ENERJİ PAZARI VE POLİTİKA DEĞERLENDİRMESİ

 

Coğrafya ve nüfus:

Nüfus 1995’te 62.2 milyon, 1973-95 arasında %2.2, 1990-95 arası %1.6 artmış. Kentlere ve daha ziyade Batı’ya göç olmakla beraber, taşra nüfusunun artmaya devam edip 2010’da 25 milyona ulaşması, öte yandan İstanbul (13m), Ankara (3.2m), İzmir (2.7m) gibi kentlerin nüfusunun da artmaya devam etmesi bekleniyor.

 

Ekonomik durum, enerji arz ve talebi:

1995 yılında GSMH 165b$, kişi başına 2800$, PPP’ye göre 6300$.  1973-95 arasında reel GSMH yılda %4.2 büyümüş, (IEA ülkelerinde %2.5).  Bu arada ekonomik yapı önemli oranda değişmiş; tarımın payı azalırken servis sektörününki artmış.  1995 yılında tarım, balıkçılık ve ormancılık GSMH’nın %15’ini, sanayi ve inşaat %32.6’sını, hizmet sektörü ise %52.4’ünü oluşturmuş.  Başta AB’den ithalat olmak üzere dış ticaret gelişmiş. 1990’da ithalat ve ihracatın %44 ve 55’i AB ile iken bu oranlar 1995’de %71 ve 51.4’e ulaşmış, 1995’de gümrük birliğine girilmiş.

 

GSMH artışıyla beraber toplam birincil enerji arzı (TBEA) artmış, 1973-95 arasında yılda %4.4 artarak (IEA Avrupa ortalaması %0.8) TBEA’nın 2000’de 90 ‘milyon ton petrol eşdeğeri’ne (mtpe), 2010’da ise 155 mtpe’ye ulaşması bekleniyor.  !995’teki talebin en büyük kısmını (%47.6) petrol oluşturmuş, 1970’e kadar var olmayan doğal gaz ise 1995’te 5.8 mtpe’ye ulaşmış.

 

Enerji üretimi 1994’e göre az bir artışla 1995’te 26.1 mtpe’ye ulaşmış.  Petrol ve doğal gaz üretimi nisbeten az olup esas yerli enerji kaynağını, çoğu linyit olmak üzere kömür oluşturmaktadır ve 1995 üretimi 10.7 mtpe’dir.  Linyit üretimi 1980’lerin başlarında artmış, fakat artık bir dengeye varmıştır.  Mevcut öngörüler linyit üretiminin hızla artarak 2000’de 24.4, 2010’da da 35.2 mtpe’ye ulaşacağı yönündedir.

 

1995’te, hidroelektrik hariç yenilenebilir enerji kaynakları 7.2 mtpe’yi bulmuş, bunun esas kısmı olan 7 mtpe’yi odun, hayvan ve bitki artıkları, 0.14 mtpe’yi jeotermal, kalanını da güneş enerjisi oluşturmuştur.  Hidroelektrik üretimi son yirmi yılda anlamlı artışlar göstermiş ve 1995’te 3.1 mtpe’ye ulaşmıştır.  Hidroelektriğin 2000’de 3.6 ve 2010’da 6.7 mtpe’ye ulaşması beklenmekte, jeotermal enerji için 2010’da 5.7 mtpe hedeflenmektedir.

 

Ekonomi hızla büyürken enerji üretiminin dengeye varması enerji ithalatının hızla artmasına yol açmıştır.  1973-95 arasında net enerji ithalatı yılda yaklaşık %7 artarak 1995’te 37.2 mtpe’ye, 1973’te TBEA’nın %36’sını oluştururken 1995’te %60’ına ulaşmıştır.  Mevcut öngörüler linyit üretimini arttırmak suretiyle bu oranı koruyabilmek yönünde iken, bu üretim geçen on yılda stabilize olmuştur ve ileriye yönelik üretim tahminleri geri çekilmektedir.  Petrol ithalatının 1995’te 27.2 mtpe’den 2000 yılında 29.8 mtpe’ye, doğal gaz ithalatının ise aynı dönemde 5.7 mtpe’den 18 mtpe’ye ulaşması beklenmektedir.

 

Son yıllarda elektrik temin kapasitesi talepteki büyümeye ayak uyduramamış ve bazı bölgelerde sıkıntılar yaşanmaya, sonuç olarak da hükümetler elektrik üretimi için özel sermaye aramaya başlamıştır.

 

Enerji politikasi hedefleri:

Enerji politikasının beş yıllık kalkınma planlarındaki değişmez hedefleri:

1.    Ekonomik ve sosyal gelişmeyi desteklemek amacıyla yeterli, güvenilir ve ekonomik enerji teminini garantilemek,

2.    Enerji temininde güvenliği sürdürmek,

3.    Artan enerji talebini karşılayabilmek üzere yeterli yatırımları teşvik etmek şeklinde belirlenmiştir.

 

Ayrıca, ekonomik gelişmeyi tehlikeye sokmayacak çevresel iyileştirmeler son yıllarda artan ilgi görmektedir.

 

Enerji Yönetimi Organizasyonu ve Sanayi:

Enerji konuları Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı’nın (ETKB) sorumluluğu altındadır.  Çevre Bakanlığı çevre alanındaki esas koordinasyon kurumudur.  Doğrudan başbakanlığa bağlı olan Devlet Planlama Teşkilatı (DPT), ilgili KİT’lere danışmak suretiyle, üretim ve ithalat dahil olmak üzere enerji ihtiyaçlarını değerlendirir,  yıllık yatırım kararlarını alır.  Keza doğrudan Başbakan’a bağlı olan Özelleştirme İdaresi satışa çıkarılacak olan teşekküllerden sorumludur ve bunları özelleştirme için hazırlar.

 

Türkiye’de enerji sektörü esas olarak, KİT’ler aracılığıyla devletin mülkiyeti altındadır. Elektrik alanında TEAŞ üretim ve iletimden, TEDAŞ dağıtımdan sorumludurlar.  Petrol alanında TPAO rafineri öncesi üretim ve teminden, TÜPRAŞ rafineri işlemlerinden, Petrol Ofisi de ürün dağıtımından sorumludur.  Kömür alanında TKİ linyit, TTK taşkömürü üretiminden, BOTAŞ ise petrol ve doğal gaz naklinden sorumludurlar.  Bu kuruluşlar, BOTAŞ hariç, yasal olarak tekel olmamakla beraber çok büyük pazar paylarına sahiptirler.

 

KİT’lerin çoğu Hazine’nin sermaye yardımlarına ve devletin yatırım garantilerine bağımlıdırlar.  Baraj inşaatlarında finansmanı devlet kendisi sağlamakta, TTK’nın zararlarını hazine kapatmaktadır.

 

Özelleştirme programı:

Yüksek enflasyon düzeyi ve kamu borçlarındaki artış Türk hükümetinin karşısındaki iki ana ekonomik sorunu oluşturmaktadır.  Tüketici fiyat endeksindeki artış yakın zamanlarda %60'ın üzerinde seyretmiş olup 1995'te %96.4 ve 1996'da %78 olarak gerçekleşmiştir.  Kamu Borçlanma İhtiyacı (PSBR) 1995 yılında GSMH'nın %7'sine ulaşmış olup büyüyen bütçe açıkları Türkiye'nin enflasyon sorununu arttırmıştır.

 

Büyük bütçe açıklarının nedenlerinden birisi KİT'lerin kayıplarıdır.  Tümüyle kamu mülkiyetinde olan ve doğrudan hükümete bağlı bulunan 35 tane KİT vardır.  1993 yılında KİT'lerin yarattığı katma değer GSMH'nın %6.8'i, aynı kitlerin toplam sabit yatırımlar içindeki payı %8'dir.  KİT'lerden bazıları büyük zararlar etmiş ve açıklarını Hazine fonlarıyla kapatmışlardır.  TMO, ŞEKER, TEKEL, TCDD, TEAŞ, TEDAŞ, TDÇİ ve TTK'dan oluşan 8 KİT kamu zararlarının büyük kısmını oluşturmuşlardır.  1990'ların ortalarından itibaren KİT kayıplarının azaltılması Hükümet'in stabilizasyon ve yapısal reform planlarının önemli bir parçasını oluşturmaktadır.  Özelleştirme, İşletme Haklarının Transferi (Transfer Of Operating Rights-TOOR), Yap-İşlet-Devret (Build Operate Transfer-BOT), Yap-Sahiplen-İşlet (Build Own Operate-BOO) gibi modeller araç olarak tasarlanmaktadır.

 

Hükümet enerji sektöründe özelleştirme üzerinde şu amaçlarla çalışmaktadır:

1.) Bütçe gelirlerini arttırmak,

2.) Talep tahminlerini karşılayabilmek için gerekli yatırımlara özel sermayenin katılımını arttırmak ve bu sayede kamu yatırımlarına ilaveler sağlamak,

3.) Yönetimi iyileştirmek ve enerji temin maliyetlerini azaltmak.

 

Özelleştirme programı kapsam, zamanlama ve organizasyon açısından çeşitli kereler değiştirilmiş olup, 1997 başlarında enerji alanında şu eylemleri kapsamaktadır:

1.) Elektrik sektöründe özel yatırımcıların yeni üretim santralları kurup 20-30 yıl sürelerle işletebilmeleri için YİD/YSİ (BOT/BOO) programları oluşturulmuştur.  TEAŞ'ın bazı üretim santrallarının işletme hakları halen özel sektöre devredilmektedir.  TEDAŞ 29 bölgesel sisteme ayrılmış olup her sistemin işletim hakları özel sektöre devredilmektedir,

2.) Petrol alanında Tüpraş ve Petrol Ofisi'nin özelleştirilmeleri planları vardır,

3.) Doğal gaz alanında BOTAŞ bir KİT olarak kalacaktır, fakat hükümet doğal gaz ithalat ve dağıtımı konusundaki yasal tekeli kaldırmayı, sonuç olarak bağımsız bir denetimci kurmayı tasarlamaktadır,

4.) Kömür alanında linyit madenlerinden ikisi kömür sağladıkları elektrik santrallarına devredilmişlerdir.  Hükümet linyit madenlerinin işletme haklarını özel sektöre devretmeyi planlamaktadır.

 

Enerji fiyatlandırması:

Enerji fiyatları ilke olarak KİT’ler tarafından belirlenmekte, fakat fiyatlarla ilgili kararlar hükümetin onayını gerektirmektedir.  KİT’ler büyük pazar paylarına sahip olduklarından, rakipleri de çoğu zaman KİT’lerinkiler düzeyinde fiyat belirlemektedirler.

 

Hükümet enerji fiyatlarını sosyal hedeflere yönelik olarak kullanmaktadır.  Örneğin konutlar için elektrik fiyatları, artmış olmakla beraber, halen sanayi ile yaklaşık aynı düzeydedir.  1994 yılında “Öncelikli Gelişme Alanları”ndaki elektrik fiyatları ülke genelinin %14 altında belirlenmiştir.  Fiyatlar genelde, elektrik firmalarının gerekli karları yapabilmeleri açısından çok düşüktür.

 

Taşkömürü alanında enerji fiyatları temin maliyetlerini karşılamamaktadır.  TKİ yıllar süren işletme zararlarının ardından 1995 yılında, fiyat artışları ve maliyet indirimleri sayesinde kar edebilmiştir.  Petrol alanında hükümet, rafineri öncesi fiyatları belirlemekte ve ürün fiyatlarını, Türk lirasının devalüasyonu veya uluslararası petrol fiyatlarındaki bir artışın ardından sistematik olarak arttırmamaktadır.  Sonuç olarak Tüpraş geçici zararlara uğramaktadır.   Doğal gaz alanında sanayi ile konut sektörü arasında, bu ikincisinin lehine çapraz sübvansiyon vardır.

 

Süregiden reform süreci bu fiyatlandırma sisteminin şu şekilde rasyonelleştirilmesine yol açabilir:

1.) Elektrik sektöründe Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından, özel üreticilerin tüketiciye, pazarlığa tabi fiyatlarla satış yapmasına izin verilebilir.

2.) Gaz alanında yeni tartışılmakta olan düzenlemeler sayesinde, büyük tüketicilere, BOTAŞ’ın altyapısını kullanmak suretiyle kendi temin edicilerini seçme imkanı verilecektir,

3.) Hükümet petrol alanında, yurtiçi petrol ürünü fiyatlarını uluslararası fiyatlara bağlayan bir fiyatlandırma mekanizması kurmayı planlamakta, ayrıca TÜPRAŞ rafinerilerini daha fazla rekabet yaratabilmek için satmayı tasarlamaktadır.

 

Enerji vergileri:

Hampetrol ithalatına vergi uygulanmamaktadır.  Ürün ithalatları; ithalat, rafineri öncesi ve tüketim aşamalarında vergilendirilmektedir. Tüketim (excise) vergisi ve Fiyat İstikrar Fonu kesintisi ithal ve rafineri sonrası ürün fiyatlarına uygulanmaktadır.  Ocak 1996’da AB’den ithal edilen ürünlere uygulanan gümrük vergileri kaldırılmıştır.  Petrol ürünleri dahil olmak üzere yakıt tüketimine uygulanan KDV, ticari alanda iadeye tabi değildir.  Dizele ve kurşunsuz benzine, kurşunlu benzine uygulanandan daha az vergi uygulanmaktadır.  LPG’ye uygulanan vergi diğer petrol ürünlerine oranla düşüktür.

 

Hükümet petrol ürünlerinin vergilendirme sistemini değiştirmeyi düşünmektedir.  KDV hariç vergiler sabitlenecek ve tüketim vergisi ile Fiyat İstikrar Fonu kesintileri birleştirilecektir.

 

Diğer yakıtlar için gümrük vergisi veya Fiyat İstikrar Fonu kesintisi yoktur.  Kömür ve doğal gaz için tüketim vergisi yoktur, doğal gaz için KDV daha düşüktür.  Hükümet halen, maliyetleri içselleştirmek (‘internalize’) için bir CO2 vergisi uygulamayı düşünmemektedir.

 

Değerlendirme:

Türk enerji sektörünün işleyişi geleneksel olarak üç ana ilkeyi izlemiştir:

1.) Enerji sektörünün ana aktörleri KİT’ler olmuş ve kararlar, başta DPT olmak üzere merkezileşmiştir,

2.) Enerji fiyatları hükümet tarafından, genellikle sosyal hedeflere yönelik olarak, ya belirlenmiş veya etkilenmiştir,

3.) Enerji fiyatları ayrıca makroekonomik politikaları yürütmek için kullanılmış, örneğin petrol ürünlerinin fiyatları enflasyonu sınırlayabilmek amacıyla düşük tutulmuştur.

4.) Fiyatlandırma politikası Türk ekonomisi üzerinde olumsuz bir etki yaratmıştır. Enerjinin maliyet altında fiyatlandırılması suretiyle konutların satın alma gücünün arttırılmasını amaçlayan sosyal fiyatlandırma politikası, kamu harcamalarını arttırıp bütçe açıklarını büyütmüştür.  Bu durum enflasyon hızında artışlara ve sonuç olarak da hanelerin satın alma gücünün azalmasına yol açmıştır.  Bu politikanın sürdürülmesi imkansız hale gelmiş ve 1990’larda hükümet haklı olarak, KİT zararlarını azaltmak suretiyle bütçe açıklarını ve enflasyonu azaltmaya yönelmiştir.

 

Düşük enerji fiyatları enerji tüketiminde verimsizliklere ve enerji ithalatında artışlara yol açabilmektedir.  Düşük fiyatlar ayrıca belirsizlikleri arttırıp potansiyel yararları azalttığı için, enerji verimliliği konusundaki yatırımları ve enerji temininde özel yatırımları güçleştirmektedir.  Enerji fiyatlarındaki çarpıklıklar yakıtlararası rekabeti de çarpıtmakta ve kaynakların verimsiz dağılımına yol açarak, sonuç itibariyle ekonomiye zarar vermektedir.

 

Bu durumu düzeltmek için fiyatlandırma politikasının pazara yönelik olarak belirlenmesi lazımdır.  Öncelikle fiyatların Hükümet tarafından, arz yetersizliğine yol açacak düzeyde belirlenmemesi, çapraz sübvansiyonların ortadan kaldırılması gerekir.  Serbest bir pazar oluştuğu takdirde enerji fiyatları bu pazarda oluşmalı, kamu sübvansiyonları kaldırılmalıdır.  Sosyal refah, enerji fiyatlarını çarpıtarak iyileştirilemez.  Bunun yerine düşük gelirli ailelere doğrudan yardım gibi daha verimli politikalar kullanılabilir, ki bunlar enerji tasarrufuna da engel olmaz.

 

KİT’ler en azından özerkleştirilmeli, kamu mülkiyeti devam etse bile, yönetimleri siyasi müdahalelerden arındırılmalıdır.  Ayrıca özel sektörün enerji alanında teşvikiyle rekabetin arttırılmasına çalışılmalıdır.

 

Hükümet, başta doğal gaz olmak üzere kaynaklarını çeşitlendirmeye çalışmaktadır ve yerli kömür üretimini sübvanse etmek suretiyle bütçe açıklarını arttırıp, bazı alanlarda çevre tahribatına yol açmıştır.

 

Aşağıdaki önlemler hem daha maliyet etkin olup, hem de temin güvenliğini azaltmayacak, hatta arttıracak niteliktedir:

1.) Petrol ve doğal gaz üretiminin önemli oranda artacağı Hazer Havzası’na yakın olan Türkiye’nin bu kalemlerdeki ithalatını arttırıp kaynaklarını çeşitlendirmesi mümkündür. Petrol ve doğal gaz tüketiminin gelecekte hızla artması beklendiğinden, en önemli husus bu olsa gerektir.

2.) Türkiye geniş bir hidro ve jeotermal potansiyele sahip olup bunları geliştirmek niyetindedir.  Ülke ayrıca nükleer santrallar kurarak enerji çeşitliliği sağlamayı tasarlamaktadır.

3.) Enerji fiyatlarını pazar düzeylerine çıkarmak, enerji verimini arttırıp tüketim ve ithalatını azaltacaktır.  Güç üretiminde verim artışı birincil yakıtlara olan talebi de azaltacaktır.

4.) Kömür ithalatı bu kaynaktan elektrik üretiminin maliyetini düşürecektir.  Güvenilir temin ediciler çok sayıda olduğundan, artan kömür ithalatının temin güvenliğini azaltmaması gerekir.

 

Motorin vergisi kurşunsuz benzininkine oranla düşük olup, motorin kullanımının artışı kentlerde ciddi hava kirliliği sorunlarına yol açmıştır.  Kurşunsuz benzine uygulanan vergi kurşunluya uygulananın biraz altında olmakla beraber, aradaki fark önemsizdir.  Yüksek ve düşük kükürt düzeyli ağır fuel oil vergileri arasında fark yoktur.  Kömür, petrol ürünlerine oranla daha az vergilendirilmiştir.  Hükümet çevresel dış maliyetleri (externalities) düzeltmeye çalışmalıdır.

 

Genel Enerji Politikası Önerileri:

Hükümet:

1.) Enerji fiyatlarının maliyetleri yansıtmasını sağlayacak etkin önlemler almalı ve çapraz sübvansiyonları kademeli olarak kaldırmalıdır,

2.) KİT’leri özelleştirmeli, en azından özerkleştirmelidir,

3.) Enerji sektörünü liberalleştirmeye devam etmeli ve özelleştirme süreciyle düzenleyici reformları kolaylaştıracak bir yasal çerçeve oluşturmalıdır,

4.) Maliyet etkin yöntemler üzerinde odaklanarak enerji temin güvenliğini sağlamalıdır,

5.) Dış maliyetleri (externalities) kapsamak amacıyla enerji vergilerini kullanmaya yönelmelidir.


ENERJİ SON KULLANIMI VE VERİMLİLİK

 

Enerji Son Kullanımındaki Eğilimler

 

Enerji tüketimi eğilimleri:

1995 yılında toplam nihai tüketim (TNT), 1994’e göre %10.8 artarak 48.7 mtpe’ye yükselmiştir. Bu artış 1994 yılındaki, büyük oranda GSMH’deki %5.5 küçülmeden kaynaklanmış olan %6.8’lik düşüşten sonra gelmiştir.  1973-95 arasında TNT yılda ortalama olarak %4 artarak ikiye katlanırken, aynı dönemde GSMH da yılda ortalama olarak %4.2 oranında (IEA-Avrupa ortalaması %0.6) büyümüştür.

 

1995 yılında petrolün TNT içindeki payı %53 düzeyinde olup, 1973’teki %47.6 oranının hayli üzerinde ve IEA ile kıyaslanabilir düzeydedir.  Türkiye’nin yakıt tüketim yapısında bu yirmi yılda gerçekleşen en önemli değişiklik, elektrik ve doğal gaz tüketiminin artması olmuştur.  1995 yılında elektriğin payı %11.5, doğal gazınki %5.7’dir.

 

Enerji tüketiminin sektörel ayırımına bakıldığında, 1973-95 döneminde tüketimin en hızlı olarak sanayi sektöründe ve yılda ortalama %6 arttığı (IEA-Avrupa’da azaldı) görülmektedir.  1995 yılında sanayinin TNT’deki payı %35’e ulaşmış olup, bu durum sanayileşmenin ve ağır sanayide uzmanlaşmanın göstergesidir.  1995 yılında sanayi GSMH’nın %27’sini (1973’te %20’sini) oluşturmaktadır.  Oransal düşüşüne rağmen petrol bu sektördeki ana yakıttır, doğal gazın payı hızla artarak 1995’te %9.6’ya ulaşmıştır.

 

1973-95 döneminde ikinci en hızlı büyüyen sektör, %4.6’lık ortalama yıllık oranla ulaşım sektörü olmuştur.  (1960-95 arasında tüketim yedi kat artmış, IEA-Avrupa’da üç kat.) Karayolu taşımacılığının ulaşım sektöründeki enerji tüketim payı 1995 yılında %90’dır.  Otomobil sayısı son on yılda 3 kat, 1973’ten bu yana da 10 kat artmıştır.  Fakat 1995 yılında her 100 kişi başına araç sayısı, diğer OECD ülkelerinde 40-50 iken Türkiye’de hala 8’dir.

 

Yük taşımacılığının yaklaşık %75’i karayoluyla yapılmaktadır.  1985-95 arasında demiryolu taşımacılığı durağanlaşırken, kamyon sayısı %70 artmıştır.  Aynı dönemde minibüs ve otobüs sayısı önemli oranda artarken, trenle yapılan yolcu kilometresi hafif artmış, demiryolu uzunluğu ise aynı kalmıştır.

 

1995 yılında konut/ticaret sektöründe enerji tüketimi 19.4 mtpe olup, TNT’nin %40’ını oluşturmaktadır.  Yenilenebilir enerji kaynakları %35’le başta gelmekte ve bu kalemin; %34.6’sı biyokütle, hayvan ve bitki atıklarından, %0.3’ü jeotermalden, %0.1’i güneş enerjisinden oluşmaktadır.  Elektrik tüketimi 1960-95 arasında otuz kat (IEA-Avrupa’da beş kat) artmış, elektriğin payı 1973’te %3’ten 1995’te %13’e yükselmiştir.

 

Mevcut resmi tahminler nihai tüketimde, esas olarak endüstriyel tüketimde beklenen hızlı artış nedeniyle hızlı bir artışa işaret etmektedir.

 

GSYH’ya oranla enerji tüketimindeki eğilimler:

Enerji yoğunluğu 1990 kurlarıyla TBEA/GSYH (toplam birincil enerji arzı/GSYH) olarak hesaplandığında 1973 yılından beri aynı kalmış, TYT/GSYH (toplam yakıt tüketimi/GSYH) şeklinde hesaplandığında ise biraz azalmışıtır.  Enerji yoğunluğunun 2005 yılına kadar hızla artması ve bu tarihten sonra hafif azalması beklenmektedir.  Elektrik yoğunluğu hızla artmıştır ve beklentilere göre, artmaya devam edecektir.  Enerji yoğunluğu IEA-Avrupa’ya göre yüksek görünmekle beraber bu durumun, ekonomi kısmen kayıtsız olduğundan ve/veya TL kurunun düşük olması ihtimalinden dolayı GSMH’nin düşük görünmesinden kaynaklanıyor olması mümkündür.

 

GSMH’nın hesaplanmasında satın alma paritesi kullanıldığı takdirde enerji yoğunluğu, enerji fiyatlarının nominal olarak uluslararası fiyatlarla kıyaslanabilir ve hatta bunlardan düşük olmasına rağmen hane gelirine göre yüksek olması nedeniyle, IEA-Avrupa’dan düşük çıkmaktadır.  Fakat Türkiye’de enerji verimliliğini arttırmak için yapılacak çok şey vardır.  Ulaşım sektöründe, elektrik iletim ve dağıtımında, binalarda ciddi enerji kayıpları vardır.

 

Enerji Tasarrufu ve Verimlilik Politikası

Enerji verimliliği konusundaki ana hedefler Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı (ETKB) tarafından belirlenmekte, enerji verimliliğini geliştirme yönündeki hükümet etkinlikleri Enerji Tasarrufu Koordinasyon Kurulu (ETKK) tarafından koordine edilmektedir.  ETKB’na bağlı olan Elektrik İşleri Etüt İdaresi 1981 yılından beri yenilenebilir enerji verimliliği ve enerji kaynakları konularındaki çalışmalardan sorumlu olup, 1992 yılında bu birimin bünyesinde Ulusal Enerji Tasarrufu Merkezi (UETM) kurulmuştur.  DPT de keza, ulusal planları oluştururken enerji verimliliği politikalarını hesaba katmaktadır.

 

Nihai kullanım verimliliği ile ilgili kamu bütçesi, esas olarak UETM’nin; araştırma, enerji değerlendirmeleri, yayın ve profesyonel eğitim konularındaki harcamalarıyla ilgili küçük bir bütçedir. ETKK enerji tasarrufu konusundaki kamuya yönelik kampanyalardan sorumludur.

 

1995 yılında UETM, AB’nin de katılımıyla, sanayi, konut ve ulaşım sektörlerindeki tüketimin daha iyi tahmin edilebilmesi için bir modelleme sistemi geliştirmiştir.  İlk sonuçlara göre Türkiye’de yılda 13.2 mtpe tasarruf imkanı vardır.  Bu çalışmaya paralel olarak UETM ve DİE, ayrıntılı enerji tüketim veri tabanını geliştirmek üzere işbirliği başlatmışlardır.  Özellikle DİE, bu veri tabanını 1997 sonunda tamamlayabilmek amacıyla, yılda 500 tpe’den fazla enerji tüketen 1300 imalatçı firmaya anketler göndermiştir.

 

Sanayi ve DSM

UETK büyük endüstriyel kuruluşlarda yöneticilerin isteğine bağlı olarak enerji değerlendirmeleri yapmıştır.  Yöneticiler kurulun önerilerini uygulayıp uygulamamakta serbesttir.

 

ETKB 1995 yılında bu değerlendirmeleri geliştirmek üzere 2 ktpe'nden fazla enerji kullanan, maden sektörü de dahil olmak üzere kamu veya özel sanayi kuruluşlarına yönelik olarak, tesis içerisinde bir enerji yönetim organizasyonu oluşturulması için tavsiye mahiyetinde önerilerde bulunmuştur:

1.) En büyük tüketiciler birer Enerji Kontrol Komitesi, küçük kuruluşlar ise birer Enerji Yöneticisi seçmek durumundadır,

2.) ETKB ya profesyonel eğitim sağlayacak veya bu kuruluşlarda yürütülecek eğitim için yetki verecektir,

3.) Bu kuruluşların yöneticileri enerji değerlendirmelerini 3 yıl içinde tamamlamak durumundadır ve sonuçlar ETKB'na sunulacaktır.

4.) Bu kuruluşlar, işletme sırasındaki enerji verimlerini iyileştirmek ve tesislerin genişletilmesi veya modernleştirilmesi sırasında bu hedefi gözetebilmek için benimsenen önlemleri ETKB ile birlikte almak durumundadır,

5.) Kuruluşlar sözkonusu önlemlerin sonuçlarını gözlemek ve tesis tarafından üretilen üç ana ürünle ilgili enerji tasarruflarının gelişimi hakkında ETKB'na yıllık raporlar vermek durumundadır.

6.) ETKB enerji tasarrufu alanında 250 mühendisin profesyonel eğitimini üstlenmiştir.  Güç sektöründeki enerji verimini iyileştirmek için ETKB, TEDAŞ ve TEAŞ elemanlarından oluşan bir DSM çalışma grubu oluşturulmuş olup, bu grubun  1997'de ETKB'na bir rapor sunması beklenmektedir.

7.) Hükümet ayrıca kojenerasyon projelerine finansal çekicilik kazandırmayı tasarlamaktadır. 1995 yılında yapılan bir inceleme, doğal gaza dayalı otoprodüktörlerin sadece 2143 Gws enerji üretmiş olduklarını göstermiştir.

 

Konut ve ticari sektörler:

Türkiye 1985 yılında yeni binalarda ısı izolasyonu ile ilgili zorunlu standartlar benimsemiştir.  Fakat yeni binalardaki ısı kayıpları 200 kws/m2 olarak tahmin edilmiş olup, ortalama Avrupa değerlerine göre yüksektir.  TSE bu denetlemeleri daha etkin kılabilmek ve AB denetimlerine uydurmak için yöntemler aramaktadır.  Bu yeni standartların 1997 yılında devreye girmesi beklenmektedir.

 

Odun, kömür veya fuel oil kullanan ısıtma kazanları ve sobaların, satılmadan önce ısı verimiyle ilgili birer sertifika almaları gerekmektedir.  Hükümetin ev aletleri için AB'nin minimum enerji performans standartlarını benimsemesi sözkonusudur.

 

Ulaşım sektörü:

ETKB tarafından yapılan bir inceleme, kitle ulaşım araçlarının enerji performansının iyileştirilmesi suretiyle ulaşım sektöründe %15'lik bir iyileştirme potansiyeli bulunduğunu göstermiştir.  Bu nedenle çeşitli önlemler düşünülmektedir:

1.) Hükümet modern lokomotiflerin sayısını ve elektrikli rayların uzunluğunu arttırmayı planlamakta, ayrıca DDY'nın işletme verimini arttırıp kayıplarını azaltmayı tasarlamaktadır.

2.) Ankara metrosunun ilk etabı Eylül 1996'da açılmış olup halen genişletilmekte, İstanbul'da bir diğerinin inşası devam etmektedir.

 

Eleştiri:

Türkiye'de enerji verim önlemlerinin uygulanmasından sağlanabilecek yararlar büyüktür:

1.) Enerji verimi iyileştirmeleri sanayinin rekabet gücünü arttırıp hanelerin enerji harcamalarını azaltır,

2.) Verim artışları tüketici gelirinin serbest kalan kısmını arttırır,

3.) İyileştirmeler enerji tüketimini, CO2 ve diğer kirleticileri, enerji ithalat ve bağımlılığını azaltır.

 

Özellikle elektrik, kömür ve petrolde pazar fiyatlarına yönelinmesi, genel enerji verimini yükseltmek için zemin oluşturabilecek, enerji talebindeki büyümeyi azaltıp verimlilik yatırımlarını teşvik edecektir.

 

Verimli ve kapsamlı bir vari tabanının oluşturulması çabaları, enerji tüketimini dürtükleyen faktörlerin daha iyi anlaşılmasını sağlayacak, hükümete yol gösterecektir.

Elektrik alanında kaynaklar şebeke kayıplarını azaltmaktan ziyade kapasite ilavesi için ayrılmış görünmektedir ve bu iki yaklaşımın kıyaslamalı maliyetlerine bakmakta yarar vardır. DPT’nin enerji yatırım kararları ve enerji verimliliği stratejileri ile daha yakın bir koordinasyona ihtiyaç vardır.

 

Enerji verimliliğini arttırmak için bazı sektörel önlemler de alınabilir:

1.) ETKB firma bazındaki enerji değerlendirmelerini yaygınlaştırıp firmaları sonuçlar hakkında bilgilendirmeli, diğer ülkelerdeki uygulamalardan haberdar etmelidir,

2.) Elektrik fiyat artışları, adil ve şeffaf şebeke ücretleri, bağımsız bir regülatör makamının kurulması, bu tür projelerin onay süreçlerinin açıklığa kavuşması kojenerasyonu teşvik edecek, bu alandaki sübvansiyon ihtiyacını ortadan kaldıracaktır.

3.) Merkezi ısıtma projelerinin karara bağlanmasından önce ısı talebi konusunda bir araştırma yapılmalıdır.

4.) Konut/ticaret sektöründe yeni, kapsamlı ve zorunlu yapı şartnameleri hazırlanmalı, yeni binalarla kapsamlı tadilatlarda uygulanmalıdır.  Özellikle, sahipleri tarafından çoğunlukla kiralandıkları için enerji verimi açısından yatırıma değer bulunmayan ticari binalara uygulanan standartlara öncelik verilmelidir.  Yapı şartnameleri ülkedeki iklim çeşitliliğine ve taşradaki inşaat yöntemlerine uygun hale getirilmelidir.  Enerji danışmanlığı hizmetlerine, mimarlar ve müteahhitler için profesyonel eğitime yönelik finansman da önemlidir.  Yapı izolasyonu için vergi indirimleri, uzun vadeli düşük faizli teşvik kredileri de düşünülebilir.  Son olarak da şartnamelerin denetimi kuvvetlendirilmelidir.

5.) Hükümet yerli ev aletlerini enerji verimi açısından etiketlemeli, bu etkinlik kamuyu bilgilendirme faaliyetleriyle desteklenmelidir.  AB deneyimlerinden yararlanmak suretiyle, kademeli olarak sıkılaştırılan minimum enerji standartları uygulanabilir.

6.) Ulaşım sektöründe, özellikle kentlerdeki kitle ulaşım yatırımları, kentlerdeki hava kirliliği ve trafik sorunlarının da hafifletilebilmesi açısından arttırılarak sürdürülmeli.  Bu sektördeki enerji verimliliğini arttırmak için ayrıca, halen mevcut olan periyodik emisyon denetimleri ve araç testleri, özellikle otobüsler için dikkatle uygulanmalıdır.

 

Enerji üretimi konusunda linyit alanında planlanan üretim artışları, tüketim konusunda ise, geçmiş eğilimlerden farklı olarak artması beklenen enerji yoğunluğu gözden geçirilmelidir.

 

Enerji verimliliği alanında öneriler:

Hükümet;

1.) Enerji fiyatlarının maliyetleri yansıtmasını sağlamalı ve sosyal amaçlarla fiyatlandırmadan vazgeçmeli,

2.) Yatırım kararlarında enerji tasarruflarıyla ilgili muhasebeyi iyileştirmeli ve yönetim içi politikaları daha iyi koordine etmelidir,

3.) Kamuoyunu enerji verimliliğinin yararları konusunda ve bunu başarmanın yolları hakkında aydınlatmak,

4.) Tüm büyük sanayi kuruluşlarını enerji verimlilik programına dahil etmek ve bu programın sonuçlarını dikkatle değerlendirmek, küçük kuruluşları da enerji tasarrufuna teşvik etmek,

5.) Kojenerasyonun gelişmesi için yönetim kolaylıkları sağlamak ve merkezi ısıtmayı gözönünde bulundurmak,

6.) Farklı iklimlere ve taşra koşullarına uygun, yeni yapılar veya kapsamlı tadilatlar için zorunlu yapı şartnameleri benimsemek,

7.) Ev aletleri için minimum enerji standartları belirlemek ve aletleri bu açıdan etiketlemek,

8.) Başta metropol alanlarda olmak üzere kitle ulaşım araçlarına yatırımları, arttırarak sürdürmek.

 

PETROL

 

Petrol Tüketimi:

1973-95 arasında petrol arzı yılda ortalama %4 artmış ve 1995 yılında nihai tüketim, 1994'e oranla %13.6 artarak 26 mtpe’ye ve nihai enerji tüketiminin %53'ten fazlasına ulaşmıştır.

 

1973 yılında petrolün elektrik üretimindeki payı %50'den fazla iken bu pay 1995'te, kömür, doğal gaz ve hidronun artışı nedeniyle %7'den aşağı düşmüştür.

 

1995 yılında en büyük petrol tüketicisi ulaşım sektörüdür.  1973'ten bu yana tüketim en hızlı bu sektörde artmış, 1973'teki 4.5 mtpe düzeyinden kalkıp 1995'te 11.1 mtpe’ye ulaşmıştır.  1995 yılında en büyük pay, kamyon taşımacılığının önemi nedeniyle, 5.8 mtpe ile otomotiv dizel tüketiminindir.  Toplam benzin tüketimi 1995'te 4.6 mtpe olup, kurşunsuz benzin tüketimi 1990-95 arasında 10,700 tep'den 172,300 tep'e çıkmıştır.  1973-95 döneminde otomotiv dizel tüketimi dört, benzin tüketimi ise üç kat artmıştır.

 

Türkiye; İtalya, Fransa ve İspanya'dan sonra Avrupa'nın dördüncü en büyük LPG tüketicisidir.  Doğal gaz tüketimindeki artışa rağmen, LPG tüketimi geçen on yıl içerisinde yılda ortlama %8 artarak, 1995 yılında 2.4 milyon tona ulaşmıştır ve bu tüketimin artmaya devam etmesi beklenmektedir.

 

ETKB tahminlerine göre toplam petrol tüketimi yavaşlayan bir hızla artmaya devam edecektir.  Sanayi ve konut/ticaret sektöründe petrol tüketimi artmaya devam edecek, fakat talep artışının büyük kısmını kömür ve doğal gaz tüketimi oluşturacaktır.

 

Kamu kuruluşları:

Petrol sektöründe dört şirket vardır: Üretim ve aramadan oluşan rafineri öncesi sektörde TPAO, rafineri işlemlerini yapan Tüpraş, petrol ürünlerinin dağıtıcı ve pazarlayıcısı olan Petrol Ofisi, petrol ve gaz ulaşımından sorumlu bulunan ve 1995 yılına kadar TPAO'nun bir alt şirketi iken, artık bağımsız bir KİT haline gelmiş olan BOTAŞ.

 

TPAO, Tüpraş ve Petrol Ofisi monopol olmamakla beraber en büyük pazar paylarına sahip iken, BOTAŞ yasal olarak tekel statüsüne sahiptir.

 

1990'ların başlarında hükümet Tüpraş ve Petrol Ofisi'ni özelleştirmeye karar vermiş ve 1991 yılında ilk aşama olarak Tüpraş hisselerinin %2.17'si halka satılmıştır.  1995 yılında özel sektör payı %3.59'a çıkmıştır.  Petrol üretimi, rafineri ve dağıtım alanlarında, küçük bazı özel Türk firmaları ve yabancı firmalar da aktiftir.

 

Petrol Üretimi, İthalat, Rafineri ve Dağıtım

Üretim:

1995 yılında petrol üretimi 3.6 mtpe olup talebin %12.2'ini karşılamaktadır.  Üretim 1990'ların başlarından itibaren azalmaya başlamıştır.  Petrol çoğunlukla, ağır ve yüksek sülfürlü petrol çıkan Güneydoğu alanlarında üretilmektedir.  Ülkenin kuzebatısında diğer bazı alanlar da vardır.   Jeoloji genellikle karmaşık olup üretim maliyetleri yüksektir.  Alanların doğal fakirleşmesi nedeniyle üretimin azalmaya devam etmesi beklenmektedir.

Rafineri öncesi sektörde dördü Türk olmak üzere 25 şirket vardır.  1995 yılında TPAO yerli petrolün %73'ten fazlasını üretmiş, onun ardından %16 payla Shell gelmiştir.  %7.4 de, TPAO ve ARRCO ile TPAO ve Shell ortaklıklarına aittir.  Aynı yıl Mobil-Dorchester %2.8 üretmiştir.  1996 yılında Shell ve Mobil Türkiye'deki arama ve üretim şirketlerini yabancı şirketlere satmışlardır.

 

İthalat:

1973-95 arasında net petrol ithalatı üç mislinden fazla, 1990-95 arasında da %30 artarak 1995 yılında 27.2 mtpe’ye ulaşmıştır.  1990 öncesinde en büyük sağlayıcı Irak iken, 1990 yılındaki BM ambargosundan sonra Suudi Arabistan ve İran'dan ithalat artmıştır.  Bu iki ülke 1995 yılı ham petrol ithalatının üçte ikisini sağlamıştır.  Petrol ürünü ithalatı artmış, ihracatı ise, rafinerilerdeki kapasite fazlalığının azalmasına paralel olarak azalmıştır.

 

Yerli üretimin azalması beklendiğine göre petrol ithalatının, talepteki hızlı büyümeyi karşılayacak biçimde artmaya devam etmesi gerekmektedir.

 

Rafinasyon:

Türkiye'de toplam kapasitesi 32 mt olan beş rafineri bulunmaktadır.  Tüpraş bunlardan Aliağa, İzmit, Kırıkkale ve Batman olmak üzere dördünün ve toplam kapasitenin %85'ten fazlasının sahibidir.  Mersin'deki Ataş rafinerisi Shell, Mobil ve Türk Petrol'ün ortak yatırımıdır.

 

Rafineri sektöründe, Kırıkkale rafinerisinin 1986 yılında tamamlanmasından bu yana fazlalık var iken, bu fazlalık talepteki hızlı artş nedeniyle erimiştir.  Rafinerilerin kapasite kullanım oranı 1988'de %75 iken, 1995'te %84.5'e tırmanmıştır.

 

Türkiye'deki rafineri kapasitesi diğer IEA ülkelerine oranla düşüktür.  Fakat Tüpraş 1986 yılında, rafinerilerinin kapasitesini arttırmak ve ürünlerinin kalitesini yükseltmek amacıyla 1.8 milyar dolarlık bir modernizasyon planı başlatmıştır.  Bu plan aynı zamanda kurşunsuz benzinle, kükürt düzeyi düşük motorin ve fuel oil üretimini de öngörmektedir.

 

DPT tarafından onaylanan planın finansmanı, uluslararası  kurumlardan gelen uzun vadeli kredilerin de katılımıyla Tüpraş tarafından sağlanmıştır.  Artan petrol talebi nedeniyle ETKB ayrıca, 2005'ten önce tamamlanması öngörülen 5 mt/yıl kapasiteli iki rafineri inşa etmeyi planlamaktadır.

 

Hampetrol boru hatları BOTAŞ'ın sahipliği ve işletimi altında olup, petrol ürünü hattı yoktur.  Ana boru hatları:

1.) Irak'tan Ceyhan'a uzana 71 mt/yıl kapasiteli iki boru hattı.  1990'da Irak'a karşı uygulanan ekonomik ambargo bu hatların kapatılmasına yol açmıştır.  Türkiye bu iki boru hattının beş yıl süreyle kapalı kalmasının maliyetinin 30 milyar dolardan fazla olduğunu sanmaktadır.  BM'in, Irak'ın altı aylık süreyle 2 milyar dolarlık petrol satmasına izin veren 986 sayılı kararı ile birlikte bu hatlar 1996 Aralık ayında açılmıştır.

2.) Batman alanlarından Dörtyol limanına uzanan 3.5 mt/yıl kapasiteli hat, (ayrıca Selmo alanından Batman rafinerisine uzanan 42 km'lik hat),

3.) Ceyhan'dan Kırıkkale rafinerisine uzanan 5 mt/yıl kapasiteli hat.

 

Dağıtım ve depolama:

1996 yılında Türkiye'de 13 dağıtım şirketi varken, ulusal dağıtım şirketi olan Petrol Ofisi'nin payı %50 civarında bulunmaktaydı.  Petrol Ofisi'nden sonra Mobil ve Shell ana dağıtıcıları oluşturmaktadır.

 

Petrol depolama üniteleri esas olarak Petrol Ofisi'ne ait olmakla beraber, bazıları yabancı olan pek çok diğer şirket de kapasite inşa etmekte ve bunlar ülkenin özellikle, en hızlı büyüyen ve ana tüketim alanlarını oluşturan Batı kesiminde yer almaktadır.

 

Politika ve Düzenlemeler

Rafineri öncesi düzenlemeleri:

Daha önce üretimlerini Tüpraş'a satmak zorunda olan yerli petrol üreticilerine 1990 yılında üretimlerinin %35 kadarını ihraç etme imkanı tanınmıştır.  Ham petrolün fiyatı hükümet tarafından, aynı kalite ham petrolün fiyatına göre ve ithal petrolün rafinerilere nakil maliyetini de hesaba katmak suretiyle hesaplanmaktadır.

 

Hükümet yerli arama ve üretimi teşvik amacıyla 1996 yılında üretimin %12.5'una karşı gelen imtiyaz vergisini (royalty) benimsemeyi düşünmektedir  Yeni vergi üretimle birlikte azalmalı ve küçük üretim alanları için daha düşük olmalıdır.

 

Petrol ürünü fiyatları:

Yerli ürün fiyatları 1989 yılında serbest bırakılmış olmakla beraber Tüpraş tarafından belirlenen rafineri sonrası fiyatların hükümetçe onaylanması gerekmektedir.  Petrol ürünü ve özellikle de motorin fiyatları bazen, TL'nin devalüasyonu veya uluslararası petrol fiyatlarında önemli artışlar gibi arttırılmalarını gerektiren durumları yansıtmamaktadır.  Örneğin 1996 yazında uluslararası fiyatlar arttığında hükümet Tüpraş'tan rafineri sonrası fiyatlarını arttırmamasını istedi.  Sonuç olarak, rafineri çıkışı ürün fiyatları uluslararası fiyatların altında belirlendi.  Dağıtım aşamasındaki ürün fiyatları pazarda belirlenmekte, fakat Petrol Ofisi'nin büyük pazar payı dolayısıyla diğer kuruluşlar, pazar paylarını kaybetmek istemediklerinden dolayı daha üst düzeyde fiyat belirleyememektedirler.  Bu şirketler istasyon başına düşen satışlarını arttırmak suretiyle maliyetlerini düşürmeye çalışmaktadırlar.  Ulaşım tarifeleri BOTAŞ ile boruların kullanıcıları arasında pazarlığa tabidir

 

Hükümet rafineri sonrası ve parekende fiyatlar için bir maksimum değer hesaplamak üzere bir fiyat formulü belirlemeyi düşünmektedir.  Bu formül uluslararası fiyatları, TL'nin dolara göre kurunu ve muhtelif arz masraflarını göz önüne alacaktır.

 

İthalat ve ihracat denetimi:

Ham petrol ve ürün ticareti 1989'da liberalleştirilmiştir.  İthalat lisansları, asgari depolama kapasitesine sahip olan tüm rafinerilere ve dağıtıcılara verilmiştir.  1996 yazında yerli ürün fiyatları dünya fiyatlarının altında iken Ataş, ürünlerini ihraç etmek için gerekli olan belgeleri almakta zorlanmıştır.

 

Petrolde Acil Durum Önlemleri

Türk Ulusal Acil Durum Paylaşma Organizasyonu'nun tesisi ve yönetimi için gerekli yasal yetki, Acil Durum Planlama ve Yönetimi ile ilgili Başbakanlık emrine dayalı olan ETKB İç Sirküleri'nden kaynaklanmaktadır.  Ulusal Korunma Yasası ve Ulusal Güvenlik Yasası hükümete acil durumlarda her türlü talep frenleme programını uygulama yetkisi vermektedir.  Gerekli görüldüğü takdirde hükümet ham petrol dışındaki sıvı yakıtların alımını, satış ve dağıtımını denetleyebilmektedir.

 

Akaryakıt Fiyat İstikrar Fonu (AFİF), 89/14264 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ile kurulmuştur.  Bu karara göre tüm petrol ürünü ithalatçıları acil durumlar için, yıllık ithalatlarının en az 60 günlük eşdeğeri kadar ürün stoğu bulundurmak zorundadırlar.  Ayrıca 6326 sayılı Petrol Yasası'na göre, rafinerilerdeki kapasitenin inşası ve genişletilmesi için yapılan müracaatlara ilaveten, stoklama planları ve rafineri yeterlilikleri ve ülkedeki tüm petrol ve doğal gaz etkinlikleri ETKB'ndaki Petrol İşleri Genel Müdürlüğü tarafından incelenmek durumundadır.

 

1995 yılında 90 günlük bir taahhüte ulaşılması yönündeki bu son yasaya ilaveten 1995 Ağustos'unda da dağıtım firmalarına en az 10 günlük stok bulundurma yükümlülüğü getirilmiştir.  Bir altkriz durumunda IEA yönetimindeki bir stok eritme olayına katılmak açısından yasal hiçbir engel yoktur.

 

Petrol tüketimi ve ithalatındaki hızlı artışa rağmen Türkiye'nin acil durum rezervleri, ithalat günü sayısı ile ölçüldüğünde, önemli miktarda artmıştır.  1995 sonundaki acil durum stokları 90 günlük net ithalat hacminin üzerindedir.  1997 Ocak ayında ise 85 günlük net ithalat eşdeğeri düzeyindedir.

 

Transit Petrol

Türkiye Hazer petrolünün geçişi açısından büyük bir potansiyele sahiptir.  1995 yılında Novorosisk, Tuapse ve Odessa'dan gelen yaklaşık 60 mtpe Rus petrolü Boğazlardan geçmiştir.  Ayrıca Sovyetler Birliği'nin dağılmasından sonra Orta Asya ve Transkafkaslar’da petrol üretimi için birkaç ortaklık kurulmuştur.  Rezervler, üretim ve ihracat potansiyeli hakkındaki tahminler çeşitli olmakla beraber, gelecekteki ihracat düzeylerinin yüksek olacağı konusunda fikir birliği vardır.  Yeterli boru hattı kapasitesi inşa edildiği takdirde Azerbaycan ve Kazakistan'ın 1995'teki 10.5 mtpe’lik ihracatının 2010 yılında 120/140 mtpe’ye çıkacağı tahmin edilmektedir.

 

Azerbaycan'dan transit petrol:

Azerbaycan'ın bilinen rezervleri 1.5 milyar tpe düzeyde olup uluslararası konsorsiyumun üretiminin yılda 20-40 mtpe’ye ulaşması beklenmektedir.  Azeri petrol şirketi olan Socar ile yabancı şirketler arasında petrol arama ve üretimi için çeşitli anlaşmalar imzalanmıştır.  Esas anlaşma Azerbaycan Uluslararası İşletme Şirketi ('Azerbaijan International Operating Company-AIOC') ile imzalanmıştır.  Eylül 19944'te Azeri hükümeti ile bir şirketler konsorsiyumu arasında Şirag ve Ezeri alanlarından, Hazer Denizi'nin Azerbaycan bölümünü oluşturan Güneşli sahasının derin su kısmından petrol üretmek üzere bir anlaşma imzalanmıştır.  Sözkonusu şirketleri içeren AIOC bu anlaşmadan sonra kurulmuştur.  Muhtelif değişikliklerden sonra 1997 yılı başında katılımcıların hisseleri şu şekildedir: BP-%17.1, Amoco-%17, Pennzoil-%4.8, Itochu-%3.9, Ramco-%2.1 ve Delta-Nimir-%1.7.

 

Üretimin ilk aşamasının 1997 sonunda 4 mtpe/yıl olması ve tümünün Türkiye'de tüketilmesi beklenmektedir.  1997 başında üretim 10,000 v/g'dür.  Ekim 1995'te bu ilk üretimin iki hat arasında paylaştırılması kararlaştırılmıştır:

1.) Baku'dan başlayıp Rusya (ve Çeçenistan) üzerinden Karadeniz'deki Novorosisk'e uzanan 'kuzey' hattı.  Azeri petrolu daha sonra İstanbul Boğazı'ndan geçirilecektir  Baku ile Novorosisk arası 1400 km'dir.  Bu hat 1993 yılında tamamlanmış bulunan ve Rusya'dan Baku'ya petrol taşımakta kullanılmış olan 9 mtpe kapasitelik hattı kullanacaktır.  Novorosisk'te 30 mtpe/yıl kapasiteli yeni tesisler kurulacaktır.  Yatırım tutarının 56 milyon dolar olacağı tahmin edilmektedir.

2.) Gürcistian üzerinden Supsa limanına uzanan 'batı' hattı.  Baku-Supsa arasındaki mesafe 925 km olmakla beraber, Gürcistan üzerinden yeni bir boru hattının ve Supsa'da yeni tesislerin inşası gerekmektedir.  10 mtpe/yıl kapasiteli bu hattın gerektirdiği yatırımın 230 milyon dolar düzeyinde olacağı, fakat taşıma maliyetinin Baku-Novorosisk hattından daha düşük olacağı sanılmaktadır.

 

Üretimin ikinci aşamasındaki ‘esas petrol’ün Hazer alanından uluslararası pazarlara taşınması için daha fazla ihracat kapasitesine ihtiyaç vardır.  Şu seçenekler düşünülmektedir:

1.) Hazer ham petrolünün Akdeniz sahilindeki Ceyhan limanına ulaştırılması için iki hat düşünülmektedir.  Bu proje 'Hazer-Akdeniz ham petrol hattı projesi' olarak bilinmektedir.  Ceyhan terminali 120 mtep/yıl'lık bir kapasiteye ve süpertankerleri kabul imkanına sahiptir.  Hat Gürcistan veya Ermenistan ve Nahçivan üzerinden geçecektir.  Hattın planlanan kapasitesi Kazak petrolü için 20 mtpe/yıl ve Azeri petrolü için 25 mtpe/yıl olmak üzere toplam 45 mtpe/yıl, uzunluğu ise Baku'dan Ceyhan'a 1500 km'dir.  Türk hükümeti bu hattın, en ucuz maliyetli ve sınırsız tanker ulaşımına en kısa hattı oluşturduğunu vurgulamaktadır. Fizibilite ve Çevresel Değerlendirme çalışmaları Dünya Bankası tarafından finanse edilmektedir.

2.)  Diğer seçenekler arasında, Baku'dan kalkıp İran üzerinden geçen bir hattın inşası ve 'erken' petrol için tasarlanmış olan hatların geliştirilmesi vardır.

 

Kazakistan'dan transit  petrol:

Petrol ve gaz arama ve üretimi için çeşitli ortaklıklar arasında en önemlisi Tengizchevroil'dir.  Bu şirket Tengiz bölgesindeki petrol alanlarını geliştirmeyi amaçlamaktadır.  Chevron ve Mobil, gelecek 40 yıl içerisinde 20 milyar dolarlık bir yatırım gerektiren bu projenin esas yabancı ortaklarıdır.  Üretimin 1998 yılında 25 mtpe olması ve 2010 yılına kadar 50 mtpe’ye çıkması beklenmektedir.

 

Hazer Boru Hattı Konsorsiyumu ('Caspian Pipeline Consortium-CPC') 1992 yılında kurulmuş olup1997 başlarında Kazakistan'da petrol arama ve üretim faaliyetlerine katılan bir dizi önemli şirketi içermektedir: Rusya (%24), Kazakistan (%19), Cehvron (%15), Lukoil (%12.5), Mobil (%7.5), Rosneft (%7.5), Oman (%7), British Gas (%2), Agip (%2), Oryx (%1.8) ve Munigaz (%1.8).  CPC Tengiz'den başlayan ve Hazer Denizi'nin kuzeyinden geçip Novorosisk'te inşa edilecek olan yeni bir ihracat terminaline uzanan bir hattı tercih etmiştir.  Hat Çeçenistan'dan geçmeyecek şekilde değiştirilmiş ve Komsomolsk'tan Kropotkin'e uzanan bir hat üzerinde karar kılınmıştır.  Kazak ve daha sonra da Azeri petrolü için kullanılacak olan 75 mtpe kapasitelik hattın toplam maliyetinin 1.2-1.5 milyar dolar olacağı hesaplanmıştır.

CPC'nin devamı yönünde ana anlaşma Aralık 1996'da imzalanmıştır.

 

İstanbul Boğazı'ndan transit petrol:

Kazakistan ve Azerbaycan kaynaklı petrolün Karadeniz üzerinden ihracatının artması, bu petrolün yılda 120-140 mtpe'lik bir kısmının Bulgaristan, Romanya, Ukrayna ve Yunanistan'a yönelecek olmasına rağmen, İstanbul Boğazı'ndan artan miktarlarda petrolün geçmesine yol açacaktır. Bu boğazdan daha fazla transit petrol geçişini önlemek için çeşitli öneriler oluşturulmuştur.

1.) Türkiye, Ceyhan limanına uzanan bir boru hattı seçeneğini savunmuştur,

2.) İstanbul Boğazı üzerinden bir boru hattının inşası önerilmiştir.  Türkiye ve Azerbaycan'daki Batılı şirketler tarafından yaptırılan bir çalışmaya göre 25 veya 75 mtpe kapasiteli bir hat, 575 veya 1100  milyon dolara malolacaktır.

3.) Samsun'dan başlayıp Kırıkkale rafinerisi üzerinden Ceyhan'a uzanan 760 km'lik bir boru hattı diğer bir seçeneği oluşturmaktadır.  Kırıkkale-Ceyhan arasındaki yeni boru hattı eskisine paralel olarak uzanacak, toplam kapasite 40 mtpe ve toplam maliyet de 710 milyon doları bulacaktır.

4.) Ayrıca halen tartışılmakta olan iki diğer proje vardır ve bunlar Bulgaristan'ın Burgaz limanından başlayıp Yunanistan'ın Aleksandropolis veya Arnavutluk'un Akdeniz sahiline uzanan hatlardır.

 

İstanbul Boğazı 32 km uzunluğunda olup, dördü kör olmak üzere 12 adet, köşeli kıvrıma sahiptir.  Günde 130, yani her oniki dakikada bir adet ana tekne bu suyolunu kullanmaktadır.  Kaza sayısı 1988'de yediden 1991'de 57'ye tırmanmış, fakat 1992'de 37'ye, 1996'da da sadece ikiye inmiştir.  1984 ile 1996 arassında 22 önemli çarpışma yer almıştır.  En son büyük kaza 1994 yılında, Nassia tankerinin bir Rus teknesiyle çarpışması sonucu yer almış, 30 denizcinin ölümüne ve 20 bin ton petrolün boğaza yayılmasına yol açmıştır.

 

Ticari gemicilik 1936 yılında imzalanmış bulunan ve boğazlardan serbest ulaşımı garantileyen Montreux Anlaşması ile düzenlenmektedir

 

1994 yılındaki kazadan sonra Türkiye İstanbul ve Çanakkale boğazlarından geçen gemilerle ilgili emniyet kurallarını sıkılaştırmıştır.  Halen geçerli olan kurallar:

 

Tankerlerin sadece gündüz geçiş hakkı vardır,

24 saat öncesinden haber verilmesi gerekir,

Türk tekneleri kılavuz kullanmak zorundadır,

Türkiye'nin yönettiği trafik ayrım sistemine uyulması zorunludur,

Büyük gemiler geçerken veya hava ve akıntı koşulları geçişi zorlaştırdığı takdirde boğazları trafiğe kapatma hakkı vardır.

 

Ayrıca yeni bir trafık izleme sistemi geçişleri kolaylaştıracaktır.

 

Uluslararası Denizcilik Örgütü ('International Maritime Organization-IMO') boğazların emniyetini arttırmak için ilave önlemler önermiştir.  Örgüte göre, boğaz trafiği 'denizcilik, güvenlik, çevre ve yöre halkı açısından giderek artan bir potansiyel risk' oluşturmaktadır.

 

Değerlendirme:

Türkiye'nin ithal petrole bağımlılığının gelecek yıllarda hızla artması beklenmektedir.  Yerli petrol üretim olanakları zaten düşük iken bir de, Hazer Denizi bölgesi gibi diğer alanlarda doğan yeni imkanlar nedeniyle daha da azalmıştır.  Bu nedenle araştırmayı teşvik edici vergi reformları lazımdır.  Üretimin bir kısmının yerli pazara satılması zorunluluğunun kaldırılması ve rafinerilere satılan petrolün fiyatının daha şeffaf bir şekilde belirlenmesi, hatta fiyatların tümden liberalleştirilmesi, Türkiye'deki rafineri öncesi sektöre duyulan ilgiyi arttıracaktır.

 

Hükümet, petrol fiyatlarının ve ticaretinin 1989’daki liberalleştirilmesinden sonra dahi pazara ağır bir şekilde müdahale etmektedir.  Hükümet KİT’lerden petrol ürünü fiyatlarını maliyetin altında belirlemelerini isteyebilmektedir.  Ayrıca Tüpraş ve Petrol Ofisi pazardaki dominant pozisyonları nedeniyle fiyatları belirlemektedir.  Özel kuruluşlar petrol ürünleri ihracatında güçlüklerle karşılaşmışlardır.  Bu politikalar petrol ve daha genel olarak enerji sektöründe olumsuzluklara yol açmıştır.  Bu politika:

1.) Tüpraş’ın ve bu sektördeki özel kuruluşların karlılığını azaltmış,

2.) Kuruluşların karlılığını sınırlamak suretiyle, istasyonların modernleştirilmesini olduğu kadar rafineri modernizasyonunu da yavaşlatmış ve petrol ürünlerinin pazara uyumunu azaltmıştır,

3.) Özel yatırımcılar karar vermeden önce petrol sektörünün karlılığından emin olmak ihtiyacında olduklarından, Tüpraş ve Petrol Ofisi’nin özelleştirme programlarını engellemiştir,

4.) Düşük petrol fiyatlarına yol açmak suretiyle enerji verimliliği motivasyonunu azaltıp petrol ithalatını arttırmıştır.

 

Dolayısıyla ürün satış fiyatlarını dünya pazarına bağlayacak bir fiyat formülü oluşturma planı olumlu bir adımdır.  Fiyat reformu, petrol tüketiminin hızla artması beklendiğinden, bu alandaki iş imkanlarını arttıracaktır.

Bu fiyat formülü tam rekabetçi bir petrol sektörüne doğru ilk adım olmalıdır.  Tüpraş ve Petrol Ofisi’nin özelleştirilmesi rekabeti arttırmaya yönelik biçimde planlanmalıdır.  Tüpraş’ın rafinerileri, tek bir kuruluşa dominant pazar payını vermekten kaçınmak üzere farklı alıcılara verilmelidir.  Hükümet aynı nedenle Petrol Ofisi’nin istasyonlarını farklı kuruluşlara satmayı düşünmelidir.  Bu son ve kuruluşların hükümet etkisinden bağımsız hale geldikleri aşamada fiyat formülü kaldırılarak, fiyatların pazarda oluşmasına izin verilmelidir.

Bu yapısal reform, petrol ulaşımı için şeffaf ücret ve düzenlemeler içeren bir denetleme reformuyla desteklenmelidir.  Taşıma ücretleri halen BOTAŞ ile çeşitli kullanıcılar arasında pazarlığa tabidir.  Özelleştirme süreci, boru hatlarını kullanma ihtiyacında olan özel işletmecilerin sayısını arttırdıkça şeffaf bir fiyatlandırma mekanizmasına ihtiyaç artacaktır.

Türkiye’nin IEA’na karşı 90 günlük ithalat gereksinimi düzeyindeki stok taahüdüne uyma kararlılığı  sevindiricidir.  İthalat günü biriminden stoklar, tüketim ve ithalatın hızla artmış olmasına rağmen, anlamlı düzeyde artmış ve Türkiye’nin petrol temin güvenliğini arttırmıştır.

Türkiye, Orta Asya ve Kafkaslar’daki yeni petrol üreticisi ülkelerden petrol ithal edebilmek açısından uygun bir konumdadır.  Bu durum petrol kaynaklarını çeşitlendirip temin güvenliğini arttıracaktır.  Transit petrol alanında ise, bölgenin petrol üretimindeki belirsizlikler ve temin güvenliği konusundaki farklı değerlendirmeler projelerin çeşitlenmesine yol açmıştır.  Eğer Hazer havzasındaki petrol üretimi tahmin edildiği kadar yüksek olursa, en azından iki boru hattı lazım olacaktır.  Bu konudaki Türk politikası, düşük maliyetli ve güvenli geçiş sağlayan güvenilir bir transit ülke olmaya devam etmek olmalıdır.

 

Petrol Önerileri:

1.) Yerli üretimin bir kısmının iç pazara satılması zorunluluğunun kaldırılması ve yerli ham petrolün satışı ile ilgili fiyat denetiminin şeffaflaştırılması,

2.) Petrolün, yerli arama ve üretimi teşvik amacıyla rafineri öncesi aşamada vergilendirilmesine devam edilmesi,

3.) Dünya fiyatlarını göz önünde bulundurmak ve hükümetin sosyal fiyatlandırmasından kaçınmak  amacıyla, nihai tüketiciler için bir petrol fiyatlandırma formülünün belirlenmesi,

4.) Ulusal petrol kuruluşlarının, oluşacak yeni petrol sektörünün rekabete izin vereceği ve fiyatların pazar tarafından belirleneceği bir şekilde özelleştirilmesi,

5.) Petrol geçişine, boru hatlarından yararlanma koşullarını da içeren şeffaf düzenlemeler getirilmesi,

6.) Orta Asya ve Kafkaslar’dan gelen petrol ve gaz için transit ülke olma yolundaki ihtimallerin incelenip değerlendirilmesi.

 

 

DOĞAL GAZ

 

Doğal Gaz Üretimi ve Tüketimi

Türkiye’de doğal gaz tüketimi 1976 yılında başlamış, özellikle 1980’lerin ortalarından itibaren hızla artmıştır.  1995 yılındaki gaz arzı 5.8 mtpe’ye, yani toplam birincil enerji arzının %9.3’üne ulaşmıştır.  Elektrik üretimi 1996 yılındaki toplam gaz tüketiminin %52’sini tüketmiştir.

Doğal gazın nihai tüketimi de hızla artmış ve 1995 yılında 2.8 mtpe veya toplam nihai enerji tüketiminin %5.7’sine ulaşmıştır.  Tahminlere göre 1996 yılındaki nihai doğal gaz tüketiminin %60’ı sanayide, kalanı da konut/ticaret sektöründe tüketilmiştir.  Doğal gaz bütün sektörlerde petrol ve kömürün yerini almıştır.  Sanayi sektörü doğal gaz kullanımına 1976 yılında başlamış ve 1996 yılında gübre sanayii toplam sanayi tüketiminin üçte birini almıştır.  Doğal gaz ayrıca çimento, demir-çelik ve cam sanayiinde de kullanılmaktadır.  Hükümet doğal gazın, kentlerdeki hava kirliliğini azaltma aracı olarak linyit yerine kullanımını teşvik etmiştir.

1976’da başlayan doğal gaz üretimi 1995 yılında 0.2 mtpe’ye veya talebin %2.5’ine ancak ulaşmıştır.  Mevcut yedi üretim alanından, en büyük alan olan Trakya’daki Hamitabat da dahil olmak üzere altısı TPAO’nundur.  Marmara’daki ilk sualtı alanından üretim 1997’de başlamıştır.  Yeni bulgu ihtimali yüksek olduğundan, ETKB, mevcut alanlar fakirleşirken yenilerinin devreye girmesi sonucu, üretimin şimdiki düzeyde devam edeceğini tahmin etmektedir.

Primer doğal gaz tüketiminin gelecek 15 yıl içerisinde hızla artması beklenmektedir.  BOTAŞ’ın 1997 yılındaki tahmini ise, 2000 yılından sonrası için daha da hızlı bir artışı öngörmektedir.  Toplam talebin 2010 yılında 5 milyar metreküpe (bcm) ulaşması beklenmektedir.

 

İthalat ve Kontratlar:

Doğal gaz ithalatı 1987’de başlamış, 1987-94 arasında eski SSCB Türkiye’nin tek sağlayıcısı olmuştur.  Marmara LNG terminalinin 1994 yılında tamamlanmasından sonra Cezayir’den ithalat başlamıştır.  1996 yılında Rusya hala, toplam ithalatın %70’i ile başta gelmekte, Rusya’yı %28.5 ile Cezayir, spot alımları kanalıyla ve %1’le Avusturalya izlemektedir.

BOTAŞ beklenen talebi karşılayabilmek için giderek artan miktarlarda mukavele yapmayı tasarlamaktadır.  İthalat kaynaklarının çoğu uzun vadeli kontratlar şeklinde olup, ara sıra spot alımlarla desteklenmektedir.

Rusya ile anlaşmalar şu şekildedir:

1.) BOTAŞ 1986 yılında Rusya’nın Soyuzgaz şirketi ile, 1987’de başlayıp 25 yıl sürecek ve Bulgaristan üzerinden karşılanacak olan bir doğal gaz ithalat anlaşması imzalamıştır.  Alınan miktar kademeli bir şekilde artarak 1993 yılında, 5-6 bcm/y’lık azami değerine ulaşmıştır.  Bu anlaşmaya göre gaz bedelinin %70’i Rusya tarafından Türkiye’den yapılacak ithalatta kullanılmak durumundadır.  BOTAŞ’a göre Rus gazının alış fiyatı, diğer Avrupa ülkelerinin ödediğinden daha ucuzdur.

2.) Aralık 1996’da Rao-Gazprom’la 25 yıl süreli, 2002 yılından sonra 8 bcm’ye ulaşacak ve halen kullanılan batı hattından sağlanacak olan bir ilave gaz anlaşması imzalanmıştır.  2010’dan sonra 16 bcm’ye ulaşacak olan bir diğer anlaşma pazarlık sürecindedir.

 

Cezayir’le yapılan anlaşmalar şöyledir:

1.) BOTAŞ 1988’de Cezayir’in petrol ve gaz şirketi olan Sonatrach ile, 1997’de başlamak üzere 20 yıl süreli ve yılda 2 bcm doğal gaz eşdeğeri LNG teminini öngören bir anlaşma imzalamıştır.

2.) Ekim 1995’te BOTAŞ yine Sonatrach ile, 1997’de başlamak üzere yılda 1 bcm doğal gaz eşdeğeri LNG teminini öngören bir anlaşma daha imzalamıştır.  1999’dan başlamak üzere 1 bcm doğal gaz eşdeğeri LNG temini üzerinde de anlaşmaya varılmıştır.

 

İran’la yapılan anlaşmalar şöyledir:

1.) Ağustos 1996’da BOTAŞ İran’ın NICC  şirketi ile, 1988’den başlamak üzere 23 yıl süreli ve yılda 3  bcm doğal gaz teminini öngören bir anlaşma imzalamıştır.  Doğal gaz alımlarının 2005 yılında 10 bcm/yıl’a ulaşması beklenmektedir.

 

Diğer gelişmeler arasında şunlar vardır:

1.) Kasım 1995’te BOTAŞ Nijerya LNG Ltd. ile, 1999’dan başlamak üzere 20 yıl süreli ve yılda 1.2 bcm doğal gaz eşdeğeri LNG teminini öngören bir anlaşma imzalamıştır.

2.) Ocak 1995’te hükümet Katar ile, 2000 yılında başlamak üzere yılda 1 bcm doğal gaz eşdeğeri LNG teminin öngören bir memorandum (‘memorandum of understandıng-MOU’) imzalamıştır.  Katar kuruluşlarıyla, ilave gaz temini için görüşmeler sürdürülmektedir.

3.) Şubat 1995’te Türk ve Türkmen başkanları, 1998’de 2 bcm ile başlayıp 2010’dan sonra 15 bcm/y’a ulaşacak doğal gaz temini için bir MOU imzalamıştır.

4.) Aralık 1996’da Yemen ile 2000-2001’de başlamak üzere yılda 3.7 bcm doğal gaz eşdeğeri LNG teminini öngören bir MOU imzalamıştır.

5.) Mısır ile yılda 4 bcm doğal gaz eşdeğeri LNG temini için görüşmeler devam etmektedir.

6.) BOTAŞ Abu Dabi ve Oman ile de LNG alımı için pazarlık süreci içerisindedir.

7.) Irak’tan ithalat düşünülmektedir.

 

Rusya ve Cezayir’den gaz ithalatı yetersiz olduğundan BOTAŞ Mayıs 1995’te, spot LNG alımı için bir teklif prosedürü belirlemiş, daha sonra da Avusturalyalı ihracat firmalarıyla kısa süreli bir mukavele imzalamıştır.

Mevcut ve sağlam doğal gaz mukaveleleri, talepte planlanan potansiyel artışı karşılayamamaktadır.  Pazarlık sürecindeki mukaveleler ve imzalanmış olan MOU’ler gelecekteki talebi karşılayabilir.

DPT tarafından belirlenmiş olan ilkelere göre doğal gaz öncelikle elektrik jeneratörlerine ve özellikle de YİD (BOT) modeline göre inşa edilmiş olanlara verilmektedir.  BOTAŞ’a göre, elektrik jeneratörleri en büyük doğal gaz tüketicileri olmaya devam edecektir.

 

Doğal Gaz Altyapısı

Mevcut altyapısı sınırlı olmakla beraber doğal gazın, talep ve ithalatta beklenen planlı artışlar sayesinde hızla gelişmesi beklenmektedir.  İlgili yatırım kararları DPT, ETKB ve BOTAŞ arasında tartışılmaktadır.  BOTAŞ uluslararası kurumlardan borç almakta ve gelecekteki yatırımlar için yabancı sermaye çekmeye çalışmaktadır.

 

Boru hatları

Ana boru hattı Bulgaristan sınırından İstanbul, İzmit, Bursa, Eskişehir ve Ankara’ya ulaşmaktadır.  Uzunluğu 1257 km kapasitesi ise 8.6-8.7 bcm/yıl olup, bu kapasitenin 14/15 bcm/y’a çıkartılması mümkündür.  İlk LNG terminali 1994 yılında İstanbul yakınlarındaki Marmara Ereğlisi’nde tamamlanmıştır.  Terminalin ihtalat kapasitesi 3.5 bcm/y olup, 6 bcm/y’a ulaşması beklenmektedir.  Yeniden gazlaştırılmış ürün için depolama kapasitesi 0.26 bcm’dir.

Mevcut gaz altyapısı genişletilmektedir.  Ağın ve boru hatları kapasitelerinin genişlemesi kısmen de gaz teminine bağlıdır.  Bu alandaki en önemli gelişmeler şöyledir:

1.) Ege hattı Bursa’yı İzmir’e bağlayacak olup, toplam uzunluğu 534 km’dir ve ilk etabı oluşturan 208 km’lik Bursa-Çan hattı 1996’da tamamlanmıştır.

2.) Güney Doğalgaz Boru Hattı 1084 km uzunlukta olacak ve Ankara’yı İskenderun’a bağlayacaktır.  Bu hat Kayseri’den geçip Konya’ya da bağlanacaktır.

3.) Anahat ayrıca İzmit’ten, buradaki demir çelik tesisleri 1996 yılında doğal gaza geçmiş olduklarından, Karadeniz Ereğlisi’ne de uzatılmaktadır.

 

Doğal gaz ithalatı için inşası planlanan boru hatları şöyledir:

1.) İran’dan ithalat için Tebriz ile Ankara arasında 1174 km’lik bir hat inşa edilecek ve bu hattın Türkiye içindeki kısmı, Erzurum ve Sivas’ı Ankara’ya bağlayacaktır.

2.) BOTAŞ Rusya Federasyonu’ndan gelen mevcut doğal gaz hattının kapasitesinin arttırılması için çalışmalar yapmaktadır.  Malkoçlar Ölçme ve Kırklareli Kompresör istasyonlarının kapasitelerinin arttırılması çalışmaları devam etmektedir.  Pendik’te ikinci bir basınçlama merkezi inşa halinda olup, bir üçüncüsü için çalışmalar başlatılmıştır.

3.) Türkiye’yi Karadeniz’in altından Rusya Federasyonu’na bağlayacak 1170 km uzunluğundaki ‘Mavi Akım’ projesi gündemdedir.

4.) Türkmenistan doğal gazını Hazer Denizi üzerinden geçip, Azerbaycan ve Gürcistan yoluyla Türkiye’ye ulaştıracak olan bir boru hattı gündemdedir.  Alternatif bir hat İran ve Ermenistan üzerinden geçmektedir.  Başlangıçta, halen mevcut olan hat üzerinden Kazakistan, Rusya ve Gürcistan yoluyla yılda 2 bcm kadar gaz alınabilecektir.  Bu hattın Türk sınırına ulaşması için Gürcistan veya Ermanistan’da kısa bir kısmın inşası gerekmektedir.  Bu hatlar Türkiye’de, İran’dan yapılacak ithalat için inşa edilen hatta bağlanacaktır.  Türkiye uzun vadede Türkmen gazının Avrupa’ya geçisi için transit ülke olmayı planlamaktadır.  Öneriler, kapasitesi 2010 yılına kadar kademeli olarak, Türkiye’ye sağlanan gaz da dahil olmak üzere 40 bcm/y’a ulaşacak bir hattın inşası yönündedir.

5.) Potansiyel sağlayıcılarla anlaşmalar imzalandığı takdirde gelecek olan LNG’yi alacak iki yeni LNG terminali planlanmaktadır.  İskenderun ve İzmir’de iki ithalat terminalinin inşası ile ilgili fizibilite çalışması M.W. Kellog tarafından yapılmıştır.  Bu terminaller BOTAŞ tarafından, yabancı şirketlerle YİD (BOT) modeline göre kurulan ve kombine ısı çevrimi (CCGT) temin edecek olan ortaklıklar sayesinde inşa edilecektir.

6.) Gürcistan üzerinden geçen ve Rusya’dan Doğu Anadolu’ya gez getirecek olan bir hattın inşası sözkonusudur.  Bu hattın Akdeniz üzerinden İsrail’e de uzatılması düşünülmektedir.

 

Dağıtım

Doğal gaz; 1989’dan beri Ankara’da, Ocak 1992’den beri İstanbul’da, Aralık 1992’den beri Bursa’da ve Ekim 1996’dan beri Eskişehir’de olmak üzere dört büyük kentte dağıtılmaktadır.  İzmit’in de ağa bağlanması düşünülmektedir.  Doğal gaz dağıtımı Ankara’da Ego, İstanbul’da İzgaş gibi belediye şirketleri, Bursa ve Eskişehir’de ise BOTAŞ tarafından yapılmaktadır.

Doğal gaz dağıtımı, pazarlaması ile LNG ithalat terminallerinin ve gaza dayalı santralların kurulması için BOTAŞ bünyesinde Türk Gaz Ltd. Şti. kurulmuştur.  Şirket diğer kuruluşlarla ortak girişimlerde bulunmayı tasarlamaktadır.

 

Denetlemeler ve Fiyatlandırma

BOTAŞ gaz ithalatı ve ulaşım alanında yasal monopol olup, yeni hatların işletme ve inşasından da sorumludur.  Ayrıca, şehirlerdekiler hariç tüm fiyatları belirler.  Fakat hükümet bu monopolü kırmayı, yani doğal gaz ithalatını serbestleştirip ulaşımda üçüncü partilere giriş imkanı tanımayı düşünmektedir.  Bu KİT'in özelleştirilmesiyle ilgili bir karar henüz alınmamıştır.

Dağıtım herhangi bır özel şirket tarafından yapılabilmekte, fakat değişik hissedarların hisselerinin Bakanlar Kurulu tarafından onaylanması gerekmektedir.  Dağıtım şirketleri kendi alanlarına doğal gaz sağlamak zorunda değildirler.

BOTAŞ, kendi sattığının olduğu kadar, üreticiler tarafından sanayie satılan doğal gazın fiyatını da belirlemektedir.  Yıllık tüketimi 100mmk'ün altında olan, yani güç üretimi, sanayi ve dağıtım şirketleri icin tüketici fiyatları, BOTAŞ'ın tarifeleriyle belirlenmektedir.  Yıllık tüketimi 100mmk'ün üzerinde olan tüketiciler için fiyatlar, BOTAŞ ile tüketici arasında pazarlıkla belirlenmektedir.

BOTAŞ tarafından sınai tüketiciler için belirlenen tarifeler; doğal gazın hacmine, kesilebilir veya kesintisiz kullanım şekline ve sanayinin tipine göre değişmektedir.  Tarifeler, büyük olan ve kesilebilir kullanımdaki tüketicileri tercih etmektedir.  Kombine çevrim güç santralları, diğer sanayi dallarına göre daha yüksek faturalandırılan dağıtım şirketlerine göre daha da yüksek faturalandırılmaktadır.  Gübre fabrikaları en düşük fiyatlara tabidir.

BOTAŞ'ın yerel dağıtım şirketlerine (YDŞ) fıyat farkı uygulama hakkı bulunmakla beraber fiyatlar şimdilik tüm şirketler için aynı olup, uluslararası petrol ürünü fiyatlarına göre değişmektedir.  YDŞ'lerine uygulanan fiyatlar ithalat fiyatlarını, ulaşım masraflarını ve karı hesaba katmaktadır.  1997 Şubat'ına kadar, YDŞ'lerinin uyguladığı fiyatların, bu şirketler tarafından BOTAŞ'a ödenen fiyatları %30'dan fazla aşmasına izin verilmiyordu.  Şubat 1997'de bu sınır %70'e çıkartılmıs ve daha sonra Ağustos 1997'de %45'e indirilmiştir.  YDŞ'leri fiyatlarını bu sınır içerisinde, pazarlama stratejilerine göre belirlemektedirler.  ETKB, dağıtım şirketlerince sanayi ve konutlar için belirlenen fiyatları onaylamaktadır.  Aralık 1996'da konutlar için doğal gaz fiyatı Ankara'da 19.44 c/mk, (sent/metreküp) İstanbul'da 19.15, Bursa'da ise 20.92 c/mk idi.

Doğal gazın pazar penetrasyonunu garantilemek için, doğal gaz fiyatları çoğunlukla rakip yakıt fiyatlarından düşük belirlenmektedir.  Konut gibi bazı sektörlerde doğal gazın fiyatı, toplam temin maliyetini yansıtamayacak kadar düşüktür.  Nakil maliyetleri mesafeye göre farklılandırılmamıştır.

Rakip yakıtlara oranla doğal gaza uygulanan vergilerin düşüklüğü, BOTAŞ'ın ve dağıtım şirketlerinin gaza daha yüksek vergi öncesi fiyat uygulayabilmelerini mümün kılmaktadır.  Bu, doğal gazın ülkede hızlı penetrasyonunu sağlamıştır.

Türkiye'de ortalama olarak, sanayi sektörü için doğal gazın toplam fiyatı, ağır fuel oile göre az biraz, fakat kok kömürüne oranla çok daha yüksektir.  Konut sektöründe doğal gazın toplam fiyatı linyitinkinden yüksek, fuel oilinkinden çok daha düşüktür.  Elektrik üretimi için doğal gaz fiyatı, fuel oilinkinden biraz az, linyitinkinden daha yüksektir.

 

GAZDA TEMİN GÜVENLİĞİ

Türkiye yakın zamanlarda, doğal gaz temininde iki kez kesinti yaşamıştır.  1994 yılı başında, yani LNG santralının devreye girmesinden önce, Rus doğal gazının günlük akışı, Ukrayna'daki transit sorunları nedeniyle yaklaşık %50 oranında azalmıştı.  Doğal gaz tüketimi kesilmek zorunda kalınınca, öncelik konut tüketicilerine verilmişti.  1995 Mart ayı başlarında, mevcut gaz santrallarından birisi, girdisinin çoğunu fuel oile değiştirmek zorunda kalmış, iki gübre fabrikası ise beklemeye alınmıştı.

Bir kesinti halinde gazın paylaştırılması ile ilgili hiçbir yasa yoktur.  1996 yılında, kesilebilir gaz tüketimi toplamın %20'sini oluşturmaktaydı.  Fakat gaz depolama kapasitesi çok sınırlıdır.  1996 yılında, LNG terminallerindeki gaz depolama tesisleri, 8 günlük tüketimden daha azını tutabiliyordu.

Güney Anadolu boru hattı inşa edildikten sonra Orta Anadolu'da, tuz mağaralarında 1-2 bcm'lik depolama kapasitesi oluşturmak üzere tasarımlar vardır.  BOTAŞ ve refineri öncesi TPAO şirketi, Marmara Denizi sahilinde yer alan Silivri'deki, yaklaşık 2bcm kapasiteli yeraltı deposunu kullanma imkanlarını incelemektedir.  Gelecekteki LNG terminalleri de yeni depolama tesisleri içerecektir.

 

KRİTİK

Türkiye son yıllarda farklı kaynaklardan doğal gaz ithalatını önemli miktarda arttırmış ve ana tüketim alanlarındaki gaz iletim dağıtım altyapısının inşasını başarmıştır.  Bu sayede:

1.    ) Hızlı büyüyen ekonomisine enerji teminini rahatlatmış,

2.    ) Yakıt çeşitliliğini ve temin güvenliğini arttırmış

3.    ) Doğal gazın konutların enerji tüketiminde, petrol ve linyit gibi karbonca daha yoğun ve kirletici olan yakıtların yerini aldığı oranda, kirletici ve sera gazı emisyonlarını azaltmıştır.

 

Türkiye’de doğal gaz tüketiminin yakınlarda başlamış olması nedeniyle gaz sektörü henüz olgunlaşmamış olup, şu özelliklere sahiptir:

 

1.    ) BOTAŞ doğal gaz girişi arttıkça büyümektedir,

2.    ) Elektrik üreticileri ve sanayi gibi büyük tüketiciler doğal gaz ağına öncelikle bağlanmış olup, konut tüketiminin toplam içindeki payı küçüktür,

3.    ) Doğal gaz tüketimi depolama kapasitesine oranla hızlı artmış ve bu durum, günlük tüketim birimiyle küçük bir depolama kapasitesine yol açmıştır.

 

Doğal gazın pazar genişlemesini engellemekten kaçınmak için öncelikle, diğer yakıtlarla adil rekabetinin sağlanması gereklidir.  Alternatif yakıtların fiyatları doğal gaza göre düşük tutuldukça  bu yakıtın gelişimi zorlaşacaktır.  Halbuki yeni bir yakıt türü olması itibariyle, rekabet edebilmesi için fiyatının düşük tutulması gereklidir.  Diğer yandan düşük fiyat, gaz altyapısının inşası için gerekli olan gelirin sağlanamamasına yol açacaktır. Dolayısıyla diğer yakıtların fiyatları maliyetin altında belirlenmemelidir. Ayrıca, doğal gaz lehine olan vergi ayırımı, yakıt çeşitliliğinin yararını ve daha temiz bir yakıta verilmesi gereken primi yansıtmak açılarından yeterli olmayabilir.  Hükümet vergi sistemini, tüm dış maliyetleri verimli bir şekilde hesaba katıp katmadığı konusunda gözden geçirmelidir.

BOTAŞ’tan başkalarının, BOTAŞ’ın boru hatlarını kullanarak gaz ithaline izin verilmeli, ancak bu, BOTAŞ’ın halıhazırda sonuçlandırmış bulunduğu 60bcm’lik bağlantılarının plasmanından ve gerekli altyapının inşası için gerekli kaynakların yaratılmasından sonra yapılmalıdır.  BOTAŞ’ın, boru hatları ağını genişletmesi için de keza monopol konumuna ihtiyacı vardır.

Şeffaflık ve etkin denetim açısından BOTAŞ’ın faaliyetleri ayrılmalıdır. Özellikle gaz iletimiyle parekende satış faaliyetleri, gazın fiyatıyla iletim ücretleri birbirinden ayrılmalıdır.

BOTAŞ, siyasi yönetim etkilerinden korunmalı, özerk bir şirket yapısına kavuşturulmalıdır.

Denetleme kurumu siyasi müdahaleden bağımsız olmalıdır.

Spot alımlarına imkan veren LNG terminalinin varlığına ve Cezayir’den gelen LNG akışına rağmen, Türkiye hala daha doğal gaz temin kesintilerine karşı zayıf durumdadır.  Gaz depolama kapasitesindeki yetersizlik nedeniyle Türkiye kesintili mukaveleleri tercih etmiştir.

Potansiyel temin risklerini azaltmak için, kaynaklar çeşitlendirilmeli, yeni gaz depolama kapasitesi, yeni LNG terminalleri inşa edilmelidir ve edilmektedir.

 

Doğal Gaz Önerileri:

Hükümet:

1.    ) Doğal gazın, taşkömürü ve linyit de dahil olmak üzere alternatif yakıtlarla serbestçe rekabetini sağlamalı, bunun için diğer yakıt fiyatlarını maliyetlerinin altında belirlememeli ve vergi sistemini, dış maliyetleri daha iyi içselleştirecek hale koymalı.

2.    ) BOTAŞ’ın ithal tekelini kaldırırken, yeni denetleme çerçevesini, değişik kaynaklardan gaz temin edilebilir ve doğal gaz penetrasyonu için gerekli yatırımlara imkan verir şekilde oluşturmalıdır.

3.    ) BOTAŞ şirketleşmeli ve muhasebesi ayrıntılandırılmalıdır.

4.    ) Bağımsız bir denetleyici oluştururken, bu kurulun siyasi müdahaleden uzak tutulması gerekir.

5.    ) Doğal gaz piyasası olgunluğa ulaştığında, gazın gaza karşı tam rekabeti hedeflenmelidir.

6.    ) Doğal gaz depolama kapasitesinin arttırılmasına yönelik çabalar arttırılmalıdır.

 

 

KÖMÜR

 

PAZAR EĞİLİMLERİ

Linyit ve taşkömürü olmak üzere kömür üretimi, 1980’lerin sonlarına kadar hızla artmış, fakat bu yıldan sonra dengeye vararak 1995 yılında, 12.1 mtpe olan 55 mt’a ulaşmıştır.  Kömür Türkiye’de üretilen en büyük enerji kaynağıdır.  Ağırlık itibariyle, taşkömürü üretimi 1973 yılında 4.6 mt’dan 1995 yılında 2.2 mt’a azalırken, linyit üretimi aynı süre içerisinde 7.8 mt’dan 52.8 mt’a çıkmıştır.

Türk linyiti düşük kalori değerine, yüksek sülfür, toz ve kül içeriğine sahiptir.  Rezervlerin %75 kadarı 2500 kcal/kg’dan düşük, %10 kadarı da 3000kcal/kg’dan yüksek kalori içeriğine sahiptir.  Üretimin %90 kadarı açık alan (open-cast) üretimidir, fakat bu madenler fakirleşmektedir.  Linyit üretiminin yarıdan fazlası Türkiye’nin batı kesimindedir.  Çıkarılabilir rezervlerin, 1 milyar tonluk yeraltı rezervleri de dahil olmak üzere 7.3 milyar ton olduğu tahmin edilmektedir.  Toplam rezervlerin yaklaşık %45’i Güneydoğu’daki Afşin-Elbistan sahasında, yeraltı rezervlerinin yarıdan fazlası ise Batı Anadolu’da (Soma, Tunçbilek) bulunmaktadır.  Çıkarılabilir taşkömürü rezervlerinin 430 milyon ton olduğu tahmin edilmektedir.  Türk taşkömürü düşük kaliteli olup, Karadeniz’in Zonguldak bölgesinde üretilmektedir.  Taşkömüründe açık alan üretimi yapan maden yoktur.

1995 yılında kömür tüketimi, Toplam Birincil Enerji Arzı’nın (TBEA) %26.7’sini, Toplam Nihai Tüketimin (TNT) de %15.2’sini oluştururken, kömür tüketiminin yaklaşık %50’si elektrik üretiminde kullanılmıştır.  Kömürün ana endüstriyel tüketicisi demir çelik sektörüdür ve sanayi tüketiminin üçte birinden sorumludur.  Konut ve ticaret sektöründeki kömür tüketimi, ki çoğunlukla linyittir, 2.5 mtpe düzeyinde veya bu sektördeki toplam tüketimin %12.6’sı mertebesindedir.  Linyitin %75 kadarı elektrik sektöründe tüketilmiştir.

Taşkömürü ihtalatı 1995 yılında 4.5 mtpe’ye ulaşmıştır.  Toplam taşkömürü ithalatının %60’ını demir-çelik sanayii tüketmiş, bu sektörün ardından %17 payla çimento sanayii gelmiştir.  İthalatın kalanı, hava kirliliğini azaltmak amacıyla büyük şehirlerde konut tüketimine yönlendirilmiştir.

Halıhazırdaki resmi tahminler taşkömürü ve linyit üretiminde hızlı artışlar öngörmekte, taşkömürü ithalatının 2000 yılından sonra hızla artması beklenmektedir.  Kömürün TBEA ve TNT’deki, elektrik üretimindeki payının artması beklenmektedir.  Fakat DPT, daha az sayıda linyite dayalı elektrik santralının devreye gireceği noktasından hareketle, linyit üretim tahminlerini aşağıya doğru değiştirmektedir.  Bu santrallardan bazılarının yerine BOT/BOO modellerine göre, doğal gaza ve ilaveten ithal taşkömürüne dayalı santralların inşa edileceği beklentisi vardır.

 

ENDÜSTRİ YAPISI

Türkiye Taşkömürü İşletmeleri (TTK) yegane taşkömürü üreticisidir.  1995 yılında Türkiye Linyit İşletmeleri (TKİ) ülkede üretilen linyitin yaklaşık %60'ını üretmiştir.  Özel şirketler toplam üretimin yaklaşık %10'unu üretmektedir.  Üretimin kalan kısmı, Sivas-Kangal ve Afşin-Elbistan santrallarının işletme haklarıyla birlikte devri amacıyla TEAŞ'a devredilmiş bulunan ve bu santrallara linyit sağlayan iki açık alan linyit madeninde yapılmaktadır.  Hükümet bu politikayı sürdürmek niyetindedir.

 

KÖMÜR POLİTİKASI, FİYATLANDIRMA VE SÜBVANSİYONLAR

Hükümet, yerli kaynakların  kullanımının temin güvenliğini sürdürebilmek açısından önemli addettiğinden, yerli taşkömürü ve linyit üretimini teşvik etmiştir.

TTK ve TKİ doğrudan ETKB'na bağlıdır.  Yatırıp kararları ve üretim programları şirketler tarafından önerilmekte ve ETKB’yla birlikte gözden geçirilmektedir.  Nihai kararlar DPT tarafından alınır.

TTK ve TKİ taşkömürü ve linyit fiyatlarını belirlemekte, fakat bu fiyatlar ETKB tarafından onaylanmaktadır.  Belirlenen fiyatlar TTK'nın masraflarını çıkarmasına yetmemektedir.  1995 yılında TTK'nın zararı 20.6 milyar TL'ye yükselmiştir.  TKİ ise, birkaç yıl boyunca zarar ettikten sonra 1995 yılında, elektrik üretimine yönelik fiyatlardaki artış, sermaye yatırımlarının çoğunun amortismanının tamamlanmışlığı, işgücünde bir miktar azalma ve yeni yatırımların ertelenmişliği nedenleriyle 10.2 milyar TL kar etmiştir. 

Üretici Sübvansiyon Eşdeğeri (Producer Subsidy Equivalent, PSE) yöntemine göre Hazine tarafından TTK'ya ödenen sübvansiyonlar, 1990 yılında 178.13 milyon TL (24 m$) iken, 1995 yılında 12.2 milyar TL'ye (267m$)  ulaşmıştır.  İşletme masraflarını telafiye yönelik olan ve mevcut üretime yararı dokunmayan ödemeler 1995 yılında hatırı sayılır biçimde artmıştır.  1995 yılında tüm sübvansiyonlar eleman başına 489 milyon TL'ye (9600$) eşdeğerdir.

TTK'nın taşkömürü üretiminin büyük bir kısmı Çatalağzı termik santralına satılmaktadır.  Yerli taşkömürü üretiminin yaklaşık beşte biri demir-çelik endüstrisine, kalan kısmı şeker ve çimento sanayii kuruluşlarına satılmaktadır.  Demir-çelik sektörüne satılan taşkömürünün fiyatı uluslararası fiyatın (1996'da ton başına 67$) üzerindedir.  Demir-çelik endüstrisi tarafından kullanılan taşkömürünün hepsi yerli değildir ve kalan kısmı uluslararası fiyattan ithal edilmektedir.

Hükümet son zamanlarda kömür sektöründeki üretkenliği arttırmaya çalışmıştır. 1992 yılında TTK'daki üretimi arttırıp işgücü fazlasını azaltmaya yönelik bir program başlatılmıştır.  Program erken emekliliği teşvik etmiş ve yüzeyde çalışan işçi sayısını madenlerde çalışanlara oranla azaltarak üçte bir oranına indirmiştir.  1990'da 34,000 olan işgücü 1995'te 21,500'e inmiştir.  Ayrıca bazı çekirdek dışı etkinlikler özel sektöre kaydırılmaktadır.  Madenciler daha önce yılda sadece altı ay çalışırlarken, bu süre yılda sekiz aya çıkartılmıştır.  1995 yılında  daha az üretken olan madenler kapatılmış ve üretkenlik 104 ton/kişi/yıl kadar artırılmıştır.  Sonuç olarak TTK'nın üretim maliyetleri 1990'daki ton başına 128 dolar değerinden 104 dolara indirilmiştir.  Fakat bu fiyat hala, ithal fiyatının iki mislidir.  TKİ açısından ise, hükümet, karlı linyit madenlerinin çoğunun işletme hakkını özel sektöre devretmektedir.  TKİ'nin üşgücü 1990'da 27,855'ten 1995'te 12,192'ye inmiştir.

Linyit üretimi ve tüketimi çevre sorunlarını arttırmıştır.  Belediyeler, kükürt oranı düşük kömür ithal ederek ve doğal gaz tüketimini teşvik ederek konut sektöründeki linyit tüketimini azaltmaya çalışmıştır.  1986 yılında çıkartılan hava kirliliği yasası yeni linyit santralları için Baca Gazı Desülfürizasyon (Flue Gas Desulphuration-FGD)  tesislerinin konulmasını şart koşmaktadır.  Çayırhan ve Kangal santrallarındaki yeni üniteler buna göre inşa edilmiştir.  Diğer santrallar için FGD tesisi yatırımları hükümet tarafından belirlenmiştir.  Çayırhan elektrik santralında 300Mw'lık ünite için bir tesis devreye girmiş, Orhaneli santralındaki 420 Mw'lık ünite için bir diğer tesisin inşasına başlanmış, Yatağan ve Gökova santrallarının FGD tesisleri için de mukaveleler imzalanmıştır.  1996 kasımında, Yeniköy santralı için de bir FGD tesisi ihalesi açılmıştır.

 

ELEŞTİRİ

Hükümet ve TTK işgücünü azaltmak ve rantabil olmayan taşkömürü madenlerini kapatmak için uğraşmaktadır.  Fakat taşkömürü üretimi hala, son yıllarda artmış bulunan ve azlatılması yönünde somut planlar bulunmayan ağır sübvansiyonlara tabidir. Bu sübvansiyonlar yakıtlar arası rekabeti etkilemekte, kamu sektörü açıklarını büyütmekte ve bu kömürü primli fiyatlardan almak zorunda kalan firmalar rekabet gücünden kaybetmektedir. Kullanıcıların da sübvansiyona tabi tutulması Hazine açıklarını arttırıp daha kapsamlı ekonomik sorunlara yol açacaktır.

Dolayısıyla, taşkömürü üretimini arttırma planları gözden geçirilmeli, hükümet tüm subvansiyonları azlatıp zamanla yok etmek üzere tedbir almalıdır.  Sübvansiyonlara harcanan kaynaklar, ilgili bölgelerin ekonomik zorluklarını aşmalarına yardımcı olmak için harcanabilir.

Linyit üretimi taşkömürüne oranla daha ekonomik olabilir, fakat bu ekonomiklik madenden madene değişmektedir. Linyit fiyatlarının, tıpkı 1995’te olduğu gibi tüm maliyetleri kapsayacak düzeyde olması ve pazar tarafından belirlenmesi, yakıtlararası kompozisyon bozukluklarını düzeltecek, elektrik üretim kararlarını rasyonelleştirecektir.

Nitekim DPT yerli linyit üretiminde planlanan kapsamlı artışları, maliyet açısından en etkin alternatif olmadığı için küçültmektedir.  İthal taşkömürüne daha fazla rol verilmesi makuldür.  Temin güvenliği, maliyeti ne olursa olsun yerli kaynaklarla sağlanmak zorunda değildir.   Uluslararası kömür piyasasının güvenilirliği, düşük kaliteli kömür üretiminin sübvansiyonuna devamın yol açacağı ekonomik ve çevresel maliyetler de göz önünde bulundurulmalıdır.  Uzun vadede hükümetin kömür sektöründeki rolü azaltılmalı ve şirketler, yatırım ve ithalat stratejilerini kendileri belirleyebilmelidir.

 

KÖMÜR ÖNERİLERİ

Hükümet:

1.) Taşkömürü sanayiini, nihayetinde kamu sübvansiyonlarını ve garantili pazarları ortadan kaldıracak şekilde yeniden yapılandırmaya devam etmeli,

2.)  TKİ madenlerinin işletme haklarını devre devam etmeli ve hükümet müdahalelerini kaldırmalı,

3.)  Kömür fiyatlarının hükümet müdahalesi dışında oluşmasını sağlamalıdır.

 

 

 

ELEKTRİK

PAZAR EĞİLİMLERİ

Talep, üretim ve iletim

Türkiye’de elektrik tüketimi hızla artmakta olup 1995 yılında 5.6 mtpe’ye, yani 1973 yılındakinin 7 misline ulaşmış, bu arada yılda ortalama %9 artmıştır.  Bu artış hızı IEA ülkeleri arasında en yükseğidir.

Elektrik tüketiminin %55 kadarından sanayi sektörü sorumludur ve IEA ülkelerinde bu yüzde, 1994 ortalaması olarak %42.6’dır.  ETKB’nın tahminlerine göre sanayinin payı 2000 yılında %63’e ulaşacaktır.

1995 yılının pik yük üretiminde hidronun katkısı %41.2, çoğunlukla linyit olmak üzere kömürün %32.5, doğal gazın %19.2, petrolün %6.7’dir.  Artan talebi karşılayabilmek için üretim kapasitesinde yeni yatırımlar yapılmış ve kapasite 1995 yılında 21 TW'a ulaşmıştır.  Fakat kullanılabilir (available) kapasite, bazı santralların kötü durumu nedeniyle sadece 16 TW kadardır. Türkiye'nin yüksek rezerve marjini, kullanılabilir kapasitenin toplam kapasiteye oranının düşüklüğünün bir göstergesi olup, %38'e varan bu marjin, OECD ortalaması olan %31'in bir hayli üzerindedir.  Talep hızla büyürken sınırlı kapasite ilavelerinin yapılmış olması, elektrik arzında yetersizliklere yol açmıştır.

Türkiye elektrik üretimindeki artışa paralel olarak yakıt karışımını da çeşitlendirmektedir.  Petrolün toplam elektrik üretimindeki payı önemli oranda azalmış, linyit ve hidronun payı artmış, doğal gaz da bu alanda önemli bir yakıt haline gelmiştir.

Hidro dışı kapasitenin toplam elektrik talebine paralel olarak artmamış olması, elektrik üretiminin hava koşullarına hassas hale gelmesine yola açmıştır.  Normalde hidro çoğunlukla baz yükünü sağlamakta ve belli bazı hidroelektrik santralları talep takibi yapmakta, pompalı hidroelektrik santrallar pik yük sırasında elektrik üretmektedir.  Geçmişte hidroelektrik su seviyeleri normalin altına düştüğünde, linyit santralları bu açığı kapatmıştır.  Fakat linyit ve diğer hidro dışı üretim kapasiteleri, hidro üretimin açığını kapatacak kadar hızlı gelişmemiştir.  Şimdiki planlar, baz ve orta yük talebini karşılamak için gaza dayalı kombine çevrim santrallarından (CCGT) daha fazla yararlanılmasını öngörmektedir. 

Ana tüketim ve üretim alanları arasındaki uzun mesafeler ilave yatırımlar gerektirmekte ve enerji kayıplarını arttırmaktadır.  Ana tüketim merkezleri, tüketimin de en hızlı artmakta olduğu kuzeybatıda iken, ana üretim santralları kuzeyde ve güneydoğudadır. Özellikle linyit olmak üzere en büyük santralların yaklaşık üçte ikisi güneydoğuda bulunmakta, sonuçta iletim, esas itibariyle kuzeydoğuya doğru büyük güç akışları taşımaktadır.  1995 yılı sonu itibariyle 11,100 km'lik 380 kV, 85 km'lik 220 kV ve 25,000 km'lik 154 kV iletim hattı vardır.  İletim ve dağıtımdaki elektrik kayıpları 1990'da toplam tüketimin %12'si iken, 1995'te bu oran %16'ya ulaşmıştır.  Türkiye IEA üyeleri arasında en yüksek iletim ve dağıtım kayıp oranına sahiptir.  İletim kayıplarının %2.5, dağıtım kayıplarının ise %13.5 olduğu tahmin edilmektedir.

 

Ticaret

Türkiye 1975-90 arasında bir net elektrik  ithalatçısı iken, 1990'dan bu yana, başta Azerbaycan'a olmak üzere net ihracatçı haline gelmiştir.  Fakat elektrik ticareti iç talebe oranla küçüktür.  Komşu ülkelerle az sayıda bağlantı vardır ve bu bağlantılar da, komşu sistemlerle senkronize iletime imkan verecek nitelikte değildir. Dolayısıyla alışveriş imkanları sınırlıdır.  1995 yılında ihracat; 495 GWs Azerbaycan’a, 178 GWs Gürcistan’a, 23 GWs Irak’a olmak üzere 700 GWs, yani toplam tüketimin %1’i düzeyinde gerçekleşmiştir.

1989 yılında Mısır, Ürdün ve Irak’la, 2000’li yılarda tamamlanmak üzere bölgesel bir şebeke inşası için anlaşmaya varılmıştır. 1998 itibariyle Türkiye ile Suriye arasındaki bağlantı Türk tarafında tamamlanmıştır.  Toplam proje maliyetinin 1994 fiyatlarıyla 590 milyon doları bulması beklenmektedir.  Ayrıca Yunanistan ile 400kV’luk bir hat üzerinde çalışmalar vardır.

 

ENDÜSTRİ YAPISI

Teaş ve Tedaş

Elektrik üretimi, iletimi ve dağıtımı esas olarak büyük kamu kuruluşlarının hakimiyeti altındadır.  1994 yılında Türkiye Üretim, İletim ve Dağıtım Şirketi (TEK); Türkiye Elektrik Üretim ve İletim Şirketi (TEAŞ) ve Türkiye Elektrik Dağıtım Şirketi (TEDAŞ) olarak ikiye ayrılmıştır.  Her ikisi de ETKB’ya bağlıdır.

1995 yılında TEAŞ, 20,200 kişilik işgücüyle, üretim kapasitesinin yaklaşık %74’ünü, 380 kV’luk nakil hatlarının tümünü ve 154 kV’luk hatların %92’sini elinde bulundurmaktadır.   27,100 kişilik işgücüyle TEDAŞ, ana dağıtım hatlarının sahibi olup, elektrik sağlamakla yükümlüdür. Her iki şirketin de işletme hakları özel sektöre devredilmektedir.

Yük dağıtım sistemini TEAŞ işletmektedir.  Dünya Bankası giderek artan sayıda santralı kapsayacak şekilde genişletilecek olan bir bilgisayarlı yük dağıtım sisteminin finansmanına katılmaktadır.

 

Bağımsız Güç Üreticileri

1995 yılında kamu ve özel sanayi kuruluşlarının elektrik otoüretimi, toplam üretimin %6.5’ine ulaşmıştır.  Ayrıca özel elektrik şirketlerinin ürettiği toplam miktar %3 düzeyinde olup:

1.)        Bazı ufak özel üretim şirketlerine üretim, iletim ve dağıtım yetkisi verilmiştir.  Bunlardan, Adana bölgesinde aktif olan ve toplam 580 MW kapasiteye sahip bulunan Çukurova Elektrik, toplam gücü 480 MW olan dört hidroelektrik, 100 MW’lık bir fuel oil santralına sahiptir. 127 MW toplam gücündeki dört hidroelektrik santralını işleten Kepes Batı Akdeniz bölgesinde aktiftir.

2.)        1996 yılı sonu itibariyle, toplam 328 MW gücündeki altı santral da keza, YİD (BOT) programları altında özel şirketler tarafından işletilmektedir.

 

Birkaç coğrafi bölgede, küçük bazı elektrik dağıtıcılarına, tüketimin yaklaşık %6'sına karşılık gelen düzeyde dağıtım hakları verilmiştir.  Özel üreticiler ayrıca, kendi müşterilerine hizmet vermek üzere kendi iletim hatlarını döşeyebilmektedir.

 

 

REGÜLASYON

Planlama

Doğrudan ETKB’na bağlı bulunan DSİ, hidroelektrik santrallarının planlanması, tasarımı ve inşası yanında selden korunması, sulama ve arazi drenaj işlerinden sorumludur.  Santrallar devreye girdikten sonra işletme sorumluluğu TEAŞ’a devredilmektedir.  Elektrik İşleri Etüd İdaresi (EİEİ) küçük hidroelektrik santrallarla ilgili araştırma ve tasarım işlerini üstlenerek DSİ’ye yardımcı olmaktadır.

TEAŞ ve TEDAŞ’ın yatırım planları her yıl önce onay için ETKB’na, sonra da DPT’ye sunulur.  DPT bu planları daha sonra iki şirketle birlikte gözden geçirir.

DPT elektrik sektörünün yatırım ihtiyaçlarını değerlendirir ve yatırım kararlarında son söz hakkına sahiptir.  DPT kararlarında, temin güvenliği konusunu da dikkate alır ve elektrik üretiminde özellikle yerli linyit kullanımını teşvik etmiştir.  Fakat son zamanlarda, daha düşük maliyetli alternatiflerin varlığı karşısında, linyit üretiminde tasarlanan anlamlı artışları küçültmüştür.

ETKB otoüreticilere izin vermekte olup kapasite yetersizliği nedeniyle yeni otoüreticileri teşvik etmektedir ve 1996 sonu itibariyle toplam kapasitesi 1900 MW’a ulaşan 60 proje değerlendirme aşamasındadır.

 

Fiyatlandırma

Elektrik tarifeleri resmen hükümet tarfından belirlenmemekle beraber, TEAŞ ve TEDAŞ’ın uyguladığı fiyatlar hükümet politikalarının etkisi altındadır.  Özel üreticiler, müşterilerine pazarlığa tabi fiyatlardan satış için ETKB’na başvurabilmekte, bunun dışında fiyatlarını TEDAŞ tarifelerine uygun olarak belirlemektedirler.

Otoüreticiler fazlalık üretimlerini, dağıtım şirketlerinin ortalama elektrik satış fiyatlarının, fonlara kesilen %12.5’luk katkıdan sonra kalanının %70’ini geçemeyen fiyatlarla TEAŞ veya TEDAŞ’a satmaktadır.  Otoüreticiler iletim ve dağıtım haklarını kullanabilmekte ve iletim fiyatları ETKB tarafından, mesafeye bağlı kademeli bir formül çerçevesinde belirlenmektedir.  Bu formül; 100 km’ye kadar iletilen elektriğin %3’ü, ilave her 100 km için ayrıca %1.5’uğu ve 600 km’nin üzerindeki herhagi bir yerli hat için %10.5’u şeklindedir.  Dağıtım fiyatı mesafeden bağımsız olup, iletilen elektriğin %6.5’u düzeyindedir.

AK Enerji, 290 MW gücünde bir gaz santralı işleten bir otoüretici olup, üretimini kuruluşlara satmakta, müşterilerine ayrıca, su, basınçlı hava ve buhar temini gibi hizmetler sunmaktadır.

 

GELECEKTEKİ YATIRIMLAR

ETKB elektrik tüketiminin geçmişteki hızıyla devam ederek 2000 yılında 130.4 TWs’e, 2010’da 271.3 TWs’e ulaşacağını öngörmektedir.  TEAŞ yeterli elektriğin sağlanabilmesi için kapasitenin, 1995 yılındaki 21 TW düzeyinden, 2000 yılında 30 TW ve 2010 yılında 60.8 TW düzeyine çıkarılması gerektiği öngörüsündedir.  Artışın en büyük kısmı hidroda, kalan kısmı linyit ve gazda olacaktır.  2000’li yılların başlarında devreye girmesi planlanan bir de nükleer santral vardır.  Yeni kapasiteler esas olarak tüketim alanları yakınına inşa edilecektir.  Türkiye aynı zamanda, hidro üretimini ve sulama alanlarını arttırmaya yönelik olan GAP projesiyle meşguldür.  Üretim kapasitesi için 2010 yılına kadar yapılacak toplam harcamaların; 46 milyar doları yeni kapasite ilavesi, 14 milyar doları da işletme ve onarım için olmak üzere, 60 milyar doları bulacağı tahmin edilmektedir.

 

GAP projesi Fırat ve Dicle'nin alt kısımlarındaki, Türkiye'nin toplam alanının yaklaşık onda birini ve hidro potansiyelinin %22'sini kapsayan 74,000 km karelik bir alanı kapsamaktadır.  Bu alanın nüfusu 5.3 milyondur.

Proje 1.7 milyon hektarlık alanı sulamayı ve yılda 27.3 TWs elektrik üretmeyi hedeflemektedir.  1996 yılında yedi baraj işletmeye girmiş olup, 15 diğerinin inşası planlanmaktadır.  Bitmiş olan projeler arasında, Fırat'ın ana kolu üzerinde inşa edilmiş bulunan ve dünyanın altıncı en büyük kaya tipi barajı olan 2,400 MW'lık Atatürk barajı vardır.  Bu baraj bölgeyi sulayacak, konut ve sanayi için su sağlayacaktır.

Halıhazırda, 2000 yılından önce tamamlanacak olan santralların toplam kapasitesi, BOT programları altında inşa edilmekte olan ve toplam kapasitesi 1.4 TW'ı bulan 10 hidroelektrik santralı da dahil olmak üzere, 5 TW'ın, yani 2000 yılında beklenen talebin hayli altındadır.  Fakat özel şirketlere yeni santrallar için teklifler sunulmaktadır.

Ayrıca, çevre kontrol sistemleri üzerinde yeni yatırımlar planlanmakta olup, özellikle Yatağan, Yeniköy, Gökova ve Orhaneli santralları yeni FGD sistemleriyle donatılmaktadır.  TEAŞ'ın 1996 yılı tahminine göre mevcut santrallardaki çevre projeleri için 2000 yılına kadar 1.2 milyar dolar harcanması gerekmektedir.

 

FİYATLAR VE ELEKTRİK ARZININ FİNANSMANI

Fiyatlar

Elektriğin satış fiyatı TEAŞ ve TEDAŞ'ın gerekli yatırımları yapabilmesine el vermemektedir.  Bu durum, elektrik tüketiminin %7'den fazlasının tüketicilerce ödenmemesi nedeniyle daha da kötü bir hal almaktadır.  Hükümet, kamu elektrik kurumlarının performansını iyileştirmek amacıyla, Dünya Bankası tarafından desteklenen bir yeniden yapılanma programı oluşturmuştur.

1994 yılı itibariyle TEDAŞ tarafından uygulanan elektrik tarifeleri, çoğunlukla Doğu Anadolu'da bulunan Öncelikli Gelişme Alanları'ndaki ekonomik etkinliklerin gelişmesi amacıyla, ülkenin kalan kısmına göre %14 daha ucuz belirlenmiştir.  Bu, ülkede tüketilen elektriğin %10.4'üne karşılık gelmektedir.

Endüstri için vergi öncesi elektrik fiyatları, konutlar için uygulanan vergi öncesi fiyatlardan az daha yüksektir.  Orta vadede, konut sektöründeki fiyatlar sanayiye oranla daha hızlı ve enflasyonun üzerinde artmıştır.  1995 yılında sanayi ve konut kesimi için elektrik fiyat artışları enflasyonun bir hayli altında iken, 1996'da enflasyondan hızlı artmıştır.

Konut kesimi için elektrik fiyatları Avrupalı OECD ülkeleri ortalamasının altındadır.  Sanayi için olan fiyatlar bu ortalamanın üzerinde iken, 1995 yılında altına düşmüştür.

 

Kamu Finansmanı

Hazine TEAŞ ve TEDAŞ'a sermaye girdisi sağlamıştır.  Baraj inşaatları DSİ tarafından finanse edilmekte, TEAŞ ve TEDAŞ'ın yatırımları devlet tarafından garantilenmektedir.  1990'ların başından itibaren TEAŞ yatırımları bir hayli azalmış, TEDAŞ'ın yatırımları 1992'deki 341 milyon dolar düzeyinden 1995'te 280 milyon dolara düşmüştür.

 

ÖZELLEŞTİRME POLİTİKASI

Türkiye, aynı zamanda yabancı sermayeyi çekmeyi amaçlayan bir özelleştirme programı uygulamıştır.  Bunun esas nedeni, TEAŞ ve TEDAŞ'ın elektrik arzını genişletecek fonlamayı yapmak için gerekli finans gücüne sahip olmaması ve kamu fonlarının azalıyor olmasıdır.   DPT'nin tahminlerine göre özel sektörün gelecekteki yatırımlardaki payı toplamın %42'sini bulacaktır.

 

BOT/BOO Programları

1984-96 yılları arasında 3096 sayılı yasa kapsamındaki BOT programı altında işletilen toplam 34 MW gücünde yalnızca dört hidroelektrik santral vardır.  1996 yılında sadece, 40 MW gücünde iki hidroelektrik santralı ve 254 MW gücünde bir kombine çevrim santralı (CCGT) tamamlanmıştır.  Anayasa Mahkemesi'nin bu tür projeleri imtiyaz olarak değerlendiren kararı nedeniyle uluslararası tahkime başvurulamayışı, bu yavaş gelişmenin ana nedenlerinden biridir.

Aralık 1984 tarihli 3096 Sayılı Yasa TEK'in elektrik arzı alanındaki ayrıcalıklı hakkını kaldırıp, özel işleticilere elektrik üretim, iletim, dağıtım ve ticaret yetkisi vermiştir.  Elektriğin TEK'e satılması gerekmekte idi.  Yasaya göre, yapılan mukavelelerin süresi 99 yıla kadar uzanabilmekte iken, mukaveleler genellikle 15-20 yıl için yapılmakta ve santralın bu süre sonunda kamuya iade edilmesi gerekmektedir.  Bu yasa aynı zamanda kojenerasyonun temellerini de oluşturmuştur.

1990'ların başlarından bu yana BOT projelerinin kullanımını arttırma yönünde artan bir istek vardır.  Parlamento BOT projelerine yatırımları teşvik etmek amacıyla 1994 yılında, belli bazı vergilerden muafiyet ve güç alış anlaşmalarının icrası için Hazine garantisi gibi bazı önlemler almıştır.  Şirketler Hazine'den izin aldıkları takdirde, ithal ekipmanla ilgili olarak gümrük vergisi muafiyetinden ve KDV ertelemesinden yararlanabilmektedir.

1996 yılı sonu itibariyle BOT programı altında, toplam gücü 2,100 MW'ı bulan 11 santralın inşası planlanmaktadır.  Ayrıca, 7,200 MW gücündeki 56 santralın inşası için teklif süreci başlatılmıştır.  BOT modeli altında inşa edilmekte olan üç ana santral şunlardır:

1.) Fırat üzerinde ve Suriye sınırına yakın bir yerde olan Birecik barajı 672 MW kapasitede olup, 2002 yılında tamamlanması beklenmektedir.

2.) Marmara Ereğlisi'nde 478 MW'lık bir doğal gaz kombine çevrim santralı (CCGT) inşa edilmekte olup, 1999 yılında tamamlanması beklenmektedir.

3.) Marmara Ereğlisi'nde 478 MW gücünde doğal gaza dayalı ikinci bir kombine çevrim santralı inşa edilmekte olup, 1999 yılında tamamlanması beklenmektedir.

 

Bir BOT programı için tipik çerçeve

Ya açık arttırma ile ihale açılarak BOT programını yönetecek olan şirketler ETKB tarafından seçilir veya bir şirket yönetime bir BOT programı önerdikten sonra karşılıklı görüşmelere girilir.  Yerel ve/veya yabancı şirketler bir Türk şirketi kurar.

Özel şirketle ETKB arasında bir icra planı (Memorandum of Understanding) imzalanır.

Şirket diğer şirketlerle, yakıt alım fiyatları için pazarlığa girişir.  Bu genellikle, BOTAŞ'la, ithalat fiyatına bağlı bir doğal gaz alım pazarlığı anlamına gelir.

Şirket TEAŞ ile bir güç alım anlaşması yapar ve TEAŞ, mukavele süresince satış ve fiyat garantisi verir.  Fiyatın ETKB tarafından onaylanması gereklidir.

Şirket hükümetle, TEAŞ ödemeleri için Hazine garantisi pazarlığına girer.

Elektrik fiyatları Amerikan dolarına göre belirlenir, fakat TL olarak yapılır.  Fiyatlar, tırmanış uyarlamalarıyla koruma altındadır.

Yakıt fiyatlarındaki veya vergi yasalarındaki değişikliklerden kaynaklanan üretim maliyeti değişiklikleri fiyatlara yansıtılır.

Elektrik tüketicilerine uygulanan bir vergi kanalıyla bir Elektrik Fonu finanse edilir.  Fonun ana amacı, elektrik fiyatlarını istikrara kavuşturmak amacıyla;

1.) TEAŞ ödemelerine ilave finansal garanti sağlamak,

2.) TEAŞ tarafından ödenen elektrik fiyatlarındaki ani değişiklileri önleyerek fiyatı yıl bazında bir ortalamaya oturtmaktır.

Fakat Anayasa Mahkemesi 1996 yılında, izleyen tüm BOT programlarının imtiyaz telakki edileceğini kararlaştırmıştır.  BOT projeleri imzalanmadan önce Danıştay (Devlet Konseyi) tarafından incelemeye tabidir ve bu programlarla ilgili olarak doğabilecek anlaşmazlıklar, çözüm için Danıştay'a götürülmek zorundadır.  Ayrıca, Danıştay'ın anlaşmazlıkları etkin bir şekilde çözebilme hakkı, uluslararası tahkimi devre dışı bırakmaktadır.  Bu mütalalar yabancı yatırımcıları caydırmaktadır.

Üretim kapasitesini arttırma sürecini hızlandırmak ve daha esnek bir yapı oluşturabilmek amacıyla hükümet BOO modeline yönelmiş ve 1996 Haziranı'nda bir Kanun Hükmünde Kararname çıkarmıştır.  ETKB toplam 10,700 MW gücündeki 13 termik santral için bir ihale süreci başlatmıştır.  Fakat 1996 yılında çıkarılan Kanun Hükmünde Kararname, 1997 Martı'nda Danıştay tarafından yasa dışı bulunarak iptal edilmiştir.  Bunu üzerine 1997 Temmuzu'nda Parlamento tarafından BOO programları hakkında bir yasa çıkarılmıştır.  Hükümet BOO modelini imtiyaz mukaveleleri kapsamı dışında bırakmak istemektedir.

 

BOO modelinin yasa tarafından öngörülen ana maddeleri

ETKB, fiyatlar da dahil olmak üzere referans terimlerini tanımlayan bir teklif süreci başlatır ve şirketi seçer.

ETKB ile, özel bir şirket veya bir Türk şirketi içeren ortaklık arasında bir icra planı (MOU) imzalanır.

Hidroelektrik, jeotermal veya nükleer santrallar hükmün kapsamı dışındadır.

Santral kamuya devredilmeyecek, fakat şirket tarafından sahiplenilecektir.

BOO modeliyle üretilen elektrik TEAŞ'a, dağıtım şirketlerine veya TEAŞ ve dağıtım hatları kanalıyla doğrudan tüketiciye, pazarlığa tabi fiyatlardan satılabilir.  İletim ücretlerini ETBK belirler.

Elektrik fiyatları Amerikan doları olarak belirlenir ve ödemeler TL olarak yapılır.

Elektrik TEAŞ'a satıldığı takdirde, Hazine TEAŞ ödemelerini garanti altına alır.

 

TEAŞ ve TEDAŞ'ın Satış ve İşletme Hakları

Hükümet özelleştirme programının bir parçası olarak TEAŞ'ın işletme haklarını devretmektedir.  Geçmişte TEAŞ'ın santrallarını satmak amacıyla çeşitli özelleştirme yasaları çıkartılmış olmasına rağmen, bunlar, işletme haklarının özel sektöre devrini öngören bir sistemle değiştirilmiştir.  Mülkiyet devri artık gerçekleşmemektedir.  Bu değişiklik, bir önceki yöntemin anayasal bazı sorunlar doğurması ve hızlı uygulanamaması nedeniyle yapılmıştır.

Mevcut termik santrallardan 12'si 20 yıl süreyle özel sektöre devredilmiştir.  Santral tarafından üretilen elektrik TEAŞ'a, 20 yıl süreyle belirlenmiş olan fiyatlardan satılmaktadır.  1996 sonunda, toplam gücü 2,770 MW olan dört termik santral Özelleştirme İdaresi'nin değerlendirmesi altında iken, toplam gücü 3,950 MW olan sekiz diğer santralın değerlendirmeye alınması planlanmaktadır.

1994 yılında TEDAŞ içerisinde, özelleştirme amacıyla yedi dağıtım grubu oluşturulmuştur.  1996 yılında yeni bir sistem tasarlanmış ve TEDAŞ, işletme haklarının 30 yıllığına devri için 29 bölgesel şirkete ayrılmıştır.  Teklif süreci en düşük işletme maliyetine dayandırılmaktadır.  1996 yılı sonu itibariyle, dört şirketin işletme hakları özel sektöre devredilmiştir.  Süreç tamamlandığında TEDAŞ kontrol mercii halini alacaktır.

Hükümet uzun vadede bir elektrik piyasası oluşturmayı hedeflemektedir.  Ayrıca, sektörün denetimi ve işlerliğinin kontrolüyle, iletim ve dağıtım tarifelerinin belirlenmesinden sorumlu bağımsız bir düzenleyici kurul (regülatör) oluşturmayı tasarlamaktadır.

 

NÜKLEER POLİTİKA

İstanbul'da 1962 yılından beri bir araştırma reaktörü çalışmaktadır.  Türkiye'nin nükleer programı 1975 ortalarında başlamış, 1977 ylında TEK'e, Akkuyu'da bir nükleer santral kurması için lisans verilmiştir.  Uluslararası bir ihale açılarak santralın inşası, türbin ve yakıt temini için iki şirket seçilmiştir.  Fakat bu şirketlerle yürütülen pazarlıklar 1980 yılında başarısızlıkla sonuçlanmıştır.  1980'lerin başlarında, Akkuyu'dakine ilaveten Sinop'taki iki santral projesini de kapsayan süreç, ihaleye katılan şirketlerle anlaşma temin edilemediğinden terkedilmiştir.

1995 Şubat'ında TEAŞ tarafından, Kore Atom Enerjisi Enstitüsü ile Goncer Ayulp Mühendislik Danışmanlık adlı Türk şirketinden oluşan konsorsiyuma bir danışmanlık ihalesi verilmiştir.  Aralık 1996'da bir nükleer santral inşası için uluslararası bir ihale açılır.  Tasarım ya 1000 MW'lık bir veya 600'er MW'lık iki üniteden oluşacaktır.  İnşaatın 1998'de başlayıp, santralın 2005-2006'da devreye girmesi, üretim maliyetinin 4-5 cent/kWs olması beklenirken, bu ihale de Hazine'nin garanti vermemesi nedeniyle sonuçsuz kalmıştır.

TAEK nükleer araştırma ve geliştirmeden, nükleer alandaki tüm etkinliklerle ilgili denetim ve kontrol konularından sorumludur.  Her yıl Parlamento tarafından belirlenen bütçesi 1997 için 1.6 trilyon TL'dir.  Nükleer program açısından TAEK, Türkiye'nin nükleer politikasından, nükleer santralların güvenlik koşullarının değerlendirme ve denetiminden, ilgili lisansların verilmesinden sorumludur.  Bu kuruluş, teklif sürecinde hazırlanan belgeleri güvenlik ve lissanslanabilirlik açısından değerlendirebilecek, santralın inşa ve işletme sürecinde uygun prosedürlerin kullanımını garantileyecektir.

 

ELEŞTİRİ

Türkiye'de elektrik tüketimi büyük bir hızla artmaktadır.  Geçen yirmi yıl içerisinde kamu kuruluşları, talebi karşılamak için yeterli kapasiteyi inşa konusunda başarılı olmuş, fakat yatırımlarda son yıllarda görülen azalmalar elektrik yetersizliğine yol açmıştır.

Türkiye'nin karşı karşıya bulunduğu esas sorun fiyatlandırmadır.  Başta sübvansiyona tabi konut sektörü ve gelişmemiş bazı alanlardaki düşük fiyatlar olmak üzere, fiyatlandırma  politikası çeşitli sorunlara yol açmıştır:

1.)       Mevcut fiyat düzeyleri kamu kuruluşlarınca üstlenen yatırım ve bakım onarım maliyetlerinin telafisine imkan vermemektedir,

2.)       Fiyatlandırma politikası üretimde kapasite yetersizliğine ve bazı santralların genel bakım açısından ihmaliyle sonuçlanmıştır,

3.)       Fiyatlar arz ve talep dengesini yansıtmamakta ve dolayısıyla yatırımlar açısından sinyal olarak kullanılamamaktadır,

4.)       Fiyatlandırma politikası otoüretimdeki artışı yavaşlatmaktadır, çünkü otoüreticilerin satış fiyatı TEAŞ'ın nihai tüketicilere uyguladığı düşük fiyatlara dayalıdır,

5.)       Düşük fiyatlar enerjinin verimsiz kullanımına ve elektrik talebinde büyük artışlara yol açmaktadır,

6.)       Düşük fiyatlar FGD sistemlerinin fonlandırılmasını güçleştirerek, hava kirliliğini azaltma imkanlarını kısıtlamaktadır.

Bu nedenlerle, bazı alanlara tercihli uygulama dahil, mevcut fiyat sisteminin değiştirilmesi ve fiyatların, kamu sübvansiyonlarını ortadan kaldıracak biçimde tüm maliyet unsurlarını yansıtması sağlanmalıdır.  Eğer sosyal ayrıcalık gerekiyorsa, bunlar yardıma ihtiyacı olan insanlara doğrudan iletilmeli ve piyasa bozulmalarından kaçınmak için, enerji fiyatlandırması kanalıyle gerçekleşirilmek yerine bütçeden karşılanmalıdır.

Elektrik fiyatlandırmasındaki değişiklik, işletmede iyileştirmelere paralel olarak gerçekleştirilmelidir.  Dağıtımdaki elektrik kayıpları, diğer IEA üyesi ülkelere oranla büyüktür.  Üretim, iletim ve dağıtımdaki gerekli iyileştirmeler, muhtemel fıyat artışlarını bir ölçüde sınırlayabilir.

İşletme haklarının devri ve BOT/BOO modelleri kanalıyla özel sermayeye yönelme kararının, elektrik sektörünün işleyişini şu şekillerde iyileştirmesi beklenmektedir:

1.)      BOO santralları elektriğini doğrudan tüketicilere satabildiklerine göre, bazı tüketiciler temincilerini seçebilecektir.  Bu, Türk elektrik sektörünün, tüketicilerin gelecekteki maliyet azalmalarından yarar sağlayabileceği daha rekabetçi ve dolayısıyla daha verimli bir piyasaya doğru arzu edilen evrimine yönelik bir gelişmedir.

2.)      BOT/BOO modelleri elektrik endüstrisinin yönetimini de iyileştirebilir.  Özel şirketler, daha iyi yönetim ve daha düşük personel sayısı sayesinde, bazı bölgelerde TEAŞ'tan çok daha düşük fiyatlarla elektrik satabileceklerini söylemektedir.  Bazı şirketler TEDAŞ'ın dağıtım şebekelerini işletebileceklerini ve maliyetleri azaltarak Hazine fonlamasına ihtiyacı ortadan kaldırabileceklerini ifade etmektedir.

3.)      TEAŞ'ın konvansiyonel bir güç santralını inşası yaklaşık 10 yıl aldığına göre, özel şirket girişimi inşaat hızlarını artırıp inşa maliyetlerini azaltabilecektir.  Yeni tesislerin inşaatının hızlandırılması şarttır, çünkü yeni yatırımlar acilen gereklidir.  Şimdilik, kapasite yetersizliği sektörün verimli çalışması açısından olumsuz etkiler yaratmakta, santralların bakıma alınmaları geciktirilmekte, eski ve verimsiz santrallar yenilenememektedir.  Bazı bölgelerde güç yetersizlikleri ciddi boyutlara varmıştır.

Hükümet hukuki ve anayasal sorunların aşılma çabalarında, kuralları uyumlu hale koyarak ve özelleştirmeyi hızlandırarak esneklik göstermiştir.  Özelleştirme programının yerini işletme hakkı devri almıştır.  Ayrıca 1994 yılından bu yana, BOT programlarını daha çekici kılmak ve yabancı yatırımcılara cazip hale getirmek için çeşitli yasalar geçirilmiştir.  Fakat BOO programları hakkındaki kararnamenin yasa dışı bulunması, özelleştirme programını ve yeni yatırımları geciktirmiş, 1997 Temmuzu'nda Parlamento yeni bir yasa geçirmiştir. 

Hak devirleri ve BOT/BOO programları ile ilgili yasal koşullların açıklığa ve istikrara kavuşturulması gereği vardır.  Açıklık ve istikrar, özel şirketlerin yatırımlarını değerlendirmelerine imkan verecek, elektrik sektörünü yatırımlar açısından daha güvenli ve cazip hale getirecektir.  Böyle bir çerçeve, şeffaf ve yarışmacı ihale koşullarını sağlayıp, özel sektörün güvenini arttıracak ve en verimli projelerin seçimini mümkün kılacaktır.

Dengeli bir yasal çerçeve ayrıca, yönetim süreçlerini basitleştirmenin yanında, özel şirketlerle veya kamu şirketlerinin yönetimleri arasında doğrudan pazarlıkla yapılan mukavele anlaşmalarını ortadan kaldıracaktır.  Hızlı yönetim süreçlerinden otoüreticilerin de yarar sağlaması sözkonusudur.

Elektrik sektörünün yeni tasarımı esas olarak, özel şirketlerle TEAŞ arasındaki uzun süreli mukavelelere dayalı görünmektedir.  Bu mukaveleler, yatırımcıların üstlendiği riskleri azaltmaya ve yatırımları teşvik etmeye yönelik anlaşmalardır.  Fiyat belirleme mekanizması bir spot piyasasından farklı olmakla beraber, temin edicilerin sayısını artırmak ve teklif süreçlerini devreye sokmak, rekabetçi bir piyasayı teşviğin iki yöntemidir.  Daha fazla rekabete doğru bir adım olarak, dağıtıcıların ve giderek artan sayıda tüketicinin kendi temin edicilerini seçerek, fiyat pazarlığını doğrudan yapabilmelerine imkan tanınmasıdır.

TEAŞ bağımsız güç üreticilerinden (IPP) anlaşmalı fiyat üzerinden 20 yıl süreyle elektrik alınca, satın alma fiyatı sabit terimlerle, TEAŞ'ın ortalama üretim maliyetine eşit veya o düzeyde olmaktadır.  Fakat bu, mukavele süresi boyunca bir ortalamadır.  İlk birkaç yıl için alım fiyatı, özel şirketin yatırımlarını daha çabuk amorti edebilmesi için yüksektir.  Bu yüksek fiyat süresi dolduktan sonra, TEAŞ anlaşmaların tam maliyetini tüketicilere yansıtabilmelidir.

Elektrik şirketlerinin muhasebeleri üretim, iletim, dağıtım ve diğer etkinlikler kalemlerine ayrılmalı, maliyetlerle fiyatların şeffaflaşması sağlanmalıdır.  Ayrıca, TEAŞ'ın özel sektöre devredilmeyecek olan kısımları özerkleştirilerek, kurum diğer şirketlerle eşit şartlara kavuşturulmalıdır.

Elektrik sektörünün daha fazla rekabete doğru evriminin denetim ve teşviki için piyasa şeffaflığına ihtiyaç olduğuna göre, bağımsız bir düzenleyici kurum oluşturulmalıdır.  Tarifelerin adil ve şeffaf olmasını sağlamak, satın alma mukaveleleri de dahil olmak üzere doğabilecek anlaşmazlıkları çözebilmek için, üçüncü partilerin iletim ve dağıtım ağlarından yararlanabilmelerine dair açık kurallar konmalıdır.  Bu durum, sistemin şeffaflığını takviye edecek, piyasadaki gerçek ve potansiyel oyuncuların güvenini artıracaktır.

Hükümet üretim planlamasından kademeli olarak uzaklaşıp bu işlevi TEAŞ'a ve emsal diğer kamu kuruluşlarına devretmelidir.  Temin güvenliği ve maliyet minimizasyonu hedeflerine, merkeziden ziyade ticari çerçevede alınan kararlar en iyi şekilde hizmet edecektir.

Yük dağıtım sisteminin iyileştirilmesi ve daha esnek bir tarife sistemi gibi incelenmekte olan diğer önlemler de keza, daha verimli bir temin sistemi sağlayacaklarından dolayı, teşviğe şayandır.  Başta Avrupa olmak üzere daha fazla sayıda enterkonnekte bağlantı, arz ve talep dengesinin daha iyi yönetimini sağlayacaktır.  Uzun vadede sistemin, bir spot piyasasına doğru evrimi olasılığı, potansiyel yararları açısından irdelenmelidir.

Nükleer enerjinin gelişimi, yakıt çeşitliliğinin ve temin güvenliğinin artmasına, CO2 emisyonlarının azalmasına yardımcı olacaktır.  Verimli ve şeffaf bir kontrol sağlayabilmek için, organizasyonun kontrol yapısı, ilgili taraflardan bağımsız olmalıdır.  Güvenlik, mühendislerle teknisyenler için profesyonel eğitim ve acil durum planları, nükleer güç üretiminde uzun deneyimleri bulunan diğer ülkelerin sunduğu örneklerden de yararlanılarak dikkatle irdelenmelidir.  Hükümet şeffaf bir karar süreci izleyerek, kamuoyundan onay sağlamaya çalışmalıdır.

 

ELEKTRİK ÖNERİLERİ

Hükümet;

1.)      Fiyatların tüm temin maliyetlerini kapsamasını sağlamak, bölgesel ve tüketiciler arası çapraz sübvansiyonları ortadan kaldırabilmek için elektrik fiyatlandırma sisteminde acilen reforma yönelmelidir,

2.)      BOT/BOO projeleri ile TEAŞ ve TEDAŞ tesislerinin devri için, ticari açıdan gerçekçi, istikrarlı ve tutarlı bir yasal çerçeve oluşturmalıdır,

3.)      Maliyetlerle fiyatlarda şeffaflığı garantileyebilmek amacıyla, elektrik şirketlerinin muhasebelerini ayrıntılandırmalıdır,

4.)      Kamu şirketlerini, özelleştiremezse özerkleştirmelidir,

5.)      Hem kamu ve hem de özel şirketler açısından denetim ve fiyatlandırma konularını yönetecek bağımsız bir denetleyici oluşturmalıdır,

6.)      Başta otoüretim ve ağa erişim alanında olmak üzere, elektrik üretim ve dağıtımında rekabet koşullarını kuvvetlendirmelidir,

7.)      Üretim planlamasından kademeli olarak çekilmeli, bu işlevi TEAŞ ve ilgili kamu kuruluşlarına devretmelidir,

8.)      Nükleer güç programıyla ilgili tesislerin güvenliğini garantilemek için gerekli olan bağımsız yönetim yapılarını güçlendirmeli, kamuoyunun onayını kazanmak için çabalarını sürdürmelidir.

 

 

YENİLENEBİLİR ENERJİ KAYNAKLARI

YENİLENEBİLİR ENERJİ ARZ VE TALEBİ

Yenilenebilir enerji üretim ve kullanımı 1995 yılında 10.3 mtpe’yi, yani TBEA'nın %16.5'ini bulmuştur.  Yenilenebilir enerji, kömürden sonra ikinci en büyük yerli kaynağı oluşturmaktadır.  Geçmiş 20 yıl içinde azalma eğilimi göstermiş olmakla beraber, 1995 yılında TBEA'ndaki payı IEA ortalamasının neredeyse üç katıdır.  Yenilenebilir enerji arzının üçte ikisinden fazlası, çoğunlukla odun ve tezek gibi ticari olmayan yakıtlardan oluşmaktadır.  Bu kaynaklar genellikle, konut sektöründe ısı için kullanılmaktadır.  Fakat biyokütleden elektrik üretimi yakın zamanlarda geliştirilmiştir.  Yenilenebilir enerji arzının kalan üçte biri, ağırlıklı olarak, 1995 yılındaki elektrik üretiminin %41'ini sağlamış olan hidro gücüdür.  ETKB yenilenebilir kaynaklardan enerji üretiminin artacağını öngörmektedir.  Fakat toplam arz içerisindeki payı düşecektir.

Biyokütle ve hayvan ürünleri tüketimi 1995 yılında 7 mtpe'dir.  1995'te 5 mtpe olarak kaydedilen odun kullanımı, ormanların azalması sorununa yol açmaktadır.  Konut yapımında da kullanılıyor olması nedeniyle aslında daha büyük olan odun tüketiminin, 2000 yılında 8.1 mtpe’ye ulaştıktan sonra biraz azalması beklenmektedir.

Hidro üretim 1995 yılında 3.1 mtpe'dir.  Bu üretim geçen yirmi yıl içinde 13 misli artmıştır.  EİEİ'ye göre Türkiye, üçte ikisinden fazlası henüz devreye sokulmamış olan 125 TWs'lik bir ekonomik hidro potansiyeline sahiptir.  Hidro üretimin artış eğilimini sürdürerek, 200 yılında 3.6 mtpe’ye ve 2010 yılında 6.7 mtpe’ye ulaşması beklenmektedir.  Bu kurgunun ağırlıklı kısmını büyük hidrosistemler oluşturmaktadır ve 1996 yılında, 10 MW'tan küçük santralları toplam kapasitenin %2'sinden azını oluşturmuştur.

Jeotermal enerjinin TBEA'na katkısı 1995 yılında, 86 GWs'lik elektrik üretimi de dahil olmak üzere 138 ktpe'dir.  Resmi tahminler ısınma amaçlı jeotermal enerji kullanımının anlamlı artışlar göstererek, 2000 yılında 1.5 mtpe’ye ve 2010 yılında 5.7 mtpe’ye ulaşacağını öngörmektedir.  1984 yılında 15 MW'lık bir jeotermal santral devreye girmiştir.  EİEİ toplam teorik kapasitenin 200 MW civarında olduğunu varsaymakta olup, bu kapasitenin değerlendirilmesi çalışmalarına devam etmektedir.  EİEİ'nin incelemelerine göre Ege ve Marmara bölgelerinde henüz keşfedilmemiş büyük bir potansiyel vardır.

Güneşe dayalı termal enerji, küçük oranda doğrudan kullanılmakta olup, 1990-95 arasında iki mislinden fazlasına katlanarak, 1.9 milyon metrekarelik termal kollektör alanıyla, 52 mtpe’ye ulaşmıştır.  Türkiye'de 100'e yakın plaka kollektörü üreticisi vardır.  Kayıtlarda fotovoltaik üretim yoktur.  Güneş enerjisi kullanımının 2000'de 94 ktpe'ne, 2010 yılında da 308 ktpe'ne ulaşması beklenmektedir.

EİEİ Marmara, Ege ve Güneydoğu Anadolu bölgelerinde rüzgar gücünün kullanımına uygun yöreler belirlemiştir.  İzmir yakınlarında 55 kW'lık bir türbin jeneratörü inşa edilmiş olup, Marmara Bölgesi'nde de BOT programı altında bir rüzgar çiftliğinin inşası tasarlanmaktadır.

 

POLİTİKA

Çevre Bakanlığı, jeotermal ısı ve diğer çevredostu yatırımların gelişimini teşvik amacıyla, sermaye yatırımının %45'ine varan oranlarda, %10 vadeli düşük faizli krediler dağıtmaktadır.  Ayrıca, prototip projeleriyle ilgilenmektedir.  Hükümet, CO2 emisyonlarının azaltılması planının bir parçası olarak, jeotermal projelere finansman cazibesi kazandırmayı düşünmektedir.

ETKB bu alanda, potansiyel yenilenebilir kaynaklar da dahil olmak üzere çeşitli işlevler yerine getiren EİEİ kanalıyla etkindir.

Ormanların hemen hepsi kamu mülkiyetinde olup, Orman Müdürlüğü kanalıyla yönetilmektedir.  Hükümet, yeni dikimleri de içeren bir orman yönetim programı uygulamıştır.  Konutlara, 325,000 adet odun yakan eski sobanın değiştirilmesi için %0 faizli kredi verilmektedir.

Ankara belediyesinin, başta güneş enerjisiyle ısıtma, PV enerji ve rüzgardan elektrik üretimi olmak üzere, enerji ihtiyacının %10'unu yenilenebilir kaynaklardan sağlamak gibi bir yerel hedefi olmakla beraber, bu kaynaklara yönelik hiçbir ulusal hedef yoktur.  Bu yerel plan çerçevesinde, başarılı tasarımları konut denetimine dahil edebilmek amacıyla, binalarda pasif güneş enerjisi kullanımına yönelik çalışmalar yapılmaktadır.  Hidro ve jeotermal ısı konularında belediye desteği vardır.

1996 yılında yenilenebilir enerji araştırma geliştirmesine ayrılan kaynakların, 1.185 milyar TL olduğu tahmin edilmekte ve bu tutar, toplam enerji ar-ge harcamalarının %4.6'sını oluşturmaktadır.  Desteklenen ana kaynak, ısınma ve klimaya yönelik güneş enerjisidir.

 

ELEŞTİRİ

Yenilenebilir kaynakların durumu, enerjinin tipine göre değişmektedir.  Odun kullanımı sürdürülebilir olmalıdır.  Hidro ve jeotermal potansiyel büyüktür, fakat diğer kaynaklar henüz gelişmemiştir.

Odun tüketiminin ormanlara zarar vermemesi gerekmektedir.  Hükümet bu soruna, özellikle yasa dışı kesimle mücadeleyi ve dikim çabalarını arttırarak eğilmelidir.

Elektrik ağı büyük oranda yaygınlaştırılmış ve elektrik fiyatları konutlar için düşük düzeyde tutulmuştur.  Konut sektörü lehine çalışan çapraz sübvansiyonların kademeli olarak azaltılması yanında elektrik ve diğer konvansiyonel yakıt fiyatlarının, maliyetleri yansıtacak şekilde piyasa düzeylerine çıkarılması, yenilenebilir kaynaklara eşit şartlar altında rekabet imkanı sağlayacaktır.

Yenilenebilir kaynaklara destek, maliyet etkinliği çerçevesinde verilmelidir.  Yenilenebilirler alanındaki hükümet politikasının olumlu unsuru, bu kaynaklardan enerji üretiminin ekstra maliyetini hesaba katmayan genel anlamda bir teşviğin bulunmamasıdır.  Enerji için finans kaynakları sınırlı olduğuna göre, yenilenebilir kaynaklara verilecek desteğin maliyet açısından en etkin projelere öncelik üzerinde yoğunlaşması gerekir.  Yenilenebilir kaynaklarla ilgili ihale süreçleri, bu tür projelerin desteklenmesini garantilemeyi hedeflemelidir.

 

YENİLENEBİLİR ENERJİ KAYNAKLARI HAKKINDA ÖNERİLER

Hükümet;

1.)    Orman kaybı sorunuyla ilgilenmeye devam etmelidir,

2.)    Konvansiyonel yakıt fiyatlarının piyasa düzeylerine ulaşmasına imkan tanımak suretiyle, yenilenebilir kaynaklar için serbest rekabet ortamı sağlamalıdır,

3.)    Bu kaynakları desteklerken maliyet açısından en etkin projelere öncelik tanımalıdır.

 

 

ENERJİ VE ÇEVRE

Türk çevre politikasının ana hedefi, gelişmeyi teşvik ederken çevreyi koruyup geliştirmektir.  Çevre politikası, enerji politikasının çevre sorunlarını hesaba katmasını ve ekonomik gelişme için gerekli olan enerji talep artışıyla çevre ilgileri  arasında bir denge kurulmasını amaçlamaktadır.  Çevre Bakanlığı 1991 yılında kurulmuş ve 1997'den bu yana, yeni enerji yatırımlarıyla ilgili kararların tümüne katılmıştır.  Başbakanlık kararına göre 1997 yılı Türkiye'de Ulusal Çevre Yılı ilan edilmiştir.

 

ENERJİYLE İLGİLİ CO2 EMİSYONLARI

Enerjiye bağlı CO2 Emisyonları

Enerji kökenli CO2 emisyonları, 1990'den itibaren yıllık %3 ortalamayla 1995 yılına kadar toplam %15.9 artarak, 1995 yılında 160.5 mt'a ulaşmıştır.  Türkiye IEA üyesi 24 ülke arasında, 1990-95 arası artış hızı itibariyle 3. olmakla beraber, 1995 yılında hala, kişi başına en düşük enerji kökenli CO2 emisyonuna sahiptir.  Fakat hem kişi ve hem de birim gayrısafi yerel hasıla (GSYH) başına emisyon miktarları artmaktadır.

Kömür ve kömür ürünlerinden kaynaklanan enerji kökenli CO2 emisyonları, 1990-95 arasında hafifçe azalmıştır.  Başta elektrik ve rafineri sektörleri olmak üzere enerji kökenli ve ulaşım sektöründeki CO2 emisyonları artarken, sanayi sektöründeki emisyonlar yaklaşık olarak sabit kalmıştır.

Enerji tüketim tahminleri CO2 emisyonlarında hızlı bir artışa işaret etmekte, bu emisyonların 2000 yılında, 1995'e göre %48'den fazla bir artışla 238 mt'a, 2010 yılında da 425 mt'a ulaşması beklenmektedir.  Fakat bu tahminler gözden geçirilmektedir.  Doğal gaz ve ihtal kömür tüketiminin yukarıya, yerli linyit tüketiminin ise aşağıya çekilmesi, enerji kökenli CO2 emisyonlarında daha düşük bir artışa yol açacaktır.  Ayrıca, enerji verimliliğini arttırmak amacıyla alınmış olan önlemlerin bu emisyonları daha da azaltması gerekmektedir, ki bu husus emisyon tahminlerine dahil edilmemiştir.

 

Sera Gazı Emisyonu Politikaları

Türkiye, İklim Değişikliğiyle İlgili Çerçeve Antlaşma'yı (Framework Convention on Climate Change-FCCC) imzalamamıştır.  Hükümet Türkiye'nin, bir OECD üyesi olmasına rağmen, bu anlaşmada gelişmekte olan bir ülke muamelesi görmesini istemekte ve ülkelerin CO2 azaltım yükünü, göreceli gelişme düzeylerini yansıtacak biçimde paylaşması gerektiğini düşünmektedir.

Fakat Türk Hükümeti anlaşmanın ruhuyla hemfikirdir.  Görüşlerinin dikkate alınacağı ve yükümlülüklerinin 'kademelendirilmiş sorumluluklar' temelinde belirleneceği beklentisiyle, konvansiyona katılmak için gerekli Parlamenter süreçleri başlatmıştır.

Türkiye ayrıca, Sera Gazı emisyonlarıyla ilgili olarak muhtelif önlemler almıştır:

1.)      Ulusal İklim Koordinasyon Kurulu sera gazları ile ilgili olarak FCCC'ye üye ülkelerin yaptığı doğrultuda bir rapor hazırlamıştır.  Bu rapor başta hidroelektrik ve fosil kaynaklar için ileri yanma teknolojileri olmak üzere yenilenebilir kaynak kullanımının artırılmasını önermektedir,

2.)      İklim değişikliği konusundaki bilimsel gelişmeleri takip edip değerlendirecek ve ulusal sera gazı envanterini çıkartacak bir çalışma grubu oluşturulmuştur,

3.)      Çevre yatırım önceliklerini belirleyip genel enerji ve ekonomi politikalarına ithal etmek üzere, Dünya Bankası tarafından desteklenen ve DPT tarafından yürütülen bir 'Türkiye Ulusal Çevre Stratejisi ve Eylem Planı' projesi oluşturulmuştur.

Bu planla ilgili olarak DPT, CO2 emisyonlarını azaltma önlemlerini içeren bir 'Ulusal Ajanda 21' taslağı hazırlamaktadır.  Bu plan, bazıları zaten uygulanmış olan şu önlemleri öngörmektedir:

1.)    Elektrik üretimi ve konut sektöründe ısıtma için daha fazla doğal gaz kullanımı,

2.)    Yenilenebilir kaynaklarla ilgili ar-ge desteği ve jeotermal projelerin kuvvetlendirilmesi,

3.)    İzolasyon ve ısıtma sistemlerinde iyileştirmeler,

4.)    Ulaşım sektöründe alternatif yakıt kullanımının artırılması,

5.)    Kojenerasyon için finans desteği,

6.)    Nükleer santral inşası.

 

DİĞER EMİSYONLAR

Emisyon Eğilimleri

Fosil yakıt kullanımındaki artış, kirletici emisyonlarının da büyümesine yol açmıştır.  Otomobil sahipliğindeki hızlı artışa paralel olarak artan ulaşım yakıtı talebi, kentlerdeki hava kirliliğini artırmıştır.  Ayrıca, dizel yakıtın maksimum sülfür içeriği %0.7 k/k (kütle/kütle) olup, diğer IEA ülkelerince müsaade edilen %0.05 k/k veya altındaki oranların çok üzerindedir.  Isınmak için kısmen hala linyit kullanan kent nüfusundaki büyüme nedeniyle artan ısı talebi, kentlerdeki kirlenmenin bir diğer sebebidir.

Hükümet toplam emisyonlarla ilgili istatistik toplamamaktadır.  DİE'ye göre, SO2 ve parçacık emisyonları artmaktadır.  Keza, elektrik sektöründen kaynaklanan NOx ve SO2 emisyonları...

 

Çevre Denetimi ve Politikası

Son yıllarda Hükümet, enerji kaynaklarından doğan kirlenmeyi azaltmak için bir dizi önlem almış veya almayı tasarlamaktadır:

1.)      Konutlarca kullanılan yüksek kükürtlü linyitin düşük kükürtlü ithal kömürle ikamesi yönünde önlemler alınmıştır.  Bazı sanayi bölgelerinde, yerli taşkömürün yerini düşük sülfürlü ithal kömür almıştır.  Büyük kentlerdeki artan doğal gaz kullanımı da kirletici emisyonlarının azalmasına katkıda bulunacaktır,

2.)      Otomotiv dizelin maksimum kükürt içeriğinin 2000 yılında, şimdiki düzeyi olan %0.7 k/k'dan (kütle/kütle), Tüpraş'ın rafinerilerdeki yatırımların gelişime bağlı olarak  %0.2 veya 0.05 k/k'ye düşürülmesi planlanmaktadır.  Kükürt içeriği için Ocak 1997'de belirlenen ilk program, Tüpraş'ın bu takvimi gerçekleştirecek yatırım kaynaklarının hazır olmadığı gerekçesi yüzüden ertelenmiştir.  Ağır fuel oilin maksimum kükürt içeriği %3.5 olup, kükürt içeriğine bağlı bir vergilendirme farklılığı yoktur.  Kurşunsuz benzine uygulanan vergiler, kurşunlu benzininkinin biraz altındadır,

3.)      1986 tarihli Hava Kalite Kontrol Düzenlemesi, yanma tesisleri için ceza da içeren emisyon sınırları yanında, endüstriyel olan veya olmayan bölgeler için global emisyon standartları belirlemektedir.  Yerel Halk Sağlığı idareleri yerel hava kalitesini izlemekte olup, sınır değerlerin aşılması halinde kirletici emisyonlarının azaltılması için gereken önlemleri alabilmektedirler.  Linyite dayalı tüm güç santrallarının FGD ekipmanı ile donanımı şarttır.  Bu ekipman ayrıca, mevcut linyit santrallarına da yerleştirilmekte, 1986 tarihli düzenleme gözden geçirilmektedir,

4.)      Çevre Bakanlığı 1992 yılında; arabalar, kamyonlar ve tırların emisyon testleri için bir düzenleme getirmiştir.  Bu düzenleme, müsaade edilen maksimum emisyon düzeylerine uyulmadığı takdirde cezalar öngörmektedir.  Kullanılmış araçların satışı sırasında emisyon testi şarttır,

5.)      Çevresel Etki Değerlendirmesi ile ilgili olarak 1993'te çıkartılan düzenleme, yeni güç santralları da dahil olmak üzere tüm yeni yatırımlar için etki değerlendirmesini şart koşmaktadır.  Çevre Bakalığı yatırımlara, bu değerlendirmenin sonucuna göre izin vermektedir.

Hava kalitesini iyileştirmek amacıyla yerel düzeyde önlemler de alınıştır;

1.)      Kitle ulaşımına, kent trafiğinde ve dolayısıyla hava kirliliğinde azalmaya yol açacak yatırımlar yapılmaktadır.  1996 yılında Ankara'da, 2000 yılında da İstanbul'da birer metro devreye girmiş olup, her ikisinin de erişim hatları genişletilmektedir,

2.)      İstanbul Belediyesi, izolasyon yatırımı yapan konutlar için daha düşük doğal gaz fiyatı önermektedir,

3.)      Kentleşmiş alanlardaki hava kirliliğini ölçen sistemlerin sayısı arttırılmış ve periyodik bilgiler sağlanmaya başlanmıştır.  Belediyeler, linyit gibi bazı yakıtların yasaklanması da dahil olmak üzere bir takım önlemler almıştır. 

 

ELEŞTİRİ

Hükümetin FCCC'ye katılım düşüncesi, sera gazı emisyonlarının daha kapsamlı denetimi açısından takdire şayandır.  Türkiye ayrıca, emisyon kaynaklarının ve bu kaynakların evriminin daha iyi anlaşılmasını mümkün kılacak olan bir ulusal sera gazı envanteri hazırlamaktadır.

Kişi başına enerji kulanımı ve CO2 emisyonları, diğer IEA ülkelerine oranla düşük olmakla beraber, ulusal gelir artışı ve ülkenin hızla kentleşmesi sonucu hızla artmaktadır.  Bu durum, sera gazı emisyonlarının azaltılması yönündeki çabaların arttırılmasını gerektirmektedir.  İlk adım olarak enerji fiyatlandırmasının, maliyetleri yansıtacak biçimde reforma tabi tutulması, sadece enerji verimliliğini arttırmakla kalmayıp, CO2 emisyonlarını da azaltacaktır.

Yerel ve özellikle de kentlerdeki kirletici emisyonları ile ilgili olarak, bir önceki derinlemesine rapordan bu yana bir miktar ilerleme kaydedilmiştir.  Çevresel etki değerlendirmesi ile ilgili yasanın benimsenip uygulamaya konmuş olmasını ve belediyelerce alınan bazı önlemleri bu kapsamda zirketmek mümkündür.  Hava kirliliğinin daha iyi izlenmesi sayesinde, yetkililer sorun alanlarını belirleyip uygun düzeltici önlemleri alabileceklerdir.  Fakat hava kalitesini iyileştirmek için çeşitli önlemlerin alınması ihtiyacı vardır.  Bu önlemler, CO2 emisyonlarını azaltmak suretiyle global çevreye de olumlu katkıda bulunabilir.

Fiyat reformu bu durumu şu açılardan iyileştirecektir:

1.)    Enerji verimliliğini arttırarak,

2.)    Elektrik üretim ve iletim şirketi TEAŞ'ın FGD üniterlerine gerekli yatırımları yapabilmesini sağlayarak.  Bu husus, SO2 emisyonlarının esas kaynağı linyit olduğundan önemlidir,

3.)    Tüpraş'in yakıt kalitesini iyileştirmek için gerekli yatırımları yapabilmesini mümkün kılarak.

Linyitten doğal gaza daha yüksek oranda geçiş, kentlerdeki hava kalitesinin iyleşmesine katkıda bulunacaktır.  Fiyat reformuna ilaveten, gaz dağıtım ağına yapılacak olan yatırımlar daha fazla sayıda insanın bu kaynaktan faydalanmasını sağlayacaktır.

Hava kalitesiyle ilgili yasalar ve düzenlemeler, kurallara uyulmaması halinde cezalar öngörmektedir.  Hükümet bu önlemlerin etkinliğini, belki kontrolları arttırıp cezaları yükselterek garantilemelidir.

Otomobil sahipliğinin büyük oranda artması beklenmektedir ve ulaşım kaynaklı kirletici emisyonlarının azaltılması için şu önlemlere ihtiyaç vardır:

1.)     Otomotiv dizelindeki çok yüksek oranlı kükürt içeriğinin azaltılması, kentlerdeki hava kirliliğine katkısı büyük olduğu için acilen gereklidir.  Ayrıca, düşük kükürtlü benzin ve dizel yakıtı, araç filolarının NOx ve CO emisyonunu anlamlı miktarda azaltmaktadır.  Hükümet yeni düzenlemelerin hayata geçirilmesi için bir zaman hedefi belirlemeli ve bunu değiştirmemelidir.  Rafineriler uyum sağlamalı ve gerekli yatırımları yapmalıdır.  Tüpraş'ın hükümet tarafından planlandığı üzere özelleştirilmesi ve fiyatları çoğu kez uluslararası düzeyin altında belirleyen hükümet müdahalelerinin sona erdirilmesi, rafinerilerin gerekli yatırımları başarmasına yardımcı olacaktır.  Bu arada, düşük kükürt oranlı ham petrol alımı, ürünlerin kalitesini iyileştirecektir.

2.)     Vergilerin, çevresel olanları da dahil olmak üzere dış maliyetleri de içselleştirecek düzeyde belirlenmesi yerinde olacaktır.  Bu önleme, bazı yakıtların kükürt içeriğinin hala yüksek olması açısından özellikle ihtiyaç vardır.

3.)     Kitle ulaşımına yapılacak yatırımlar, trafik hacmini azaltıp akışını iyleştirmek ve dolayısıyla kentsel hava kirliliğini azaltmak için sürdürülmelidir.

 

ENERJİ VE ÇEVRE ÖNERİLERİ

Hükümet:

1.)    CO2 emisyonlarını azaltma yönündeki çabaları sürdürmeli,

2.)    Hava kalitesiyle ilgili mevcut düzenlemelerin uygulanışını iyileştirmeli,

3.)    Özellikle kentsel alanlarda, yüksek kükürt içerikli linyitten doğal gaza geçişi teşvik etmeli,

4.)    Trafiğin evrimini gözetlemeli ve kitle ulaşımı yatırımlarına devam etmeli,

5.)    Petrol ürünlerinin kükürt içeriğini mümkün olan en kısa zamanda azaltacak önlemleri almalı,

6.)    Başta düşük kükürtlü fuel oilinki olmak üzere, daha temiz yakıtların kullanımını teşvik amacıyla kademelendirilmiş vergiler koymalıdır.

 

 

TEKNOLOJİ, ARAŞTIRMA VE GELİŞTİRME

 

Ulusal eneri ar-ge programlarının ana hedefi, orta ve uzun vadeli enerji arzını güvence altına almaktır.  Bu da yerli kömürün ve jeotermal, güneş, rüzgar gibi yenilenebilir kaynakların temiz kullanımı, özellikle enerji yoğun endüstrilerde enerji verimliliği ve tasarrufunun teşviki kanalıyla başarılabilir.

Bilim ve Teknoloji Üst Kurulu ar-ge önceliklerini periyodik planlar halinde belirlemektedir.  Başta gelen kamu ar-ge kurumu olarak TÜBİTAK, bu önceliklerin belirlenmesinde tavsiye rolüne sahiptir.  Enerji alanındaki ar-ge etkinlikleri, vurgu daha ziyade bilgisayar ve enformasyon sistemleri üzerinde olduğundan, hükümetin üst düzey öncelikleri arasında değildir.

Ar-ge etkinliklerinin kamu ile özel sektör arasındaki dağılımı, %80 kamu ve %20 özel sektör olarak tahmin edilmektedir.  Hükümet 1995 yılında özel endüstrilerde ar-ge'yi teşvik için bir program başlatmıştır.  Ar-ge projelerinin toplam maliyetlerinin %50'ye kadar varan kısmına kamu fonlaması sağlanabilmektedir.  Hükümet ayrıca, entellektüel mülkiyet haklarıyla ilgili yasayı, AB düzenlemeleriyle uyum sağlayacak şekilde değiştirmiştir.

Kamunun enerji alanındaki ar-ge harcamaları tahminen, 1995 yılında 189 milyar TL (4.1 milyon dolar) iken, 1996'da 258 milyar TL (3.2 milyon dolar) olarak gerçekleşmiştir.  Bu veri, KİT'lerin harcamalarını da içermektedir.  Kamunun birim gayrısafi yerli hasıla (GSYH) başına ar-ge bütçesi, IEA ülkelerinin herhangi birininkinden çok daha küçüktür.  1995 yılında, kamunun enerji ar-ge bütçesinin üçte ikisinden fazlası fosil yakıtlara, %16'sı nükleer araştırmalara, %4'ü enerji tasarrufuna, %1.6'sı da yenilenebilir kaynaklara hasredilmiştir.  1996 yılındaki tahminler bu oranları %57, %23, %7 ve %4.6 olarak göstermektedir.  Yenilenebilir kaynaklar bütçesi 1996 yılında, Güneş enerjisiyle ısınma ve klima fonlarındaki sivri artışlar nedeniyle, neredeyse dört misline katlanmıştır.

Kamu ar-ge faaliyetleri, kamu kuruluşları ve üniversiteler tarafından yürütülmektedir.  En önemli sektörlerarası araştırma kuruluşu TÜBİTAK'tır.  TÜBİTAK iki araştırma enstitüsüne ilaveten, ar-ge faaliyetleri sadece enerjiyle sınırla kalmayıp, enformatik konusunu, temel ve teknolojik araştırmaları da kapsayan Marmara Araştırma Merkezi'ni yönetmektedir.  TÜBİTAK ayrıca, araştırma camiasında geniş denetim sorumluluklarına sahiptir ve uzun vadeli ar-ge programlarının etkinlik ve eşgüdümünü sağlama konusunda yetkili yegane kuruluştur.  Diğer ana işlevleri; üniversiteler ve kamu veya özel araştırma kurumları tarafından yapılan ar-ge faaliyetlerine finans desteği vermek, seminerler ve çalıştaylar kanalıyla bilgi dağıtımını sağlamak, burslar vermek, bilimsel ve teknik alanda uluslararası ilişkileri yürütmektir.  TÜBİTAK ayrıca hükümet için, bilim ve ar-ge alanında politika oluşturup tavsiyelerde bulunan bir kurumdur.  Enerji alanındaki TÜBİTAK projeleri esas olarak enerji verimliliği ve yenilenebilir kaynaklar üzerinde yoğunlaşmış olup, yeni teknolojilerin devreye sokulabilmesi açısından önem taşıyan bir şekilde saha uygulamalarıyla ilişkilidir.  1996 yılında TÜBİTAK'ın enerji alanındaki ar-ge harcamaları 25 milyar TL olup, Türkiye'nin bu alandaki harcamalarının %10'unu oluşturmaktadır.

TÜBİTAK daha fazla özel sermaye katkısı cezbetmeye çalışmaktadır.  1990 yılında TÜBİTAK'ın toplam ar-ge harcamaları kaynak itibariyle, %90 kamu kökenli ve %10 mukavele temelli araştırma iken, bu oranlar 1996'da %66 ve %34 olarak değişmiştir.

Marmara Araştıma Merkezi'ndeki Enerji Sistemleri Bölümü, ülkenin yenilenebilir kaynaklar alanındaki orta ve uzun vadeli ihtiyaçlarını hedefleyen araştırmalar yapmakta olup, özellikle güneş, rüzgar ve biyokütle teknolojileri üzerinde yoğunlaşmıştır.  Güneş kollektörlerinin optimizasyon karakteristiklerini iyileştirmeye yönelik verimlilik ve dayanıklılık testlerini amaçlayan bir araştırma projesi, üreticilerle işbirliği çerçevesinde yürütülmektedir.  Diğer araştırmalar, emici soğutma (absorption cooling) sistemleri için yüksek verimli kollektörleri ve deniz suyunun verimli arıtımını hedeflemektedir.  Batı sahillerinin muhtelif bölgelerinde rüzgar tarlalarının inşası ve yerel tatlı sorgumun, güç üretimi, ısıtma kazanları ve ev sobalarında linyitin yerini alabilmesine yönelik olabilirlik çalışmaları da yapılmaktadır.

ETKB MTA'daki, maden arama ve çıkarma işlerine ilaveten temel jeolojik etüd ve araştırmalar da yürüten teknik personeli yönetmektedir.    MTA'nın ana hedefleri, temel jeolojik etüdleri, madenler ve endüstriyel hammaddelerle ilgili arama ve teknolojik araştırmaları yapmaktır.  Arama faaliyetleri çoğunlukla, endüstrinin ve enerji üretiminin ihtiyaç duyduğu metalik mineraller ve hammaddeler üzerinde yoğunlaşmıştır.  MTA ayrıca, teknolojik değerlendirmelere ve aramaların ekonomik olabilirliğine temel oluşturmak üzere, keşfedilmiş olan maddelerin kalite ve miktarını belirlemeye yönelik çalışmalar da yapmaktadır.

ETKB, Karadeniz Bölgesi ve Orta Asya Ülkeleri Arasında Enerji Alanında İşbirliği İçin Bölgesel Çalışma Grubu (REWG) ile işbirliği halinde enerji ar-ge'si üzerinde, özel sektörün katkı miktarını ve gelecekteki öncelikler sıralamasını daha sağlıklı bir şekilde belirleyebilmek amacıyla veri toplamaya yönelik bir program yürütmektedir.

Nükleer alandaki ar-ge çalışmaları TAEK tarafından yürütülmektedir.  TAEK'e ilaveten, MTA ve bazı üniversiteler de belli bazı nükleer projelere katılımcıdır.

Ar-ge açısından uluslararası işbirliği artmaktadır.  TÜBİTAK, çoğunlukla çevre konularıyla uğraşan gayet iyi tanımlanmış projelerle meşguldür.  Türkiye, IEA'nın altı ayrı uygulama anlaşmasına (implementing agreements) katılmıştır.  Ayrıca, AB programları Türkiye'ye açık olup, AB fonlarından yararlanmak mümkündür.  Türkiye aynı zamanda REWG'nin de bir üyesidir.  Bu örgütün, Teknoloji Transferi ve Ar-Ge İşbirliği ile ilgili Alt Çalışma Grubu, enerji teknolojisindeki gelişmeler ve yeni teknolojilerin transferi için yardım konularında bilgi alış verişi üzerinde çalışmaktadır.

 

ELEŞTİRİ

Türkiye'nin ar-ge alanındaki kamu bütçesi çok mütevazıdır.  Ar-ge projelerinin çok iyi odaklanmış olduğu ve Türkiye'nin ihtiyaçlarına uyduğu görülmekte, fakat 1990'lı yıllarda kamu ar-ge bütçesinin yıldan yıla, hiç kuşkusuz programların öncelik tayininde sürekliliğin bulunmayışı nedeniyle sıçramalara uğradığı görülmektedir.

Ulusual enerji tüketimindeki artış eğiliminin beklenen devamı, enerji ar-ge bütçesinin, belirlenen enerji politikalarını yakından ve tutarlı bir şekilde yansıtan bir dağıtımla optimizasyonunu önemli kılmaktadır.  Ar-ge programları uzun vadeli olduklarından, Hükümet fonlamadaki sürekliliği garantilemelidir.  Kamunun ar-ge fonlamasındaki yıllık değişkenliğin büyük olması, özel kuruluşların kamu ar-ge projelerine katılımındaki artışı da engelleyebilir.

Hükümet kamu fonlarının küçüklüğü karşısında, ar-ge'den sorumlu çeşitli kuruluşlar arasında daha iyi bir eşgüdüm imkanı olup olmadığına bakmalıdır. Ayrıca, toplam kamu fonlamasının iyi yönetilip yönetilmediği değerlendirilmelidir.  Özellikle, 1996 yılında, kömürün kamu ar-ge harcamlarındaki payı sadece %5.5 olup, Türkiye'deki kömür üretiminin önemiyle kıyaslandığında hayli küçüktür.  Kayıtlarda, güç teknolojilerine ayrılmış hiçbir harcama yoktur.  Yenilenebilir üretimin artması beklendiğine göre, en etkin yenilenebilir kaynaklara yönelik ar-ge'ye daha büyük önem verilebilir.  Genel olarak, kamunun nükleer alandaki ar-ge harcamaları diğer yakıtlara oranla büyüktür.  Fakat bu harcamalar, hükümetin nükleer santrallar inşası konusundaki kararlılığı nedeniyle faydalı olabilir.  Bilim ve Tekonoloji Üst Kurulu'nun sekreteryası olarak üstlendiği rol TÜBİTAK'a, Türkiye'nin enerji teknolojileri alanındaki ar-ge çabalarından azami yararın türetilebilmesini temin için tümüyle icra edilmesi gereken tavsiye yetkileri vermektedir.

Kamu ar-ge programlarına özel sektör katılımının teşviğine yönelik girişimler, kamu ar-ge çabalarının etkinliğini arttırıp icrasını iyileştirecektir.  KIT'ler özelleştirildikçe veya özerkleştirildikçe, özel ar-ge'yi teşvik yönünde politikalar yerinde olacaktır.  Gerekli verilerin toplanması Türkiye'nin özel sektöre yönelik politikalarını daha iyi odaklayabilmesini sağlayacaktır.  Ar-ge fonlamasındaki sınırlı kapasitesi nedeniyle Türkiye, özellikle kömür ve elektrik de dahil olmak üzere, enerji verimliliği ve yenilenebilir kaynak konularında uluslararası işbirliğini geliştirmelidir.

 

TEKNOLOJİ, ARAŞTIRMA VE GELİŞTİRME ÖNERİLERİ

Hükümet;

1.)    Yıllık ar-ge harcamalarında büyük salınımlardan kaçınmalı,

2.)    TÜBİTAK'ın eşgüdüm rolünü kuvvetlendirmeli,

3.)    Özel sektör ar-ge faaliyetlerini teşvik etmeli,

4.)    Ar-ge çalışmalarının ulusal çaptaki etkinliğini maksimuma çıkarabilmek için, ar-ge verilerinin toplanmasını ve özel sektör faaliyetlerinin değerlendirmesini hızlandırmalı,

5.)    Özel sektörle yakın çalışma içerisinde, enerji verimliliği ve maliyet açısından en etkin yenilenebilir enerji kaynakları konularıyla ilgili, özellikle uygulamalı araştırma kapsamındaki ar-ge'yi teşviğe devam etmeli,

6.)    Ar-ge programlarının, özellike AB ve IEA'ya dönük uluslararası yönelişlerini kuvvetlendirmeli.