEGM (Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü), (çevrimiçi), 01.01.2015. <http://www.eie.gov.tr/MyCalculator/Aciklamalar.aspx>

YEGM (Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü), (çevrimiçi), 01.01.2015. <http://www.eie.gov.tr/eie-web/turkce/YEK/gunes/tgunes.html>

YEGM (Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü), (çevrimiçi), 15.05.2015. http://www.eie.gov.tr/iklim_deg/emisyon_ticareti.aspx

YEGM, (çevrimiçi), 15.06.2014. <http://www.eie.gov.tr/yenilenebilir/g_enj_tekno.aspx>

185

DİZİN ABD, xii, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 33,

35, 37, 38, 44, 47, 48, 49, 50, 60, 107, 118, 121, 122, 125, 130, 145, 152, 157, 158, 159, 160, 161, 163

Almanya, 14, 22, 23, 24, 29, 36, 38, 39, 40, 42, 44, 60, 61, 147, 152

Biyoyakıt, 22

Çin, 13, 14, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 29, 37, 38, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 60, 61, 91, 104, 105, 130, 133, 145, 152

Destekleme politikaları, 22

FIT, ii, iii, xii, 25, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 34, 36, 37, 39, 40, 41, 42, 45, 46, 47, 52, 54, 55, 56, 57, 58, 60, 61, 81, 82, 83, 93, 96, 103, 105, 116, 122, 127, 130, 134, 135, 136, 138, 142, 143, 147, 148

Fotovoltaik, ii, xiii, 53

GES, i, xii, 22, 32, 46, 47, 48, 60, 71, 73, 79, 80, 84, 85, 87, 88, 89, 90, 92, 93, 96, 97, 112, 113, 114, 116, 123, 128, 129, 130, 131, 137, 138, 139, 142, 143, 145, 147, 148

Güneş Enerjisi, ii, xii, 4, 20, 22, 81, 90, 93, 94, 95, 141, 173, 179

Hücre, 4, 6, 7, 8, 9, 10, 12, 23, 24, 90, 91, 104, 114, 133

İnce film PV teknolojisi, 8

invertör, 5, 14, 105, 110

İspanya, 15, 22, 23, 24, 25, 38, 57, 58, 59, 60, 147, 152

İtalya, 14, 22, 23, 24, 29, 37, 38, 54, 56, 57, 60, 61, 147, 152

Japonya, 14, 22, 23, 24, 26, 29, 37, 38, 39, 51, 52, 53, 60, 152

Kristal silikon PV teknolojisi, 6

LCOE, xiii, 20, 21, 89, 98, 99, 103, 121, 122, 123, 124, 125, 176

Modül, 4, 5, 6, 7, 10, 11, 13, 14, 15, 23, 24, 90, 104, 107, 109, 114, 116, 123, 145

Net Bugünkü Değer, xiii, 99, 175

PV, xii, xiii, 3, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 29, 31, 33, 34, 35, 36, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44, 45, 46, 47, 48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 57, 58, 59, 60, 61, 71, 73, 79, 83, 87, 88, 89, 90, 91, 92, 93, 96, 97, 99, 100, 101, 103, 104, 105, 106, 107, 108, 109, 110, 111, 112, 113, 114, 115, 116, 117, 118, 119, 120, 121, 122, 123, 124, 125, 126, 127, 128, 129, 130, 131, 132, 133, 134, 135, 136, 137, 138, 139, 140, 141, 142, 143, 144, 145, 146, 147, 148, 152, 153, 155, 156, 157, 158, 159, 160, 161, 162, 163, 164, 165, 166, 167, 168, 170, 173, 176, 177, 180, 183

Teşvik Politikaları, 26

YEK Kanunu, xiii, 2, 81, 82, 116, 135, 139, 144

YEKDEM, xiii, 82, 83, 87, 134

· taraftan, güneş enerjisi imalat sanayiinin gelişmesi için uygulanan desteğin...

Documents

Transcript of · taraftan, güneş enerjisi imalat sanayiinin gelişmesi için uygulanan desteğin...