Elektrik Üretim Sektör Raporu (EÜAŞ) - Enerji ve Tabii Kaynaklar ...

ELEKTRİK ÜRETİM
ANONİM ŞİRKETİ
ELEKTRİK ÜRETİM
SEKTÖR RAPORU
2011

Giriş
2012 Yılı Genel Yatırım ve Finansman Programının Uygulanmasına İlişkin Usul ve
Esasların Belirlenmesine Dair Tebliğ’in 18. Maddesi’nde “Teşebbüsler, faaliyette
bulundukları sektörleri takip ederek sektör içindeki yerlerini daha iyi analiz edebilmek
ve etkin sektörel politikalar geliştirebilmek veya geliştirilmesine yardımcı olabilmek
amacıyla “2011 Yılı Sektör Rapor”unu hazırlayacaktır” denmektedir. Bu hüküm
gereğince hazırlanan “2011 Yılı Elektrik Üretim Sektör Raporu”nda EÜAŞ’ın mevcut
durumunu ve geleceğini etkileyebilecek olan yerel ve küresel bazda enerji
sektöründe yaşanan gelişmeler, enerji politikası eğilimleri ve ileriye dönük sektörel
beklentiler ile faaliyete bulunduğu elektrik üretim alanındaki rekabet pozisyonu
incelenmiştir.
Ağırlıklı olarak istatistiki veriler ışığında, bu Rapor’un 1. Bölümü’nde dünya, 2.
Bölümü’nde ise Türkiye’de bu sektörde yaşanan gelişmeler değerlendirilmiştir. 3.
Bölümde EÜAŞ’ın sektördeki konumu yine rakamlarla ortaya konmaya çalışılmış, son
bölümde ise yine EÜAŞ’ın, Türkiye içinde ve özellikle Türkiye’nin girmeye aday
olduğu Avrupa Birliği’nde aynı sektörde faaliyette bulunan diğer şirketlerle, seçilmiş
bazı kriterleri kullanarak, üretim ve performans kıyaslamasının yapılmasına
çalışılmıştır.
1. Dünyada Enerji ve Elektrik Üretim Sektörlerinin
Görünümü
Bilindiği üzere enerji, hayat kalitesini iyileştiren, ekonomik ve sosyal ilerlemeyi
sağlayan en önemli faktördür. Dünya nüfusu sürekli artmaktadır ve 2009’da 6.8
milyar olan nüfusun 2035’de 8.6 milyara yükselmesi beklenmektedir. Fakat,
günümüzde dünya nüfusunun yaklaşık %19’unu teşkil eden 1.3 milyar insan halen
elektriğe kavuşmuş değildir. Dünya nüfusunun yaklaşık %39’u olan 2.7 milyar insan
ise yemek pişirmek için geleneksel yöntemlerle biyokütle enerjisinden
yararlanmaktadır. Uluslararası Enerji Ajansı projeksiyonları bu durumun uzun
dönemde de devam edeceğini ve 2030 yılında %85’i kırsal bölgede yaşayan 1 milyar
insanın (2030’daki dünya nüfusunun %12’si) elektriksiz yaşamaya devam edeceğini
göstermektedir. Bu insanların büyük kısmı Orta ve Güney Afrika, Hindistan ve
gelişmekte olan Asya ülkelerinde (Çin hariç) yaşıyor olacaktır. Bu ülkelerdeki açlık
ve yoksullukla mücadelenin başarılı olması, enerjiye erişim konusunda önemli
ilerlemeler kaydedilmesine bağlı olup, bu ilerlemelerin sağlanması için 2030 yılına
kadar her yıl 48 milyar ABD $ harcama yapılmasına ihtiyaç bulunmaktadır [1].
2008’de başlayan küresel mali krizin etkisiyle kısa vadede ekonomik büyüme
öngörülerinde oluşan belirsizliklere rağmen orta ve uzun vadede, dünyadaki nüfus
artışı, uzun dönemde ortalama %3,5 büyümesi beklenen dünya ekonomisi,
sanayileşme ve kentleşme, doğal kaynaklara ve enerjiye olan talebi önemli ölçüde
arttırmaktadır. Yapılan projeksiyon çalışmaları [1,2], mevcut enerji politikalarının
devamı halinde, 2035 yılında dünya enerji talebinin, ortalama yıllık %1.6’lık artışlarla,
2009 yılına göre % 51 (12,132 milyon ton eşdeğeri petrolden (Mtoe) 18,302 Mtoe’ye)
daha fazla olacağına işaret etmektedir [1]. Talep artışı miktarının yüzde 86,2’sinin,
2009-2035 döneminde ekonomik büyüme oranları yüksek (yıllık ortalama %4.9)
1

öngörülen ve hızlı nüfus artış oranına (yıllık ortalama %1) sahip OECD-dışı ülkelerde
(özellikle Çin ve Hindistan’da), yıllık ortalama %2.3’lük bir değerle, oluşacağı
hesaplanmaktadır. Aynı dönemde yıllık gayrisafi yurt içi hasıla (GSYH) artış
ortalaması %2.2 olarak öngörülen OECD ülkelerinde ise yıllık ortalama %0.5’lik
artışlar beklenmektedir. 2015-2035 yılları arasında Çin’in, dünyanın en fazla enerji
tüketen ülkesi konumunda olacağı, hatta 2035 yılında ABD’nin tüketeceği enerjiden
%70 daha fazlasını tüketeceği, yine 2035 yılında Hindistan’ın sırasıyla Çin, ABD ve
Avrupa Birliği’nin ardından dördüncü büyük enerji tüketicisi olması beklenmektedir.
Söz konusu dört büyük tüketici, 2020 yılında dünya toplam enerji arzının %56.3’ünü,
2035 yılına gelindiğinde ise %55.5’ini tüketmekte olacaktır. Bu talep artışının
sürdürülebilir koşullarda karşılanabilmesi için ise, 2011-2035 döneminde, enerji
sektöründe yaklaşık 37.9 trilyon ABD Doları (2010 rakamlarıyla) değerinde yatırım
yapılmasına ihtiyaç duyulduğu hesaplanmaktadır [1].
Türkiye’nin girmeye aday olduğu Avrupa Birliği (AB) ise 2009 yılında, Çin ve ABD’nin
ardından en büyük üçüncü enerji tüketicisi konumunda yer almıştır. AB genelinde
birincil enerji talebi artışı 1990-2009 döneminde düşük hızlarda seyretmiştir (yılda
ortalama %0.07). 2009’dan 2035 yılına kadar artış yönünde bir miktar hızlanma
beklenmekte olup, rakamların yıllık ortalama %0.36 artış değerini göstereceği
düşünülmektedir [1]. AB genelinde birincil enerji arzında 2008’de %54.7 ve 2009
yılında %53.9 düzeyinde olan ithalat bağımlılığı oranının (doğalgazda %64.2,
petrolde %83.6 ve katı yakıtlarda %41.1) 2030 yılına kadar olan dönemde %59.1’e
ulaşması beklenmektedir [3,4,38].
2009 itibariyle AB tarafından ithal edilen doğalgazın %34.2’si Rusya, %30.7’si
Norveç, %14.1’i Cezayir tarafından temin edilirken, ham petrolün ise %33.1’i Rusya,
%15.1’i Norveç, %9’u Libya’dan edinilmektedir. AB’ye taşkömürü temininde de
%30.2 oranıyla Rusya ilk sırada yer alırken, onu %17.6 ile Kolombiya, %15.9 ile
Güney Afrika Cumhuriyeti takip etmektedir. AB üyesi 27 ülkenin toplam ithalat
rakamlarına bakıldığında, 1999-2009 döneminde katı yakıtlarda %31.8, petrolde
%7.9, doğalgazda ise %46.2 oranlarında bir artış yaşanmıştır. Bu dönemde
Yunanistan, İspanya, Portekiz ve İrlanda doğalgaz ithalat rakamlarını neredeyse iki
kat arttırırken Romanya (-%37) ve Bulgaristan’da (-%23) ise azalma görülmüştür.
Tüm AB ülkeleri arasında sadece Hollanda ve Danimarka net ihracatçı ülke
konumundadır [15].
Tüm dünyada son 25 yılda talebin çok fazla yoğunlaştığı elektriğin, 2035 yılına kadar
en hızlı büyüyen (%2.7) son-kullanıcı enerji formu olması, nihai enerji tüketimindeki
payının 2008’deki %17.3 düzeyinden 2020’de %20’ye, 2035’te ise %23.5’e çıkması
beklenmektedir. 2009 yılında yaşanan ekonomik durgunluğun etkisiyle düşen
elektrik talebi 2010 yılında toparlanmış ve %6 oranında artmıştır [1].
Uluslararası Enerji Ajansı tarafından hazırlanan ve mevcut politikaların devamını
öngören senaryo çalışmasına göre (WEO2011) elektrik üretiminin, 2009’da 20,043
TWh’den ortalama %2.6’lık artışlarla 2020’de 28,569 TWh’ye, 2030’da 35,468
TWh’ye ve 2035’de de 39,368 TWh’ye yükselmesi beklenmektedir. Bu rakamlar
2009-2035 döneminde %96.4’lük artışa işaret etmektedir [1]. Benzer şekilde, ABD
Enerji Bilgi İdaresi olan EIA tarafından hazırlanan Referans Senaryo Çalışması’na
(IEO2011) göre ise 2008’de 19,100 TWh olan elektrik üretiminin 2020’de 25,500
TWh’ye yükselmesi beklenmektedir. 2008 – 2035 döneminde ise toplam %84.3’lük
2

ir artışla (yıllık %2.3’lük artışlarla), 2035’de üretimin 35,200 TWh’ye yükseleceği
hesaplanmaktadır [2].
Özellikle gelişmekte olan ülkelerde görülen büyük ekonomik gelişmeler elektrik
talebinin de bu ülkelerde artmasına sebep olmaktadır. Kişi başına gelirin artmasıyla
yaşam standartları artmakta, bu da endüstri, aydınlatma ve ev aletleri için olan
elektrik talebini arttırmaktadır. Bunun sonucu olarak, WEO2011 çalışmasındaki
elektrik üretiminde öngörülen bu 19,325 TWh’lik artışın büyük kısmının (%81.7’sinin),
2009-2035 arasında ortalama yıllık %1.1 oranında artış beklenen Türkiye’nin de
aralarında bulunduğu OECD üyesi ülkelerden ziyade, %3.8 oranında kuvvetli bir artış
beklenen OECD üyesi olmayan ülkelerde gerçekleşeceği hesaplanmaktadır. Tüm
dünyada elektrik enerjisi kurulu güç kapasitesinin 2009-2035 döneminde brüt 4,081
GW artması beklenmektedir. Bu bağlamda elektrik sektörünün, Uluslararası Enerji
Ajansı tarafından hazırlanan Yeni Politikalar Senaryosu’na göre 2011-2035
döneminde yapılması beklenen 37.9 trilyon dolarlık enerji yatırımlarındaki payının tek
başına 16.9 trilyon dolar (2010 $ fiyatlarıyla) olacağı öngörülmektedir. Bu miktarın
%58’inin yeni güç santralları yatırımlarına, %31’inin dağıtım, %11’inin de iletim
ağlarına harcanması planlanmaktadır. Geriye kalan 21 trilyon dolarlık yatırımın 10
trilyonunun petrol, 9.5 trilyonunun doğal gaz ve 1.2 trilyonunun da kömür sektöründe
yatırıma dönüşeceği hesaplanmaktadır. Bu yatırımların %62,6’sının, talep ve
üretimin en hızlı arttığı OECD-dışı ülkelerde (tek başına Çin 5.8 trilyon dolar ve
Rusya 2.5 trilyon dolar) yapılması beklenmektedir [1].
Enerji kaynakları açısından incelendiğinde, birincil enerji arzında, petrol, doğal gaz ve
kömürden oluşan fosil kaynaklı yakıtların ağırlıklı konumunun önümüzdeki yıllarda da
devam etmesi beklenmekte ve enerji talebindeki artışın (2009-2035 dönemi) yüzde
77.8’lik bölümünün bu kaynaklardan karşılanması öngörülmektedir. Biyokütle ve çöp
için bu oran %7.7, diğer yenilenebilirler için %6.2, nükleer için %5.7, hidrolik için ise
%2.6’dır [1]. Bu rakamlar nükleerde artışın bir önceki yıl (2008-2035 dönemi)
öngörülerine göre daha düşük kalacağını göstermektedir. 2008-2035 döneminde
nükleerin enerji talep artışındaki payının %6,4 olacağı yönünde idi. 2020 yılında
birincil enerji arzındaki en büyük paya (%29.6) sahip olacağı hesaplanan petrolün,
2035 yılında ilk sıradaki yerini kömüre (%29.6) bırakacağı düşünülmektedir. Doğal
gazın ise elektrik üretimindeki payını koruması (2009’da yaklaşık %21.45)
beklenmektedir. 2009-2035 döneminde elektrik üretiminde ise kömür ve doğal gazın
en önemli kaynaklar olmaya devam edeceği, kömürün payının %40.5’den %43’e,
doğal gazın payının %21.4’ten %21.7’ye yükseleceği; petrolün payının ise %5.1’den
%1.5’e, hidroliğin payının %16.2’den %13.1’e, nükleerin payının da %13.5’den
%10.3’e düşeceği öngörülmektedir. En büyük yüzdelik artış ise rüzgarda
beklenmektedir. Aynı dönemde rüzgarın %1.4’lük payının %5.1’e yükseleceği
öngörülmektedir [1].
Dünyada ekonomik durgunluk sebebiyle elektrik talebinde 2009 yılında %0.7 düşüş
gerçekleşmiştir. Bu düşüş 1970’lerden bu yana ilk kez yaşanmıştır. Ancak 2010’da
hızlı bir şekilde %6 oranında artmış, özellikle OECD-dışı ülkelerde %9,5’lik artışlar
görülmüştür [1, 2].
Dünya genelinde enerji kaynakları olarak 1 Ocak 2012 itibariyle petrol ve doğal gaz
rezervlerinin dağılımına bakıldığında (Tablo-1 ve Tablo-2), kanıtlanmış petrol
rezervlerinin (1,523 milyar varil) %52.5’inin Ortadoğu’da bulunduğu görülmektedir [5].
3

En büyük rezervlere sahip 10 ülkenin (sırasıyla, S.Arabistan, Venezuela, Kanada,
İran, Irak, Kuveyt, Birleşik Arap Emirlikleri, Rusya, Libya, Nijerya) ise Kanada ve
Rusya hariç 8’i OPEC üyesidir. Bu 10 ülke toplam dünya rezervlerinin yaklaşık
%84’üne sahiptirler [5]. Doğal gaz rezervlerinin de yaklaşık %73.6’sı Rusya
Federasyonu, Eski Sovyet Cumhuriyetleri ve Ortadoğu ülkelerinde bulunmaktadır.
Sadece Rusya, İran ve Katar bu rezervlerin %55.4’ünü elinde bulundurmaktadır [5].
2011 verilerine göre, petrol rezerv miktarlarında %3.6 artış olup, ülkeler bazında
Vietnam’da %733 ve İsrail’de %608’lik artışlar görülürken miktar bazında en büyük
artış ise Irak (28.1 milyar varil) ve İran’da (14.2 milyar varil) tespit edilmiştir. Doğal
gaz rezervlerinde Vietnam’da %363 ve Meksika’da %44.7’lik artışlar görülürken,
miktar bazında en büyük artış İran’da (123,000 milyar ft 3 ) belirlenmiştir [5].
Tablo-1 Dünya, Kanıtlanmış Petrol Rezervleri, [5]
Sıra Ülkeler 1 Ocak 2012
(milyar varil)
1 Ocak 2011
(milyar varil)
1. Suudi Arabistan 264.52 260.10
2. Venezuela 211.17 211.17
3. Kanada 173.63 175.21
4. İran 151.17 137.01
5. Irak 143.10 115.00
6. Kuveyt 101.50 101.50
7. B. Arap Emirlikleri 92.20 92.20
8. Rusya 60.00 60.00
9. Libya 47.10 46.42
10. Nijerya 37.20 37.20
Dünya-Toplam 1523.23 1469.61
Tablo-2 Dünya, Kanıtlanmış Doğalgaz Rezervleri, [5]
Sıra Ülkeler 1 Ocak 2012
(milyar ft 3 )
1 Ocak 2011
(milyar ft 3 )
1. Rusya 1,680,000 1,680,000
2. İran 1,168,000 1,045,670
3. Katar 890,000 895,800
4. Suudi Arabistan 283,000 275,200
5. ABD 272,509 244,656
6. Türkmenistan 265,000 265,000
7. B. Arap Emirlikleri 200,000 212,000
8. Venezuela 195,100 178,860
9. Nijerya 180,460 186,880
10. Cezayir 159,000 159,000
Dünya-Toplam 6,746,751 6,647,341
BP’nin yaptığı bir çalışmada, 2010 sonu rakamlarıyla, dünya genelinde bir
değerlendirme yapıldığında, mevcut kanıtlanmış petrol rezervlerinin 46, doğal gaz
rezervlerinin 59, kömür rezervlerinin de 118 yıllık ömre sahip olduğu
hesaplanmaktadır. Bu rakamlar aynı kaynakta, 2009 sonu itibariyle petrol için 46,
doğal gaz için 63 ve kömür için 119 yıl olarak ilan edilmişti [6].
4

Tüketim tarafına bakıldığında ise mevcut politikaların devamı halinde, en hızlı artışın
doğalgaz tüketiminde olacağı hesaplanmaktadır. Doğalgaz tüketiminin ortalama yıllık
%2’lik artışlarla 2035 yılında 2009 yılına göre %65.6 artması beklenmektedir. Aynı
dönemde petrol tüketiminin ortalama %0.9’luk artışlarla %25.2, hidrolik-dışı
yenilenebilir enerji kaynakları tüketiminin %1.94’lük artışlarla %64.6 ve kömür
tüketiminin ise %1.9’luk artışlarla %64.5 artacağı öngörülmektedir [1]. Bu dönemde
fosil yakıt fiyatlarının yüksek seyredeceği ve hükümetlerin fosil yakıtlara alternatif
enerji kaynaklarına yöneliminin artacağı tahmin edilmektedir.
2009’da Çin, ABD, Avrupa Birliği, Hindistan, Rusya ve Japonya dünya kömür
tüketiminin %84.3’ünü gerçekleştirmişlerdir. 2009 yılında dünya enerji tüketiminde
kömürün payı %27.2 iken, bu payın 2035 yılında %29.6’lara ulaşması
beklenmektedir. Kömür tüketimindeki bu artışın tamamının sorumlusunun OECDdışı
ülkelerin (Çin, Hindistan) olacağı [1,2] ve kömürün elektrik üretimindeki payının
ise %40.5’den (2008) %43’e (2035) yükseleceği beklenmektedir. Kömür tüketiminin
en fazla düşmesi beklenen yerler; elektrik talep artışı düşük ve nüfus artış hızı yavaş
olan OECD’deki Avrupa ülkeleridir [1]. Dünyada her ne kadar kömür üretimi geniş
alanlarda ve pek çok ülkede mümkün olsa da, 2010 sonu itibariyle, toplam kömür
rezervlerinin %75’i 5 ülkede bulunmaktadır. Bunlar ABD (%27.6), Rusya (%18.2),
Çin (%13.3), Avustralya (%8.9), Hindistan (%7)’dır [6]. Bu ülkeler toplam üretimin de
2010 yılı verilerine [6] göre %79.1’ini karşılamışlardır. 2008 yılında dünyada üretilen
kömürün %60’ı elektrik üretim sektörüne aktarılmakta iken %36’sı ise endüstriyel
tüketime gitmektedir [2].
Avrupa Birliği ülkeleri incelendiğinde 15 ülkenin elektrik ihraç ettiği, 12 ülkenin ise
elektrik ithalatına ihtiyaç duyduğu görülmektedir. İtalya açık ara önde olmak üzere,
sırasıyla İtalya, Finlandiya, Macaristan, Hollanda ve Portekiz yüksek oranda elektrik
ithalatı gerçekleştirirken, ters yönde de Fransa açık ara önde olmak üzere, sırasıyla
Fransa, Çek Cumhuriyeti, Almanya, İspanya ve Bulgaristan en fazla elektrik ihraç
eden ülkeler konumundadır [15].
Kömür yakıtlı elektrik üretiminin 2035 yılına kadar ortalama yılda %2.9 artması
beklenmektedir [1]. Ancak kömürden elektrik üretimi ile ilgili projeksiyonlar, sera gazı
emisyonlarını azaltmaya veya sınırlamaya yönelik ulusal mevzuatların veya
uluslararası anlaşmaların yürürlüğe girmesine ve sabit karbon vergisi veya emisyon
ticareti gibi maliyet arttırıcı uygulamalara, yenilenebilir enerji kaynaklarına yönelen
ulusal politikalara göre önemli ölçüde değişebilir. Bu tarz kısıtlamalar olmadığı
taktirde, özellikle Çin, Hindistan, Endonzeya ve Vietnam gibi zengin kömür
yataklarına sahip yerlerde, daha pahalı yakıtların yerine kömürün kullanılacağı
düşünülmektedir [2].
Doğalgaz yakıtlı elektrik üretiminin ise 2030 yılına kadar yıllık %2.7’lik bir oranda
artması öngörülmektedir [1]. Özellikle ABD ve diğer ülkelerde bulunan kaya
gazından (shale gas) yararlanılmaya başlanmasıyla doğalgaz fiyatlarının arz artışı
sebebiyle orta-vadede düşük kalacağı ve pekçok ülkede doğalgaz kullanımını
arttıracağı ifade edilmektedir [2]
Her ne kadar rekabet edebilirlik konusunda sorunları devam etse de yüksek fosil
yakıt fiyatları ve fosil yakıtların çevresel etkileri üzerine duyulan endişeler, dünyanın
5

pek çok ülkesinde yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımının arttırılmasına yönelik
verilen teşvikler, yenilenebilir enerji kaynaklarının daha geniş oranda kullanımınının
yolunu açmaya devam etmektedir [2]. 2035 yılına kadar dünya genelinde
hidroelektrik ve diğer yenilenebilir enerji kaynaklarının tüketiminde IEA’ya göre [1]
yıllık %3.3’lük, EIA’ya göre [2] %3.1’lik artışlar beklenmektedir. Hidrolik dışında
yenilenebilir enerji kaynaklarının kurulu güçteki oranı 2008’de %4 iken, bu oranın
2020 yılında %11.7’ye, 2035’te de %15.8’e yükseleceği, hidroelektriğin ise aynı
dönemde %20’den %17’ye gerileyeceği öngörülmektedir. Yenilenebilir kaynaklardaki
artışa en büyük kurulu güç katkısı (693 GW) ise rüzgar enerjisinden gelecektir.
Yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik üretiminde kullanım payının %19.5 (2009)
seviyesinden 2020 yılında %22.1 ve 2035 yılında da %23.2’ye ulaşacağı
düşünülmektedir [1].
Yenilenebilir enerji tüketiminde beklenen bu artışın OECD dışındaki ülkelerde,
özellikle Çin, Hindistan, Brezilya’nın yanısıra Malezya ve Vietnam gibi bazı
güneydoğu Asya ülkelerinde devreye giren/girecek orta ve büyük ölçekli hidroelektrik
santrallardan gelmesi beklenirken, OECD ülkelerinde ise gelecekte, Kanada ve
Türkiye haricinde, büyük ölçekli çok az hidroelektrik santral inşa projesi
öngörülmektedir. OECD ülkelerindeki yenilenebilir enerji kaynaklarındaki artışın
rüzgar ve biyokütle başta olmak üzere hidrolik dışındaki kaynaklardan karşılanması
beklenmektedir. Rüzgar enerjisine olan yatırımlar, OECD-dışı ülkelerde özellikle
Çin’de artmaya devam etmektedir [2]. Güneş (fotovoltaik (PV) ve odaklanmış güneş
enerjisi (CSP)) ve dalga enerjisi uygulamaları ise henüz büyük ölçüde ticarileşmemiş
olup, 2035 yılında PV için 435 TWh, CSP için 166 TWh ve dalga enerjisi için de 39
TWh’lik elektrik üretim seviyelerine ulaşılması öngörülmektedir [1].
Nükleer enerjiden elektrik üretiminin ise 2009’da gerçekleşen 2,697 TWh değerinden
2035 yılında 4,053 TWh’e yükseleceği, ancak nükleer enerjinin toplam enerji
üretimindeki payının %13’den %10’a düşeceği hesaplanmaktadır. Dünyadaki
nükleer santral kurulu gücünün ise 2009 yılındaki 393 GW değerinden, 2035’de 549
GW’a çıkması beklenirken, nükleer kapasitede Avrupa Birliği’nde %27’lik bir düşüş
öngörülmektedir. Avrupa Birliği’nde 2009 itibariyle 139 GW olan nükleer kurulu
gücün 2035’de 101 GW’a inmesi beklenmektedir. 2035’e kadar Çin (92 GW) başta
olmak üzere OECD-dışı Asya ülkelerinde 116 GW’lık artış tahmin edilmektedir.
Rusya’nın ilave ünitelerle nükleer kapasitesini 2035 yılına kadar 13 GW arttıracağı
düşünülmektedir. ABD’de de 12 GW’lık bir artışla 2035 yılında 118 GW’a ulaşılması
beklenmektedir [1].
2010 yılında; bir yanda, artan fosil yakıt fiyatları, enerji arz güvenliği, yakıt
çeşitliliğinin sağlanması ve sera gazı emisyonları ile ilgili endişeler, diğer yanda ise
geliştirilmiş reaktör tasarımlarının etkisiyle dünyada 16 reaktörün (1980 yılından bu
yana rastlanan en büyük rakam) inşasına başlanmıştır [1]. Mart 2012 itibariyle, 31
ülkede 436 nükleer santral işletmede olup, 15 ülkede 60.1 GW kurulu güce sahip
olacak 63 adet nükleer santral da inşa halindedir. İnşa halindeki santrallara
bakıldığında 26 tanesi Çin’de, 10 tanesi Rusya’da, 7 tanesi Hindistan’da ve 3 tanesi
de G.Kore’dedir. 3. nesil reaktörlerin Çin, Kore, Finlandiya, Rusya, ABD ve
Fransa’da inşasına başlanmış olması, dünyanın en büyük üç kömür tüketen ülkesinin
(Çin, ABD ve Hindistan [6]) nükleer kapasitelerini 2035 yılına kadar önemli ölçüde
arttırmayı hedeflemesi, BAE, Vietnam, Türkiye, Polonya, ABD ve İngiltere’nin yeni
nükleer santral yapma arzusunu ifade etmesi, nükleer enerjiye olan ilginin devam
6

ettiğine delil sayılsa da Fukushima Kazası sonrası Japon nükleer enerji sektörünün
içine düştüğü belirsizlik ortamı, İtalya’da yapılan referandumla nükleer santralların
yeniden inşa edilmesine başlanmasının kabul edilmemesi, kısa vadede Almanya’nın
ve uzun vadede İsviçre’nin mevcut nükleer santrallarını belirli süreler sonunda
kapatacak olmaları, Tayland ve Endonezya’nın nükleer santral kararlarını 2020
sonrasına bırakmaları da nükleer enerji sektörünün geleceğine yönelik endişeleri
arttırmaktadır ki bu durum enerji senaryolarında nükleere daha az pay verilmesi
sonucunu doğurmaktadır [1]. İşletmedeki santrallardan yaşlanmış olanların ya da
bulundukları saha açısından risk arzedenlerin büyük olasılıkla kapatılacağı da
beklenmektedir. Diğer yandan ise Fukushima sonrası G.Kore, Rusya, Hindistan ve
Çek Cumhuriyeti nükleer santral yapma kararlarından vazgeçmediklerini, Çin ise
mevcut projelerin devam edeceğini ancak geçici olarak yeni nükleer santral
başvurularını durdurduklarını açıklamışlardır.
Üzerinden 14 ay geçmiş bulunan Fukushima Daiichi’deki 4 nükleer santralın uğradığı
kazalar ve 40-50 yılı bulacak temizleme ve söküm faaliyetleri ve ortaya çıkan mali
tablonun da etkisiyle özellikle Avrupa Birliği’nde, nükleer santral yatırımları daha da
bir belirsizlik sürecine girmiş durumdadır. Pek çok gelişmiş ülkede lisanslama
mevzuatları gözden geçirilmekte, özellikle saha çalışmaları ve santral güvenlik
analizleri sorgulanmakta, işletmede bulunan nükleer santrallar “stres testlerine” tabi
tutulmaktadır. Tüm bunların yakın zamanda nükleer santral tasarımlarını
etkileyeceği, santralların işletme sürelerini kısaltacağı ve dolayısıyla finansörlerin de
artık daha sıkı şartlar öne sürmesinin de katkısıyla ortaya çıkacak ilave maliyetlerin
nükleer enerji sektörünü zorlayacağını şimdiden söylemek mümkündür.
Enerji kaynaklarındaki reel bazda fiyat artışlarına bakıldığında; 2008 yılında aşırı
derecede artan fosil yakıt fiyatları 2009 yılında düşüşe geçmiş ancak 2010 yılında
özellikle ham petrol fiyatları tekrar yönünü yukarıya çevirmiştir. 2010 yılında petrol
fiyatları %29.3, doğal gaz fiyatları %1.4 ve kömür fiyatları %1.9 oranında artmıştır.
Projeksiyonlara göre, 2009-2035 döneminde petrol fiyatlarının %79.3, doğalgaz
fiyatlarının %73.3, kömür fiyatlarının %19.4 artması beklenmektedir [1]. Uzmanlar,
fosil yakıt fiyatlarındaki artışın ve fiyatların gelecekte de yüksek kalacağına dair
öngörülerin ile bu kaynakları ellerinde bulunduran bazı ülkelerin içinde bulundukları
karışıklıklardan kaynaklı belirsizliklerin, önemli üreticilerden olan Rusya’nın enerji
sektörü için parlak bir geleceğe işaret ettiğini ifade etmektedir [1].
Çevre-enerji ilişkisinde önemli bir yer tutan iklim değişikliği ile mücadelede enerji
sektörünün etkin rol oynaması öngörülmektedir. Zira 2017’ye kadar öngörülen yeni
kontrol mekanizmaları devreye sokulmazsa, 2035’e kadar izin verilen CO 2 hedefine
mevcut yatırımlarla ulaşılacağı ve sıfır karbon emisyonu salınımına sahip olanlar
dışında yeni santral yapımı için yeterli hareket alanı kalmayacağı düşünülmektedir.
Enerji verimliliği başta olmak üzere teknolojik gelişmelere paralel iyileştirmeler, fosil
yakıtlara alternatif olarak yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımında yaygınlaşma,
karbon tutma ve depolama ve temiz kömür teknolojilerine yönelim, zararlı
emisyonların azaltılmasına yönelik geliştirilen politikaların temel unsurları
görünümündedir. Zira, karbondioksit eşdeğeri veriler açısından bakıldığında, enerji
sektöründen kaynaklı ve sera etkisi yapıcı gaz emisyonlarının, 28.8 milyar ton’dan
(2009) ortalama yıllık %1.6’lık artışlarla 2035’de 43.3 milyar ton düzeyine ulaşacağı
hesaplanmaktadır. Emisyonlardaki bu artışın %94’ünün, enerji tüketimlerinde
beklenen artışa paralel olarak, gelişmekte olan OECD-dışı ülkelerde (başta sırasıyla
7

Çin, Hindistan ve Ortadoğu ülkelerinde) görüleceği tahmin edilmektedir. Küresel
finansal krizin etkisiyle 2009’da emisyonlar %1.4 düşmüştür. Ancak enerji talebinin
%5 gibi oranda artmasıyla 2010’da karbondioksit emisyonları yeni zirvesine
ulaşmıştır. Tahminler yeni enerji politikalarının devreye girmeyip mevcut politikların
devamı halinde 2035 yılında sıcaklık seviyesinin 6 o C’den fazla artacağına işaret
etmektedir [1].
2. Türkiye’de Enerji ve Elektrik Üretim Sektörünün
Görünümü
Türkiye’nin enerji arz güvenliğini esas alan enerji politikasının temel amaçları;
• yerli kaynaklara öncelik vermek suretiyle kaynak çeşitliliğinin sağlanması,
• yenilenebilir enerji kaynaklarının enerji arzındaki payını arttırılması,
• petrol ve doğalgaz alanlarında kaynak çeşitliliğinin sağlanması ve ithalattan
kaynaklanan riskleri azaltacak tedbirlerin alınması,
• enerji alanındaki faaliyetlerin çevreye duyarlı şekilde yürütülmesi,
• ülkemizin enerji koridoru ve terminali haline getirilmesi,
• enerji verimliliğinin arttırılması,
• yerli kaynakların ülke ekonomisine katkısının arttırılması,
• maliyet zaman ve miktar yönünden enerjinin tüketiciler için erişilebilir kılınması,
• serbest piyasa koşullarına tam işlerlik kazandırılması ve yatırım ortamının
iyileştirilmesi olarak ifade edilmiştir [7].
Ülkemizin kalkınma, toplumsal refah ve sanayi sektörünü uluslararası alanda rekabet
edebilecek bir düzeye çıkarma hedeflerini gerçekleştirme çabaları beraberinde enerji
talebinin hızlı artışını getirmekte ve önümüzdeki yıllarda da bu eğilimin devam
edeceği hesaplanmaktadır.
2010 yılında 109.27 milyon ton petrol eşdeğerini (milyon tep) geçen yıllık enerji arzı
bir önceki yıla nazaran yaklaşık %3’lük bir artışa tekabül etmektedir. 2015 yılında
170 milyon tep, 2020 yılında ise 222 milyon tep düzeyine ulaşacağı beklenmektedir
[14]. En son açıklanan verilere göre (2010 yılı) enerji arzında %31.9 ile doğalgaz en
büyük payı alırken, bunu %30.7 ile kömür, %26.7 ile petrol izlemiş, geri kalan
%10.7’lik bölüm ise başta hidrolik olmak üzere yenilenebilir ve diğer kaynaklardan
(odun) karşılanmıştır (Tablo-3). 2009 yılıyla kıyaslandığında 2010’da doğalgazın
kömürün yerini alarak enerji arzında birinci sıraya yükseldiği görülmektedir.
8

Tablo-3 Türkiye, birincil enerji arzı, [8]
2008
(bin tep)
2008
(%)
2009
(bin tep)
2009
(%)
2010
(bin tep)
2010
(%)
Kömür* 31,391 29.5 32,913 31.0 33,531 30.7
Doğalgaz 33,807 31.8 32,775 30.9 34,907 31.9
Petrol 31,784 29.9 30,565 28.8 29,221 26.7
Hidrolik 2,861 2.7 3,092 2.9 4,454 4.1
Odun 3,679 3.5 3,530 3.3 3,392 3.1
Jeo.Isı, Diğer Isı 1,011 0.9 1,250 1.2 1,391 1.3
Hayv. ve Bit. Artık 1,134 1.1 1,136 1.1 1,166 1.1
Jeotermal 140

yıla göre (211.21 milyar kW-saat) %8.14 artarak 228.41 milyar kW-saat olarak
gerçekleşmiştir [11, 39]. Elektrik talebinin Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının
Haziran-2011’de hazırladığı son elektrik talep tahmini rakamlarına göre; 2020 yılında
talebin Yüksek Talep Senaryosunda (ort. %7.5 artış öngörülen) 433.9, Düşük Talep
Senaryosunda (ort. %6.5 artış) ise 398.16 milyar kW-saat düzeyine ulaşacağı
gösterilmektedir [11, 37].
18 Mayıs 2009 tarihinde yayınlanan Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği
Strateji Belgesi’ne göre 2023 yılına kadar elektrik üretimi için tüm yerli linyit ve
taşkömürü ile hidrolik potansiyelimizin kullanılması, rüzgar kurulu gücünün 20,000
MW’a, jeotermal kurulu gücünün 600 MW’a ulaştırılması hedeflenmektedir. 2023
yılına kadar elektrik üretiminde doğal gazın payının %30’un altına indirilmesi, 2020
yılında ise elektrik üretimimizin %5’inin nükleer enerjiden sağlanması
hedeflenmektedir.
Kaynaklar açısından bakıldığında, 2011 yılı itibariyle (geçici rakamlardır), toplam
elektrik üretiminin %44.7’si doğalgazdan, %18.2’si yerli kömürden, %22.8’i hidrolik
kaynaklardan, %10’u ithal kömürden, %1.7’si sıvı yakıtlardan, %2.1’i rüzgardan ve
%0.5’i jeotermal ve biyogazdan sağlanmıştır. 2010 yılı ile kıyaslandığında özellikle
ithal kömür ve rüzgardan yararlanma oranı artarken, hidrolik başta olmak üzere sıvı
yakıtlar (lpg, nafta, fuel-oil) ve doğalgazın oranlarında düşme görülmüştür. EÜAŞ’ın
bu üretimde 2009 yılında sahip olduğu pay %46.1’den, 2010 yılında %45.2’ye, 2011
yılında ise %40.4’e düşerken, geri kalan %59.6’lık üretim ise özel sektör tarafından
karşılanmaktadır [12].
Türkiye, enerji sektöründe rekabete dayalı ve şeffaf bir piyasa yapısının
oluşturulması yönünde adımlar atmaya devam etmekte olup, Mart 2011’de Avrupa
Elektrik Piyasası ile tam uyumlu bir elektrik piyasasını uygulamaya koymuştur [7].
Özel sektöre açılan elektrik üretim sektöründe özellikle yenilenebilir enerji
kaynaklarına yönelik yürürlüğe konulan yasal düzenlemelerin etkisiyle, hidroelektrik
santral (HES) yapmak üzere Ocak 2012 itibariyle 15,582.1 MW’lık 543 santralın
inşaatı sürmektedir [13].
2004 yılı itibariyle 18 MW düzeyinde olan rüzgar enerjisi kurulu gücü ise 2009’da
753.7 MW’a, 2010 yılında 1265.6 MW’a, 2011 yılında 1691 MW’a ulaşmıştır.
Yenilenebilir Enerji ile ilgili Kanun’un yürürlüğe girmesinden sonra 3,489 MW kurulu
gücünde 92 adet yeni rüzgar projesine lisans verilmiştir [7].
EPDK verilerine göre [13] Ocak-2012 itibariyle proje fiili gerçekleşme yüzdesi %10’un
üzerinde olan inşa halindeki santralların listesi kaynak bazında Tablo-5’de yer
almaktadır. Buna göre inşa halindeki kapasite değerleri incelendiğinde, yakın
zamanda devreye girmesi planlanan kurulu güç kapasitesinin %53’ünün hidrolik
santrallara ait olduğu görülmektedir. Ardından doğalgaz (%16.5) ve ithal kömür
(%11.4) ile rüzgar (%6.3) santralları gelmektedir.
10

Tablo-5 Ocak-2012 itibariyle inşa halindeki santrallar, [13]
Yakıt/Kaynak Türü Santral
Sayısı *
İnşa halindeki
kapasite *
Hidrolik 247 8536.7 MW
Doğalgaz 13 2645.9 MW
İthal Kömür 2 1821,5 MW
Linyit 7 1595.4 MW
Rüzgar 24 1010.8 MW
Asfaltit 1 275.5 MW
Jeotermal 4 82.5 MW
Çöp Gazı 3 46.2 MW
Diğer Termik (Atık Isı) 2 16.3 MW
Biyogaz 2 3.1 MW
Toplam 305 16034 MW
*proje fiili gerçekleşme yüzdesi %10’un üzerinde olanlar listelenmiştir.
Tablo-6’da özel sektör tarafından 2011’de devreye alınan santrallar veya yeni santral
ünitelerinden en büyük kurulu güce sahip 10 tanesi listelenmiştir. 31.12.2011
itibariyle devreye alınan 129 özel sektör santralının toplam gücü 3701 MW’dır.
Tablo-6 : 2011’de devreye alınan özel sektör santralları/yeni santral ünitelerinden
bazıları
Sıra Santral Santral Sahibi Yakıt/Santral
Cinsi
1.
Bekirli Termik İçdaş Elek. En. Üretim ve
Santralı Yat.
İthal kömür
2.
Antalya DGKÇ
Santralı
Şehir
Kurulu Güç
(MW)
Çanakkale 600 (1x600)
Aksa Enerji Üretim A.Ş. Doğal gaz Antalya 600 (2x300)
3. Alkumru HES Limak HES Yat. A.Ş. Hidroelektrik Siirt 261 (3x87)
4. Yedigöze HES
Yedigöze Elek. Üretim ve Tic.
A.Ş.
Hidroelektrik Adana 155 (1x155)
5.
Hacınınoğlu
HES
6. Çakmaktepe
Enerjisa Enerji Üretim A.Ş. Hidroelektrik K.Maraş 142 (2x71)
Aliağa Çakmaktepe En.
Üretim A.Ş.
Doğal gaz İzmir 131 (15x8.73)
7.
Şanlıurfa OSB
Enerji Santralı
Rasa Enerji Üretim. A.Ş. Doğal gaz Ş. Urfa 117 (12x9.73)
8.
Bosen DGKÇ Bosen Enerji Elektrik Üretim
Santralı A.Ş.
Doğal gaz Bursa 93 (2x46.5)
9. Şah RES Galata Wind enerji Ltd. Ş. Rüzgar Balıkesir 93 (3x31)
10. Eşen-1 HES
Göltaş Enerji Elek. Üretim
A.Ş.
Hidroelektrik Muğla 60 (2x30)
2011-Toplam (129 santral)
3701 MW
Hızla artan elektrik talebini karşılamak ve ithalat bağımlılığından kaynaklı riskleri
azaltmak üzere 2023 yılına kadar, nükleer enerjinin de elektrik üretim kurulu gücü
kompozisyonuna %20 oranında dahil edilmesi planlanmaktadır [7]. Bu amaçla
Türkiye Cumhuriyeti ile Rusya Federasyonu Hükümeti arasında Mersin-Akkuyu
sahasında bir nükleer güç santralının tesisine dair yapılan anlaşma 27 Aralık 2010
tarihi itibariyle yürürlüğe girmiş durumdadır. Kendisine saha tahsis işlemi yapılan
11

tamamı Rus sermayeli Akkuyu Nükleer Güç Santralı Elektrik Üretim A.Ş tarafından
halihazırda Akkuyu Sahasında zemin etüt çalışmaları yapmaktadır. Bu anlaşma ile
toplam 4,800 MW gücünde VVER-1200 tipinde dört ünitelik bir nükleer santralın
kurulması öngörülmektedir. Diğer taraftan Sinop’ta da nükleer santral tesisine
yönelik olarak 2010 yılı içinde Türkiye ve G.Kore arasında müzakereler yürütülmüş
ancak bir anlaşma sağlanamamıştır. Devamında Japonya ile yine Sinop için
başlatılan görüşmeler ise Fukushima Kazası sebebiyle durdurulmuştur [7].
Önceki yıllarda yerli kömür kaynaklarının ekonomiye kazandırılması amacıyla TKİ
Genel Müdürlüğü uhdesinde bulunan kömür sahalarının santral yapma koşuluyla
ihaleleri yapılarak çalışmalarına başlanılan Bolu-Göynük, Eskişehir-Koyunağılı,
Şırnak-Silopi ve Şırnak-Merkez sahalarındaki projelerin tamamlanması
beklenmektedir [7]. Benzer şekilde, Afşin-Elbistan Havzası’nda C ve E sektörlerinde
bulunan linyit kaynaklarının elektrik üretimi amaçlı değerlendirilmesine ilişkin olarak
2012 yılında ihaleye çıkılması için çalışmalar devam etmektedir.
Yapılan çalışmalar sonucunda 2010 yılı sonu itibariyle tespit edilmiş bulunan yerli
enerji kaynakları potansiyelimiz aşağıdaki tabloda verilmektedir. 2009 yılına göre
değişen tek rakamın petrol rezervlerindeki 42.0 milyar tondan 44.3 milyar tona
(yaklaşık %5.5’lik bir artış) artış olduğu görülmektedir.
Tablo-7. 2010 Yılı İtibariyle Türkiye’nin Yerli Kaynak Potansiyeli *[14]
Kaynak
Potansiyel
Linyit
11.4 milyar ton
Taşkömürü
1.3 milyar ton
Asfaltit
77.5 milyon ton
Ham Petrol
44.3 milyon ton
Bitümler
1.6 milyar ton
Hidrolik
129.4 milyar kWh/yıl
Doğalgaz 6.2 milyar m 3
Rüzgar
48,000 MW
Jeotermal
32,100 MWt/yıl (600 MW’ı elektrik üretimine elverişli)
Biyokütle
8.6 Mtep
Güneş Enerjisi
32.6 Mtep
Doğal Uranyum
9,129 ton
* Değerler görünür, muhtemel ve mümkün rezervlerin toplamını vermektedir.
3. Elektrik Üretim A.Ş.’nin Elektrik Üretim Sektörü İçindeki
Yeri
Elektrik Üretim Anonim Şirketi Genel Müdürlüğü (EÜAŞ), enerji sektöründe elektrik
üretimi alanında faaliyet göstermekte olup, 11,422 personeli ile kamuya ait termik ve
hidroelektrik santralların işletilmesi, bakım, onarım ve rehabilitasyonlarının yapılması
faaliyetlerini yürütmektedir. Ayrıca Bakanlar Kurulunca görev verilmesi halinde yeni
üretim tesislerinin kurulması, işletilmesi ve kiralanması faaliyetlerini de yürütecektir.
12

EÜAŞ, 2011 sonu itibariyle, 11,639 MW kurulu güce sahip 80 hidroelektrik ve 12,561
MW kurulu güce sahip 19 termik santrala sahip olup, toplam 24,200 MW kurulu gücü
ile Türkiye kurulu gücünün %45.5’ini (2010’da %48.9) ve Türkiye elektrik enerjisi
üretiminin ise %40.4’ünü (2010’da %45.2) karşılamıştır. 2011 yılı sonu itibariyle
228.4 milyar kWh olarak gerçekleşen Türkiye elektrik üretimi miktarının 92,33 milyar
kWh’si EÜAŞ tarafından gerçekleştirilmiştir (Şekil-1 ve 2).
GWh
EÜAŞ
TÜRKİYE
220.000
200.000
180.000
160.000
140.000
120.000
161.956
176.300
191.558
198.418
194.813
211.208
228.431
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
0
73.462
84.530
92.276
97.717
89.454
95.532
92.333
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Şekil-1. Türkiye Elektrik Üretim Değerleri ve EÜAŞ’ın payı.
YİD
% 5.61
Serbest
Üretim
% 27.17
Otoprodüktör
% 5.13
İşl. Hak. Devri
% 2.00
EÜAŞ
% 40.42
Yap-İşlet
% 19.67
Şekil-2. 2011 Yılı Türkiye Üretiminin Kuruluşlara Göre Dağılımı
2011 yılında EÜAŞ termik santrallarının kapasite kullanım oranı %65.6,
emreamadelik oranı %83.3, hidrolik santrallarının ise kapasite kullanım oranı %36.4,
emreamadelik oranı ise %90.4 olarak gerçekleşmiştir (Tablo-8).
13

Tablo-8. EÜAŞ santrallarının kapasite kullanım oranları ve emreamadelikleri
Kapasite Kullanım Oranı Emreamadelik
2009 2010 2011 2009 2010 2011
Termik Santrallar 74.1 68.6 65.6 87.4 85.0 83.3
Hidrolik Santrallar 28.0 40.0 36.4 90.0 92.0 90.4
Elektrik üretim tesislerinin yanısıra EÜAŞ, 3 adet kömür sahası (Tablo-9) ve 6 adet
kireçtaşı sahası ruhsatına sahip olup, bunlardan Afşin/Elbistan Kışlaköy Kömür
İşletmesi EÜAŞ tarafından işletilmektedir.
Tablo-9. Kömür Sahaları
2011 sonu görünür rezerv miktarları
(milyon ton)
Afşin-Elbistan Kömür Havzası 4,350.1
Sivas/Kangal Kömür Havzası 91.5
Ankara/Çayırhan Kömür Havzası 255.9
Bu sahalarda 2010 yılında gerçekleştirilen toplam 32.01 milyon tonluk üretim miktarı,
2011 yılında 31.62 milyon ton olarak gerçekleşmiştir. Bu da yaklaşık %1.2’lik bir
azalışa karşılık gelmektedir (Tablo-10).
Tablo-10. 2009 – 2011 Döneminde Kömür Üretim Miktarları
Üretim Miktarı
(milyon ton)
2009 2010 2011
Afşin-Elbistan Havzası (Kışlaköy+Çöllolar) 27.34 21.59 21.27
Sivas/Kangal Kömür Havzası 3.81 5.03 4.83
Ankara/Çayırhan Kömür Havzası 5.12 5.39 5.52
TOPLAM 36.27 32.01 31.62
Termik ve hidroelektrik santralların kapasite, emreamadelik ve güvenilirliklerinin
artırılması maksadıyla, 2005 yılı başında rehabilitasyon çalışmalarına başlanmış
olup, rehabilitasyonların 2014 yılında tamamlanması planlanmaktadır.
Gerçekleştirilecek olan bakım, onarım ve rehabilitasyonlar ile mevcut üretim
kapasitesinin 13.9 milyar kWh düzeyinde arttırılması hedeflenmektedir.
14

4. Elektrik Üretim Piyasasındaki Rekabet Açısından Elektrik
Üretim A.Ş.’nin Değerlendirilmesi
Bu bölümde, öncelikle EÜAŞ’ın, Türkiye’nin girmeye aday olduğu Avrupa Birliği’nde
elektrik üretim sektöründe faaliyet gösteren en büyük 12 kuruluş ile seçilmiş bazı
kriterler üzerinden kıyaslanmasına çalışılmıştır. Seçilen bu kriterler, şirketlerin Tablo-
11’de yer alan sahip oldukları toplam kurulu güç ve toplam elektrik üretimi miktarları
ile Tablo-12’de yer alan satış değerleri ve personel sayısıdır. Ardından da bir kamu
şirketi olan EÜAŞ’ın Türkiye’de elektrik üretim sektöründe yer alan diğer üretim
gruplarıyla mukayesesi yapılmıştır.
Tablo-11’den görülebileceği üzere toplam kurulu güç açısından bakıldığında EÜAŞ,
AB’de faaliyet gösteren en büyük elektrik üretim şirketleri arasında ilk 10’da yer
alabilecek bir üretim portföyüne sahiptir. Ancak şunu da belirtmek gerekir ki bu
şirketlerden, E.On, Endesa, Enel, Fortum, GDF Suez ve Iberdrola gibi, bazıları
sadece Avrupa Birliği’nde değil ABD, Güney Amerika veya Rusya’da da elektrik
üretimi yapan uluslararası ölçekte faaliyet gösteren şirketlerdir. Bazıları aynı
zamanda doğal gaz sektöründe yer almakta ya da elektrik iletim veya ticareti
faaliyetlerini de yürütmektedir.
Tablo-11. Merkezi Avrupa Birliği’nde bulunan en büyük elektrik üretim şirketleri ile
EÜAŞ’ın, kurulu güç ve elektrik üretim miktarları açısından mukayesesi 1
Sahip Olduğu Toplam
Toplam Elektrik Üretimi /
Elektrik Satışı (TWh)
Kurulu Gücü (GWe)
2010 2011 2010 2011
EdF [18,19,41] (Fransa) 133.90 134.60 630.4 628.2
E.On [20] (Almanya) 68.48 69.56 1,030.4 1,144.8
RWE [21] (Almanya) 52.21 49.24** 311.2 294.6
Endesa [22,24] (İspanya) 40.14 40.09 130.5/ 138.7/
Vattenfall [25,42] (İsveç) 39.95 38.23 172.4 166.7/
Electrabel [26,40] (Belçika) 16,46 /97.08
GDFSuez*** [27] (Fransa) 75.81 90.00 325.7 359.0
Enel [28,29,30] (İtalya) 97.28 97.34 290.2 293.9
EnBW [31] (Almanya) 15.50 13,40 /146.9 59.5/155.7
Iberdrola [32] (İspanya) 44.81 46.03 153.6/ 145.1/
EÜAŞ (Türkiye) 24.20 24.20 95.5/ 92.3/
CEZ [35] (Çek Cum.) 15.00 15.10 68.4/ 69.2/
Fortum [36] (Finlandiya) 14.11 14.83 69.8/ 72.7/
*Avrupa Birliği Üyesi 27 ülkede üretilen toplam enerji 2009 sonu itibariyle 3183 TWh olup [15], 2015
yılında yaklaşık 3268 TWh olarak gerçekleşmesi beklenmektedir, EÜAŞ’ın üretmiş olduğu 92.3 TWh
elektrik üretimi AB’nin %2.8’ine denk gelmektedir.
** Biblis Nükleer Santralı’nın Almanya Hükümetince kapatılması sebebiyle 3 GW’lık düşüş meydana
gelmiştir.
*** GDFSuez’in değerleri, değişik şirketlerde sahip olduğu ortaklık yüzdelerine göre orantısal olarak
hesaplanmış değerlerdir.
1 Veriler, bahsekonu şirketlerin yıllık rapor ve diğer yayınlarından alınmıştır. Bu raporun hazırlandığı
tarih itibariyle henüz 2011 yılına ait raporları yayınlanmamış bulunan (kırmızı harflerle yazılı olanlar)
bazı şirketlerin ise 2009 ve/veya 2010 yılına ait raporlardaki verilerine yer verilmiştir.
15

Ayrıca, bu şirketlerin büyük kısmı ısı satışı, nükleer enerji ve yenilenebilir enerji
kaynakları da dahil enerji sektörünün hemen hemen tüm dallarında da faaliyet
göstermekte olup, EÜAŞ ise sadece doğal gaz, kömür ve hidroelektrik
santrallarından yararlanmaktadır.
Tablo-12. Merkezi Avrupa Birliği’nde bulunan en büyük elektrik üretim şirketleri ile
EÜAŞ’ın, satış rakamları ve çalışan sayısı açısından mukayesesi
Satışları
(milyar Avro)
Çalışan Sayısı
2010 2011 2009 2010 2011
EdF [17,18,19,41] (Fransa) 65,92 65.31 169,139 158,842 164,516
E.On [20] (Almanya) 92.86 112.95 85,108 85,105 78,889
RWE [21] (Almanya) 34.80 33.76 70,726 70,856 72,086
Endesa [23,24] (İspanya) 29.56 30.83 26,305 24,732 22,877
Vattenfall [25] (İsveç) 22.32** 20.07 40,026 38,180 34,685
Electrabel [26,40] (Belçika) 8,732 8,490
GDFSuez [27] (Fransa) 55.7 59.5 242,714 236,116 240,303
Enel [28,29,30] (İtalya) 64.05 81,208 78,313 75,360
EnBW [31] (Almanya) 15.01 16.19 20,914 20,450 20,959
Iberdrola [32] (İspanya) 29.79 31.72 32,424 29,643 32,809
EÜAŞ*** (Türkiye) 6.21* 4,25** 12,191 11,612 11,422
CEZ [33,34] (Çek Cum.) 6.93** 7.39 30,768 32,937 31,400
Fortum [36] (Finlandiya) 6.30 6.16 13,278 11,156 11,010
*Bağlı Ortaklıklar dahil
**(Hesaplamalarda 2010 yılı için 1 € = 1.999 TL = 9.5694 SEK = 25.29 CZK, 2011 yılı için 1 € =
2,3336 TL = 9.0215 SEK = 24.59 CZK olarak alınmıştır, Kaynaklar: [25], [33] ve T.C Merkez Bankası)
*** EÜAŞ çalışan sayısı, “tam zamanlı çalışan hizmet alımı personeli” sayılarını içermemektedir.
Aynı şirketlerin 2010 yılındaki verileriyle kıyaslandığında ise, EdF, RWE, Vattenfall ve
Fortum dışında, EÜAŞ dahil olmak üzere 6 şirketin 2011 yılında net satışlarında
azalma görülmektedir. 2010-2011 döneminde toplam elektrik üretim miktarlarında,
EÜAŞ, RWE, Vattenfall, EdF ve Iberdrola hariç olmak üzere, diğer şirketlerde, E.On
(%11) ve GDFSuez (%10) başta olmak üzere, artışlar yaşanmıştır.
2009-2010 dönemi incelendiğinde, global krizin etkisiyle, CEZ, RWE ve E.On dışında
tüm şirketlerin personel sayılarında belirgin azalışlar kaydedilmişti. 2010-2011
döneminde ise EdF, RWE, GDFSuez, EnBW ve Iberdrola dışında kalan şirketlerde
personel sayısındaki azalma sürecinin, dolayısıyla krizin etkilerinin, devam ettiği
görülmektedir.
Avrupa Birliği ülkelerinde, elektrik piyasasının serbestleşme ölçüsü olarak ele
alınabilecek olan, “ülkedeki en büyük elektrik üreticisinin kendi ülkesindeki pazar
payı” oranları açısından bir değerlendirme yapıldığında Malta ve Kıbrıs Rum
Kesimi’nde tekel (%100), Yunanistan, Estonya ve Fransa’da ise tekele yakın
(sırasıyla %92, %90, %87) bir elektrik piyasası hakimken, Polonya’da en büyük
üretici toplam elektrik üretiminin sadece %18.1’ine sahiptir. Polonya’nın ardından en
liberal piyasaların Finlandiya, İngiltere ve Almanya’da olduğu söylenebilir. En hızlı
liberalleşen ülke olarak İrlanda ortaya çıkmaktadır. 1999’da %97 olan oran 2009’a
16

gelindiğinde %37’ye inmiş durumdadır [15]. Türkiye’de de benzer bir durumdan
sözedilebilir. Zira 2002 yılından bu yana en büyük üretici konumundaki EÜAŞ’ın
%59.76’lik pazar payı 2011’e gelindiğinde %40.4’e inmiş durumdadır [16].
Danimarka’da ise en büyük üretici %36’lık payını %47’ye çıkarmış durumdadır [15].
EÜAŞ’ın Türkiye’deki konumuna bakıldığında ise gerek kurulu güç olarak gerekse de
elektrik üretim değerleri açısından lider konumda olduğu görülmektedir (Tablo-13)
[16].
Tablo-13. Türkiye’deki kurulu güç ve elektrik üretim miktarlarının gruplara göre
dağılımı 2
Kurulu Güç
(MW)
Enerji Üretimi
(GWh)
2010 2011 2010 2011
Termik 8,690.9 8,690.9 37,880.9 36,660.1
EÜAŞ
Hidrolik 11,677,9 11,639.1 41,337.4 36,849.0
Toplam 20,368.8 20,330,0 79,258.3 73,509.1
EÜAŞ’ın Bağlı
Ortaklıkları
Termik 3,834.0 3,870.0 16,274.1 18,823.4
Mobil Santrallar Termik 262.7 0.0 0.0 0.0
İşletme Hakkı Termik 620.0 620.0 4,323.6 4,437.1
Devredilen Hidrolik 30.1 68.3 - 128.6
Santrallar Toplam 650.1 688.3 4,323.6 4,565.6
Yap-İşlet
Santralları
Termik 6,101.8 6,101.8 45,218.1 44,937.9
Yap-İşlet-Devret
Santralları
Serbest Üretim
Şirketleri
Otoprodüktör
Santralları
Türkiye Toplamı
Termik 1,449.6 1,449.6 10,051.8 9,325.4
Hidrolik+Rüzgar 989.8 970.2 3,524.2 3,484.5
Toplam 2,439.4 2,419.8 13,576.0 12,809.9
Termik 8,815.9 11,164.0 31,525.9 47,006.3
Hidrolik+Rüzgar 3,908.3 5,642.9 8,584.2 15,070.5
Toplam 12,724.2 16,806.9 40,110.1 62,076.9
Termik 2,597.7 2,473.3 11,221.3 10,436.7
Hidrolik+Rüzgar 545.4 545.4 1,226.2 1,271.4
Toplam 3,143.1 3,018.7 12,447.5 11,708.1
Termik 32,372.2 34,369.6 156,495.8 171,627.0
Hidrolik+Rüzgar 15,831.2 18,865.8 54,711.9 56,804.1
Toplam 49,524.1 53,235.4 211,207.7 228,431.0
Bunun yansıması olarak EÜAŞ, elektrik üretiminden satışlarda, İstanbul Sanayi
Odası’nın verilerine göre 2008-2010 döneminde 3 yıldır 2.sırada yer almaktadır.
Aynı listede yer alan “üretim şirketleri”nden, 1642 MW kurulu güce sahip Enerjisa
Enerji Üretim A.Ş. 124., 1565 MW kurulu güce sahip Aksa Enerji Üretim A.Ş. 117.
sırada yer alırken, İçdaş Çelik Enerji ve Tersane ve Ulaşım San. A.Ş.’nin 1005 MW
değerle 9. ve 658 MW kurulu güçle Akenerji Elektrik Üretim A.Ş.’nin 274. sırada
olduğu açıklanmıştır. Aşağıdaki tablodan görülebileceği üzere, Elektrik Üretim A.Ş.
hariç olmak üzere elektrik üretim şirketleri, diğer endüstri dallarında faaliyet gösteren
2 2011 yılı değerleri henüz kesinleşmemiştir.
17

pekçok şirketle birlikte düşünüldüğünde, bir önceki yıla göre ISO listesinde daha alt
sıralarda yer almışlardır (Tablo-14).
Tablo-14. Türkiye’de elektrik üretim sektöründe faaliyet gösteren büyük şirketlerin
İstanbul Sanayi Odası verilerine göre son 3 yıla ait sıralamaları
ISO-
2011
ISO -
2010
ISO-
2009
Şirket
Kurulu
Güç-
2011
(MW)*
Kurulu
Güç-
2010
(MW)**
- 2 2 2 Elektrik Üretim A.Ş. 24,200 24,203
↓ 9 11 8 İçdaş Çelik Enerji Tersane ve Ulaşım San. A.Ş. 1,005 405
↓ 117 79 330 Aksa Enerji Üretim A.Ş. 1,565*** 1,511
↓ 148 102 159 Park Termik Elektrik San. Tic. A.Ş. 620 620
↓ 153 139 169 Camiş Elektrik Üretim A.Ş. 285 285
↓ 169 85 84 Bis Enerji Elektrik Üretim A.Ş. 410 410
↓ 124 101 97 Enerjisa Enerji Üretim AŞ. 1,642 1,385
↓ 185 114 100 Zorlu Enerji Elektrik Üretim A.Ş. 508 508
↓ 221 146 141 Entek Elektrik Üretimi A.Ş. 305 305
↓ 274 112 74 Akenerji Elektrik Üretim A.Ş. 658 658
* 31.12.2010 itibariyle
** 31.12.2011 itibariyle
*** Lisans sahibi grup şirketlerinden Baki Elektrik Üretim Ltd. Şti, Deniz Elektrik Üretim Ltd.
Şti ve Rasa Enerji Üretim A.Ş’ye ait santrallar dahil değildir.
Ancak, EÜAŞ’ın kurulu gücünde 2010 yılına göre 2011 yılında çok küçük bir artış
yaşanırken, aynı yıllarda özel sektörde artış oranları 2010 yılı için %23.2, 2010 yılı
için ise % 14.7 olarak gerçekleşmiştir. Elektrik üretiminde ise, EÜAŞ tarafında 2010
yılında yaşanan %6,79’luk artış, yerini 2011 yılında %3.35’lik bir azalışa bırakmıştır.
Özel sektörün elektrik üretim rakamları ise 2010 yılında %9.79’luk bir artışı
gösterirken, 2011 yılında artış devam etmiş ve %17.6 olarak gerçekleşmiştir. Elektrik
Piyasası Kanunu’nun kısıtlamasından dolayı EÜAŞ yeni santral yapamamaktadır.
Dolayısıyla önümüzdeki yıllarda, özel sektörün devreye alacağı yeni santrallarla
elektrik piyasasında çok daha fazla pay sahibi olacağı görülmektedir.
18

Kaynaklar:
1. Uluslararası Enerji Ajansı (IEA), “World Energy Outlook 2011”.
2. ABD Enerji Bilgi İdaresi (EIA), “International Energy Outlook 2011”, Eylül 2011..
3. Avrupa Komisyonu, “European Energy and Transport, Trends to 2030, 2009
Update”, Ağustos 2010.
4. Avrupa Birliği, “EU Energy and Transport Figures, Statistical Pocket Book 2010”.
5. “Worldwide Look at Reserves and Production”, Oil & Gas Journal, 1 January
2012.
6. BP, “Statistical Review of World Energy”, Haziran 2011.
7. T.C. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanı Taner YILDIZ’ın Bakanlığın 2012 Bütçesini
T.B.M.M Genel Kuruluna Sunuş Konuşması.
8. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, “2010 Yılı Genel Enerji Dengesi Tablosu”,
http://ww.enerji.gov.tr.
9. BOTAŞ, “2010 Yılı Faaliyet Raporu”.
10. Güray B.Ş., “Elektrik Sektöründe Arz-Talep Analizleri, Beklentiler ve Hedefler”,
11. Uluslararası Enerji Arenası, Kasım 2009.
11. TEİAŞ, “Türkiye Elektrik Enerjisi 10 Yıllık Üretim Kapasite Projeksiyonu (2011-
2020)”, Kasım 2011.
12. TEİAŞ, “2010 Yılı Aylık Üretim İstatistikleri”, http://www.teias.gov.tr.
13. EPDK, “EPDK’dan lisans almış olan inşa halindeki projelerin ilerleme durumları”,
http://www2.epdk.org.tr/lisans/elektrik/ilerleme_proje.htm, son erişim: 26 Mart
2012.
14. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, “Mavi Kitap”, Ankara-2011.
15. Eurostat, “Energy, Transport and Environment Indicators”, 2011 Edition.
16. EÜAŞ, “2010 Yıllık Rapor”.
17. EDF, “2011 Management Report”.
18. EDF, “EDF Group, 2010 At A Glance”.
19. EDF Group, “2010 Annual Report”, http://www.edf.com.
20. E.On, “2011 Annual Report”.
21. RWE, “Annual Report 2011”.
22. Endesa SA, “Consolidated Management Report for the ended 31 December
2011”, 29 Şubat 2012.
23. Endesa SA, “ELE Financial Results 2011”, 29 Şubat 2012.
24. Endesa SA, “Endesa FY 2011 Results”, 29 Şubat 2012.
25. Vattenfall, “2011 Annual Report”.
26. Electrabel, “Activities and Sustainable Development Report 2010”.
27. GDFSuez, “Registration Document 2011”, sayfa 12-25, 300.
28. ENEL, “2010 Sustainability Report”
29. ENEL, “2011 Results & 2012 – 2016 Plan” Sunumu. http://www.enel.com
30. ENEL, “Annual Report 2010”, 2010.
31. EnBW, “Annual Report 2011”.
32. Iberdrola, “Results 2011, Quarterly Report”. http://www.iberdrola.es
33. CEZ Group, “Consolidated Financial Statements” 31 Aralık 2011.
34. CEZ Group, “Conference Call on 2011 Financial Performance of CEZ Group
2009”, 28 Şubat 2012, Prag.
35. CEZ Group, “Press Conference on CEZ Group 2010 Financial Results”, 28 Şubat
2011, Prag.
36. Fortum, “Annual Report 2011”. http://annualreporting.fortum.com/financials-
2011/key-figures, Son erişim: 30 Mart 2012.
19

37. TEİAŞ, “Türkiye Elektrik Enerjisi 10 Yıllık Üretim Kapasite Projeksiyonu (2010-
2019)”, Ekim 2010.
38. Avrupa Birliği DG-Ener-A1, “Energy Statistics for EU-27-Countries Factsheets”,
http://ec.europa.eu/energy/publications/statistics/, son erişim 23 Mart 2012.
39. TEİAŞ Yük Tevzi Daire Başkanlığı, “İşletme Faaliyetleri Raporu - 2011 Yılı Özeti”,
www.teias.gov.tr, Son Erişim 26 Mart 2012.
40. Electrabel, “Company Profile-Key Facts”,
http://www.electrabel.com/whoarewe/companyprofile/corebusiness.aspx
41. EDF Group, “2011 Reference Document, Annual Financial Report”, Nisan 2012.
42. Vattenfall, “Vattenfall At a Glance”, Vattenfall’s Introduction Pack, 2011.
20