Enerji ve Tabi Kaynaklar Bakanlığı istatistik çalışması kapsamıda 2015 Yılı Elektrik Üretim Sektör Raporu’nda enerji piyasasının genel durumu hakkında rapor hazırlandı.Elektrik Üretim A.Ş.'nin (EÜAŞ) mevcut durumunu ve geleceğini etkileyebilecek olan ulusal ve küresel bazda enerji sektöründe yaşanan gelişmeler, enerji politikası eğilimleri ve ileriye dönük sektörel beklentiler ile faaliyette bulunduğu elektrik üretim alanındaki rekabet pozisyonu (ulusal ölçekte ve Avrupa Birliği bazında) incelendi.Ağırlıklı olarak istatistiki veriler ışığında, raporun 1. Bölümünde dünya, 2. Bölümünde ise Türkiye’de enerji ve elektrik üretim sektöründe yaşanan gelişmeler değerlendirilmiştir. 3. Bölümde EÜAŞ’ın sektördeki konumu yine rakamlarla ortaya konmaya çalışılmış, son bölümde ise yine EÜAŞ’ın, Türkiye içinde ve özellikle Türkiye’nin girmeye aday olduğu Avrupa Birliği’nde aynı sektörde faaliyette bulunan diğer şirketlerle (seçilmiş bazı kriterleri kullanarak) kurulu güç, üretim, performans, insan kaynakları, enerji satışları ve üretim portföyü kıyaslamaları yapıldı.Rapor detayı şöyle.1. Dünyada Enerji ve Elektrik2016 Yılına Ait Genel Yatırım ve Finansman Programının Uygulanmasına İlişkin Usul ve Esasların Belirlenmesine Dair Tebliğ’in 19. Maddesi’nde “Teşebbüsler, faaliyette bulundukları sektörleri takip ederek sektör içindeki yerlerini daha iyi analiz edebilmek ve etkin sektörel politikalar geliştirebilmek veya geliştirilmesine yardımcı olabilmek amacıyla 2015 Yılı Sektör Raporunu hazırlar” denmektedir. Bu hüküm gereğince hazırlanan “2015 Yılı Elektrik Üretim Sektör Raporu”nda; Elektrik Üretim A.Ş.'nin (EÜAŞ) mevcut durumunu ve geleceğini etkileyebilecek olan ulusal ve küresel bazda enerji sektöründe yaşanan gelişmeler, enerji politikası eğilimleri ve ileriye dönük sektörel beklentiler ile faaliyette bulunduğu elektrik üretim alanındaki rekabet pozisyonu (ulusal ölçekte ve Avrupa Birliği bazında) incelenmiştir. Ağırlıklı olarak istatistiki veriler ışığında, bu Rapor’un 1. Bölümünde dünya, 2. Bölümünde ise Türkiye’de enerji ve elektrik üretim sektöründe yaşanan gelişmeler değerlendirilmiştir. 3. Bölümde EÜAŞ’ın sektördeki konumu yine rakamlarla ortaya konmaya çalışılmış, son bölümde ise yine EÜAŞ’ın, Türkiye içinde ve özellikle Türkiye’nin girmeye aday olduğu Avrupa Birliği’nde aynı sektörde faaliyette bulunan diğer şirketlerle (seçilmiş bazı kriterleri kullanarak) kurulu güç, üretim, performans, insan kaynakları, enerji satışları ve üretim portföyü kıyaslamalarının yapılmasına çalışılmıştır. 1. Dünyada Enerji ve Elektrik Üretim Sektörlerinin Görünümü Enerji, ekonomik ve sosyal ilerlemeyi sağlayan, hayat kalitesini iyileştiren en önemli faktördür. Nüfus ve demografik değişiklikler enerji talebinin miktarını ve kompozisyonunu etkileyen önemli parametrelerdir. Dünya nüfusu sürekli artmaktadır ve 2013’te 7,1 milyar olan nüfusun 2040’da 9,0 milyara yükselmesi beklenmektedir. Çin’in nüfusunu geçecek olan Hindistan’ın nüfusu 2040’da 1,6 milyara ulaşacaktır. Dünya nüfusunun kentleşme oranı ise 2013’te %53 iken 2040’ta %63’e yükselecektir. Fakat 2013 rakamlarıyla dünya nüfusunun yaklaşık %17’sini teşkil eden 1,2 milyar insan elektriğe kavuşmuş değildir. Bu insanların %95’inden fazlası sadece gelişmekte olan Asya ülkeleri ve Sahra-altı Afrika’da ve büyük çoğunlukla kırsal bölgelerde hayatlarını sürdürmektedir. Dünya nüfusunun yaklaşık %38’i olan 2,7 milyar insan ise yemek pişirmek için geleneksel yöntemlerle biyokütle enerjisinden yararlanmaktadır. Bu insanların %75'i sadece 10 ülkede yaşamaktadır (Sahra-altı Afrika ve gelişmekte olan Asya ülkelerinde). Uluslararası Enerji Ajansı’nın “Yeni Politikalar Projeksiyonu” bu durumun uzun dönemde de devam edeceğini ve 2030 yılında çoğunluğu kırsal bölgede yaşayan 550 milyon insanın (2040’daki olası dünya nüfusunun %6’sı) elektriksiz yaşamaya, 2,3 milyar insanın da temiz pişirme tekniklerine sahip olmadan hayatlarını idame ettireceklerini göstermektedir. Elektriksiz yaşamaya devam edecek nüfusun büyük kısmı Sahra-altı Afrika, Hindistan, Endonezya ve gelişmekte olan diğer Asya ülkelerinde (Çin hariç) yaşıyor olacaktır [1]. Uzun dönemde (2013-2040 arası) ortalama %3,5 büyümesi beklenen dünya ekonomisi, dünyadaki nüfus artışı, sanayileşme ve kentleşme, doğal kaynaklara ve enerjiye olan talebi önemli ölçüde arttırmaktadır. Yapılan projeksiyon çalışmaları [1], Raporun içeriği kaynak gösterilmeden kullanılamaz veya alıntı yapılamaz. 2 mevcut enerji politikalarının devamı halinde, 2040 yılında dünya enerji talebinin, ortalama yıllık %1,38’lik artışlarla, 2013 yılına göre % 44,9 (13.559 milyon ton eşdeğeri petrolden (Mtoe) 19.643 Mtoe’ye) daha fazla olacağına işaret etmektedir. Talep artışı miktarının yüzde 90,7’sinin, 2013-2040 döneminde ekonomik büyüme oranları yüksek (yıllık ortalama %4,5) öngörülen ve hızlı nüfus artış oranına (yıllık ortalama %1) sahip OECD-dışı ülkelerde (özellikle Çin ve Hindistan’da), yıllık ortalama %2,0’lik bir değerle, oluşacağı hesaplanmaktadır. Aynı dönemde yıllık gayrisafi yurt içi hasıla (GSYH) artış ortalaması %1,9 olarak öngörülen OECD ülkelerinde ise yıllık ortalama %0,2’lik artışlar beklenmektedir. 2013 yılı itibariyle dünyanın en fazla enerji tüketen ülkesi konumundaki Çin’in, 2040 yılında ikinci sırada olacak olan ABD’nin tüketeceği enerjiden %94 daha fazlasını tüketeceği, yine 2030 sonrası Hindistan’ın Avrupa Birliği'ni de geçerek Çin ve ABD'nin ardından üçüncü büyük enerji tüketicisi olması beklenmektedir. Söz konusu dört büyük tüketici, 2020 yılında dünya toplam enerji arzının %56,0’sını, 2040 yılına gelindiğinde ise %53,9’unu tüketmekte olacaktır. Dünya enerji talebindeki artışın sürdürülebilir koşullarda karşılanabilmesi için ise, 2015-2040 döneminde, enerji sektöründe yaklaşık 68 trilyon ABD Doları (2014 rakamlarıyla) değerinde yatırım yapılmasına ihtiyaç duyulduğu hesaplanmaktadır [1]. Türkiye’nin girmeye aday olduğu Avrupa Birliği (AB) ise Çin ve ABD’nin ardından en büyük üçüncü enerji tüketicisi konumundadır. AB genelinde birincil enerji talebi artışı 1990-2013 döneminde neredeyse hiç değişmemiştir (%1,2’lik düşüş). 2013’ten 2040 yılına kadar ise talepte çok düşük bir artış (%0,2) beklenmektedir [1]. 28 ülkeli AB genelinde birincil enerji arzında 2005’de %52,2 ve 2013 yılında %53,2 düzeyinde olan ithalat bağımlılığı oranının (doğalgazda %65,3, petrolde %87,4 ve katı yakıtlarda %44,2) 2030 yılına kadar olan dönemde %55,1’e, 2050’de ise %56,6’ya ulaşması beklenmektedir [3,4]. Enerji kaynakları açısından incelendiğinde, birincil enerji arzında, petrol, doğal gaz ve kömürden oluşan fosil kaynaklı yakıtların ağırlıklı konumunun önümüzdeki yıllarda da devam etmesi beklenmekte ve enerji talebindeki artışın (2013-2040 dönemi) yüzde 74,4’lük bölümünün bu kaynaklardan karşılanması öngörülmektedir. Biyoenerji için bu oran %7,5, diğer yenilenebilir kaynaklar için %8,7, nükleer için %6,4, hidrolik için ise %3,0’dür [1]. Bu rakamlar biyoenerjideki artışın önceki yıl (2012-2040 dönemi) öngörülerine göre bir miktar daha düşük kalacağını göstermektedir. 2012-2040 döneminde enerji talep artışındaki biyoenerjinin payının %8,7 olacağı öngörülmüştü. 2013 yılında olduğu gibi 2020 yılında da birincil enerji arzındaki en büyük paya (%30,2) sahip olacağı hesaplanan petrolün, 2030 yılından sonra ilk sıradaki yerini kömüre bırakacağı düşünülmektedir. Mevcut politikaların devamı halinde, en hızlı artışın hidrolik-dışı yenilenebilir enerji kaynaklarında olacağı öngörülmektedir. Bu kaynakların tüketiminin yıllık %1,85’lik artışlarla 2040 yılında (2013 yılına göre) %64,2 artacağı hesaplanmaktadır. Ardından nükleer enerji kullanımının ortalama yıllık %1,77’lik artışlarla %60,4 ve doğal gaz tüketiminin de %1,73’lük artışlarla %58,9 artması beklenmektedir. Aynı dönemde petrol tüketiminin ortalama %0,88’lik artışlarla toplamda %26,8 olarak artacağı düşünülmektedir [1]. 2013-2040 döneminde elektrik üretiminde ise sırasıyla kömür ve doğal gazın en önemli kaynaklar olmaya devam edeceği, doğal gazın payının %21,8’den %24,4’e Raporun içeriği kaynak gösterilmeden kullanılamaz veya alıntı yapılamaz. 3 yükseleceği; kömürün payının %41,2’den %38,3’e, petrolün payının %4,5’den %1,4’e, hidroliğin payının %16,3’ten %13,7’ye, nükleerin payının da %10,6’dan %9,2’ye düşeceği öngörülmektedir. En büyük yüzdelik artış ise rüzgarda beklenmektedir. Aynı dönemde rüzgarın %2,7’lik payının %6,4’e yükseleceği öngörülmektedir [1]. Dünya genelinde enerji kaynakları olarak 2015 itibariyle petrol ve doğal gaz rezervlerinin dağılımına bakıldığında (Tablo-1 ve Tablo-2), kanıtlanmış petrol rezervlerinin (1.656 milyar varil) %49’unun Ortadoğu’da bulunduğu görülmektedir. 2015 yılında, Venezuela dünyada en büyük petrol rezervi bulunduran ülke konumunu sürdürmüştür. En büyük rezervlere sahip 10 ülkenin (Tablo-1), Kanada ve Rusya hariç 8’i OPEC üyesidir. Bu 10 ülke toplam dünya rezervlerinin yaklaşık %85’ine sahiptirler.Doğal gaz rezervlerinin de yaklaşık %65’i Rusya Federasyonu, Eski Sovyet Cumhuriyetleri ve Ortadoğu ülkelerinde bulunmaktadır. Sadece Rusya, İran ve Katar bu rezervlerin %54'ü elinde bulundurmaktadır [5]. Bir önceki yıla göre petrol rezervlerinde Peru'da %17,1, ABD'de %13,5 ve Pakistan'da %8,5’lik artışlar görülürken miktar bazında en büyük artış ise ABD (4,5 milyar varil) ve Irak'ta (3,9 milyar varil) tespit edilmiştir. Doğal gaz rezervlerinde 2014’e göre 2015 yılında Umman'da %39,8, Yeni Zelanda'da %36,0 ve G. Kore’de %23,2’lik artışlar görülürken, miktar bazında en büyük artış ABD'de (30.804 milyar ft3 ) belirlenmiştir [5]. BP’nin yılda bir yayınladığı çalışmada, 2014 sonu rakamlarıyla dünya genelinde bir değerlendirme yapıldığında, mevcut kanıtlanmış petrol rezervlerinin 52,5, doğal gaz rezervlerinin 54, kömür rezervlerinin de 110 yıllık ömre sahip olduğu hesaplanmaktadır. Bu rakamlar aynı kaynakta, 2013 sonu itibariyle petrol için 53, doğal gaz için 55 ve kömür için 113 yıl olarak ilan edilmişti [6]. 2013’te Çin, ABD, Hindistan, Rusya, Japonya ve Güney Afrika Cumhuriyeti dünya kömür tüketiminin %80,2’sini (2012’de %79,9) gerçekleştirmişlerdir. 2013 yılında dünya enerji tüketiminde kömürün payı %29,0 iken, bu payın mevcut politikaların devamı halinde 2040 yılında hafif bir düşüşle %28,6 olması beklenmektedir. Kömür tüketiminde beklenen 1.689 Mtoe’lik artışın önemli bir kısmının sorumlusunun OECDdışı ülkelerin (Çin, Hindistan ve Güneydoğu Asya ülkeleri) olacağı beklenmektedir [1,2]. Kömür tüketiminin en fazla düşmesi beklenen yerler; elektrik talep artışı düşük ve nüfus artış hızı yavaş olan Avrupa Birliği ülkeleridir [1]. Dünyada her ne kadar kömür üretimi geniş alanlarda ve pek çok ülkede (75 ülkede) mümkün olsa da, 2014 sonu itibariyle, toplam kömür rezervlerinin %72’si sadece beş ülkede toplanmıştır. Bunlar ABD (%26,6), Rusya (%17,6), Çin (%12,8), Avustralya (%8,6), Hindistan (%6,8)’dir [6, 59]. Bu ülkeler toplam üretimin de 2014 yılı verilerine [6] göre %77,5’ini (Çin tek başına %46,9) karşılamışlardır. 2013 itibariyle AB tarafından ithal edilen doğalgazın %39’u Rusya, %29,5’i Norveç, %12,8’i Cezayir tarafından temin edilirken, Katar’ın payı 2011’e göre %11’den %6,7’ye düşmüştür. Ham petrolün ise %33,5’i Rusya, %11,7’si Norveç, %8,6’sı Suudi Arabistan’dan temin edinilmektedir. AB’ye taşkömürü temininde de %28,8 oranıyla Rusya yine ilk sırada yer alırken, onu %22,4 ile Kolombiya, %21,8 ile ABD takip etmektedir. Dikkat çeken husus, 2006 yılından beri Endonezya’dan yapılan kömür ithalatının devamlı düşmesidir. 2006’da %7,2 olan bu ülkeden ithalat oranı 2013’te %3’e gerilemiştir [15]. AB üyesi 28 ülkenin net ithalat rakamlarına bakıldığında, 2005-2014 döneminde petrolde %12,1, doğalgazda %9,1 ve katı yakıtlarda %0,5 oranlarında düşüş kaydedilmiştir. Bu dönemde net doğalgaz ithalat rakamlarını, Danimarka %74, İrlanda %19 ve Polonya %13 arttırmıştır. 2001 yılında net ihracatçı olan İngiltere, sonraki yıllarda doğalgaz ithalatçısı ülke konumuna dönüşmüş ve sadece 2005-2014 yılları arasında doğalgaz ithalatını %351 arttırmak zorunda kalmıştır. Son 9 yılda Türkiye’ye ait rakamlar %83,2’yi göstermekte olup oransal açıdan İngiltere dışındaki tüm ithalatçı AB ülkelerini geçmiştir. 2014 yılında Almanya, AB’de miktar olarak en fazla doğalgaz ithal eden ülke konumunu sürdürmüştür. Ardından İtalya, Fransa, İngiltere ve İspanya gelmektedir. Türkiye’nin ithalat rakamı ise İspanya ve İngiltere’nin ardından 2012’de Fransa’yı da geçmiştir. 2005-2014 döneminde Romanya (-%89), Letonya (%46) ve Raporun içeriği kaynak gösterilmeden kullanılamaz veya alıntı yapılamaz. 5 Estonya (-%46) başta olmak üzere 19 ülkede ise azalmalar görülmüştür. Tüm AB ülkeleri arasında sadece Hollanda ve Danimarka net ihracatçı ülke konumundadır [38, 69]. Dünyada elektriğin, 2040 yılına kadar en hızlı büyüyen (%2,36) nihai-kullanıcı enerji formu olması, nihai enerji tüketimindeki payının 2013’teki %18,4 düzeyinden 2020’de %19,8’e, 2040’ta ise %23,8’e çıkması beklenmektedir. Elektrik talebinde 2011 ve 2012 yılında olduğu gibi 2013’te de artış oranı yaklaşık %3,0 olarak sınırlı kalmıştır. OECDdışı ülkelerde bu artış %5,4 seviyesinde oluşurken, OECD ülkelerinde ise %0,5'lik bir artış yaşanmıştır [1]. Uluslararası Enerji Ajansı tarafından hazırlanan ve mevcut politikaların devamını öngören senaryo çalışmasına göre (WEO2015) elektrik üretiminin, 2013’e 23.318 TWh’den ortalama %2,3’lük artışlarla 2020’de 27.988 TWh’ye, 2030’da 35.545 TWh’ye ve 2040’da da 43.120 TWh’ye yükselmesi beklenmektedir. Bu rakamlar 2013-2040 döneminde %84,9’luk bir artışa işaret etmektedir [1]. Benzer şekilde, ABD Enerji Bilgi İdaresi olan EIA tarafından en son 2016 yılında hazırlanan Referans Senaryo Çalışmasına (IEO2016) göre ise 2012’de 21.559 TWh olan elektrik üretiminin 2020’de 25.765 TWh’ye yükselmesi beklenmektedir. 2012-2040 döneminde ise toplam %69,1’lik bir artışla (yıllık %1,9’luk artışlarla), 2040’da üretimin 36.454 TWh’ye yükseleceği hesaplanmaktadır [2]. Özellikle gelişmekte olan ülkelerde görülen yüksek ekonomik büyüme rakamları, enerji ve dolayısıyla elektrik talebinin de bu ülkelerde artmasına sebep olmaktadır. Bunun da en önemli parametrelerinden biri olan Gayrisafi Yurtiçi Hasılanın (GDP) ve kişi başına gelirin artmasıyla yaşam standartları yükselmekte, bu da endüstri, aydınlatma ve ev aletleri için olan elektrik talebini arttırmaktadır. Bunun sonucu olarak, WEO2015 çalışmasındaki elektrik üretiminde öngörülen 19.802 TWh’lik artışın büyük kısmının (%84,3’ünün), 2013-2040 arasında ortalama yıllık %0,94 oranında artış beklenen Türkiye’nin de aralarında bulunduğu OECD üyesi ülkelerden ziyade, %3,2 oranında kuvvetli bir artış beklenen OECD üyesi olmayan ülkelerde gerçekleşeceği hesaplanmaktadır. Tüm dünyada elektrik enerjisi kurulu güç kapasitesinin de 2013- 2040 döneminde brüt 4.756 GW artması beklenmektedir. Bu bağlamda elektrik sektörünün, Uluslararası Enerji Ajansı tarafından hazırlanan Yeni Politikalar Senaryosuna göre 2015-2040 döneminde yapılması beklenen 68,0 trilyon dolarlık enerji yatırımlarındaki payının tek başına 19,7 trilyon dolar (2014 dolar değeriyle) olacağı öngörülmektedir. Bu miktarın yaklaşık %58’inin yeni güç santralı yatırımlarına, %42’sinin dağıtım ve iletim altyapı projelerine harcanması planlanmaktadır. Güç sektörü dışında petrol ve doğal gaz sektörüne 25,2, kömür sektörüne 1,4 ve enerji verimliliğine 21,8 trilyon dolarlık yatırımın yapılacağı hesaplanmaktadır [1]. Bu enerji yatırımlarının önemli kısmının ABD, Çin, Hindistan, Avrupa Birliği ve Ortadoğu ile Latin Amerika ülkelerinde gerçekleşeceği beklenmektedir [1]. 2014 verilerine [60] göre, dünya elektrik üretiminde ilk yirmi ülke Şekil-1’de gösterilmiştir. Türkiye 2014’deki yaklaşık 252 milyar kWh’lik değeriyle dünyada 19. sırada yer almaktadır [11].Kömür yakıtlı elektrik üretiminin 2040 yılına kadar ortalama yılda %2,0 artması beklenmektedir [1]. Ancak uzun dönem için kömürden elektrik üretimi ile ilgili projeksiyonlar; CO2 emisyonlarını kabul edilebilir sınırlara çekebilecek karbon tutma ve depolama teknolojilerinin geliştirilmesine, sera gazı emisyonlarını azaltmaya veya sınırlamaya yönelik ulusal mevzuatların veya uluslararası anlaşmaların yürürlüğe girmesine ve sabit karbon vergisi veya emisyon ticareti gibi maliyet arttırıcı uygulamalara, yenilenebilir enerji kaynaklarına yönelen ulusal politikalara ve kaya gazı kullanımına yönelik gelişmelere göre önemli ölçüde değişebilir [46, 2]. Doğalgaz yakıtlı elektrik üretiminin ise 2040 yılına kadar yıllık %2,7’lik bir oranda artması öngörülmektedir [1]. Bunda önemli bir pay sahibi de yeni ortaya çıkan kaya gazı üretimidir. Eylül 2015 itibariyle, teknik olarak çıkarılabilir en büyük kaya gazı rezervlerine sahip 5 ülke, Çin, Arjantin, Cezayir, ABD ve Kanada olarak sıralanmaktadır [72]. 2035’e gelene kadar ise en önemli kaya gazı üreticileri üretim miktarları açısından sıralandığında; ABD, Çin, Kanada, Arjantin, Hindistan, AB, Cezayir, Meksika ve Endonezya şeklinde olacaktır [46]. Diğer üretim teknolojileriyle rekabet etmesi konusunda sağlanan iyileşmeler, gelişen teknolojiler ve buna bağlı olarak düşen maliyetler, yükselen fosil yakıt fiyatları ve fosil yakıtların çevresel etkileri üzerine duyulan endişeler, karbon fiyatlama mekanizması, ama en önemlisi dünyanın pek çok ülkesinde verilen büyük teşvikler (2014’te 135 milyar dolara ulaştı ki bu değer 2008 yılına göre yaklaşık 3 katlık bir artışı göstermektedir), yenilenebilir enerji kaynaklarının daha geniş oranda kullanımının yolunu açmaya devam etmektedir [1,2]. 2035-2040 yıllarına kadar dünya genelinde 245 252 253 260 271 278 278 290 304 335 518 556 583 614 615 1061 1064 1208 4297 5650 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 20-Avustralya 19-Türkiye 18-Güney Afrika Cum. 17-Tayvan 16-İran 15-İspanya 14-İtalya 13-Meksika 12-S. Arabistan 11-Birleşik Krallık 10-G. Kore 9-Fransa 8-Brezilya 7-Almanya 6-Kanada 5-Japonya 4-Rusya 3-Hindistan 2-ABD 1-Çin milyar kWh Raporun içeriği kaynak gösterilmeden kullanılamaz veya alıntı yapılamaz. 7 hidroelektrik ve diğer yenilenebilir enerji kaynaklarının tüketiminde IEA’ya [1] ve EIA’ya göre [2] %2,9’luk artışlar beklenmektedir. Hidrolik dışında yenilenebilir enerji kaynaklarının kurulu güçteki oranı 2013’te %9,6 iken (2012’de %8,7), bu oranın 2020 yılında %15,2’ye, 2030’da %18,5’e, 2040’ta da %20,7’ye yükseleceği, hidroelektriğin ise aynı dönemde %19,3’ten %16,4’e gerileyeceği öngörülmektedir. Yenilenebilir kaynaklardaki artışa en büyük kurulu güç katkısı 786 GW ile rüzgar enerjisinden ve 636 GW ile güneş enerjisinden (PV) gelecektir. Yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik üretiminde kullanım payının %21,9 (2013) seviyesinden 2020 yılında %25,2 ve 2040 yılında da %26,6’ya ulaşacağı düşünülmektedir [1]. Yenilenebilir enerji tüketiminde beklenen bu artışın OECD dışındaki ülkelerde, özellikle Çin (193 GW), Hindistan (53 GW), Brezilya’nın (75 GW) yanı sıra Güneydoğu Asya (Vietnam, Endonezya gibi), Güney Amerika ve Afrika ülkelerinde (59 GW) devreye girecek orta ve büyük ölçekli hidroelektrik santrallardan ve AB (162 GW), Çin (260 GW), ABD (78 GW) ve Hindistan’da (79 GW) devreye alınması beklenen rüzgar santrallarından kaynaklanması beklenirken, OECD ülkelerinde ve Avrupa Birliğinde ise gelecekte (Kanada haricinde) büyük ölçekli çok az hidroelektrik santral inşa projesi öngörülmektedir. Elektrik üretiminde, petrol, nükleer enerji ve kömürün öneminin azalacağı, doğal gazın ise öneminin artacağı OECD ülkelerinde buna karşın oluşan yenilenebilir enerji kaynaklarındaki artışın rüzgar, güneş, hidrolik ve biyoenerjiden karşılanması beklenmektedir. Rüzgar enerjisine olan yatırımlar, Avrupa’da, ABD’de ve OECD-dışı ülkelerde özellikle Çin’de artmaya devam etmektedir [1,2]. Güneş uygulamalarından fotovoltaik (PV) olanlarda son yıllarda önemli artışlar görülmektedir. Özellikle Almanya ve İtalya başta olmak üzere Avrupa Birliği’nde (80 GW), PV kullanımı önemli seviyelere ulaşmıştır. Çin (17 GW), Japonya (14 GW) ve ABD (13 GW) de PV kullanımında ilerleme sağlayan ülkelerdir. Fakat odaklanmış güneş enerjisi (CSP) ve dalga enerjisi uygulamalarının 2013 verileriyle günümüzde henüz büyük ölçüde ticarileşmemiş olduğu görülmekte olup, 2040 yılında PV için 1.066 TWh, CSP için 147 TWh ve dalga enerjisi için de 37 TWh’lik elektrik üretim seviyelerine ulaşılması öngörülmektedir [1]. Öte yandan, Fukushima Daiichi’deki 4 nükleer santralın uğradığı kazalar ve 40-50 yılı bulacak temizleme ve söküm faaliyetleri ve ortaya çıkan milyarlarca dolarlık doğrudan maliyet (2012’de yapılan hesaba göre 110 milyar dolar), öncelikle OECD ülkelerinin nükleer kapasitelerini genişletme yönündeki tereddütlerini devam ettirmesine yol açmaktadır [46]. Mayıs 2016 itibariyle, 30 ülkede toplam 386.276 MW kurulu gücünde 444 nükleer santral işletmede olup, 15 ülkede 63,0 GW kurulu güce sahip olacak 64 adet nükleer santral da inşa halindedir. İnşa halindeki santrallara bakıldığında 22 tanesi Çin’de, 8 tanesi Rusya’da, 6 tanesi Hindistan’da, 5 tanesi ABD’de ve 4 tanesi de Birleşik Arap Emirlikleri’ndedir [10]. Nükleer enerjiden elektrik üretiminin ise 2013’te gerçekleşen 2.478 TWh değerinden 2040 yılında 3.974 TWh değerine yükseleceği, ancak nükleer enerjinin toplam elektrik üretimindeki payının %10,6’dan %9,2’ye düşeceği hesaplanmaktadır. Dünyadaki nükleer santral kurulu gücünün ise 2013 yılındaki 392 GW (2012’de 394 GW) değerinden, 2040’da 528 GW’a çıkması beklenirken, nükleer kapasitede Avrupa Birliğinde %29’luk bir düşüş öngörülmektedir. Avrupa Birliğinde 2013 itibariyle 129 GW olan nükleer kurulu gücün 2040’da 92 GW’a inmesi beklenmektedir. 2040’a kadar Çin Raporun içeriği kaynak gösterilmeden kullanılamaz veya alıntı yapılamaz. 8 (115 GW) başta olmak üzere OECD-dışı Asya ülkelerinde 140 GW’lık artış tahmin edilmektedir. Rusya’nın ilave ünitelerle nükleer kapasitesini 2040 yılına kadar %56 (14 GW) arttıracağı düşünülmektedir. ABD’de de ise 2 GW’lık bir artışla 2040 yılında nükleer kapasitenin 107 GW olarak gerçekleşmesi beklenmektedir [1]. Mart 2011’deki Fukushima Daiichi Kazası sonrası, dünya çapındaki nükleer enerji ile ilgili öngörüler bir belirsizlik ortamına girmiş ve beş yıldır bu belirsizlik durumu halen devam etmektedir. Kazadan bu yana bazı ülkeler nükleer santral projelerinden vazgeçmiştir. İtalya’nın 2011 Haziranında yapılan referandumla nükleer programa tekrar başlamayacak olması, 2022’ye kadar Almanya’nın, 2025’e kadar Belçika’nın ve uzun vadede (2034) İsviçre’nin mevcut nükleer santrallarını kapatacak olmaları ve yeni santral yapmayacak olmaları, Çin’in ise 2020’ye kadar toplam 38 GW güce sahip yeni nükleer santralları işletmeye alacak olması sektördeki en önemli gelişmeler olarak durmaktadır. Fransa, 2025’e kadar nükleerin payını 2014’teki %75 seviyesinden %50 seviyesine indirmek üzere yasal bir düzenleme yapmıştır. Tayvan’da 2014 Nisan ayından bu yana, halkın karşı çıkması yüzünden, ülkenin 4. santralı olacak olan Lungmen’de neredeyse tamamlanmış durumdaki reaktörlerin devreye alınması çalışmaları durdurulmuş durumdadır. Tayvan’da Ocak 2016’da seçilen yeni hükümet, ülkedeki nükleer santralların 2025 yılına kadar devreden çıkarılmasını planlamaktadır. [1,2, 22, 71]. Japonya’da her ne kadar yeni Stratejik Enerji Planı nükleer lehine ifadeler içerse de, ülkede nükleer santrallara karşı halktaki güçlü karşı duruş devam etmektedir [2]. 2015’te Japonya’daki iki santral (Sendai-1 ve 2) kazadan sonra ilk kez devreye girmiştir. Japon hükümeti 2030 yılına kadar daha fazla santralın tekrar işletmeye alınmasını hedeflemektedir. Ülkede 41 ünite hala kapalı durumda olup, bunlardan 25’i işletmeye girme konusunda izin beklemektedir. Japonya’da 2015 sonu itibariyle inşa halinde 2 santral (Shimane-3 ve Ohma) bulunmaktadır [10]. Japonya’nın nükleer kapasitesinin 2013 yılındaki 44 GW seviyesinden 2040 yılında 24 GW değerine ineceği tahmin edilmektedir [1]. 3. nesil reaktörlerin Çin, G.Kore, Finlandiya, Rusya, ABD, BAE ve Fransa’da inşaatlarının devam ediyor olması, ABD’de 1979’dan bu yana ilk kez 5 nükleer santral ünitesinin (Watts Bar, Vogtle ve VC Summer’da) inşaatına başlanmış olması, dünyanın en büyük kömür tüketen ülkelerinden Çin, Hindistan, Rusya ve G.Kore’nin [6] nükleer kapasitelerini 2040 yılına kadar önemli ölçüde arttırmayı hedeflemesi; başta Vietnam, Türkiye, Polonya, Litvanya ve Bangladeş’in geldiği dünyada 45 ülkenin yeni nükleer santral yapma arzularını devam ettirmeleri, Birleşik Arap Emirlikleri ve Beyaz Rusya’da ilk nükleer santral ünitelerinin inşaatının devam etmesi nükleer enerjiye olan ilginin devam ettiğine delil sayılabilir. [2,10, 22]. 2015 sonu itibariyle, dünyada işletmede olan santrallardan, her bir elektrik üretim teknolojisi bazında, en büyük üç santralın isimleri Şekil-2'de gösterilmiştir. 2013 yılında olduğu gibi 2014 yılında da dünyanın en büyük santralı Çin'de bulunan 22.500 MW'lık Three Gorges Hidroelektrik Santralıdır. Dünyanın en büyük üç biyokütle santralı ve dünyanın en büyük 3 kıyı ötesi rüzgar santralı İngiltere'de bulunmaktadır. PV teknolojisine sahip en büyük 3 güneş santralı ABD’de ve CSP teknolojisine sahip en büyük 3 güneş santralı yine ABD'de bulunmaktadır. Raporun içeriği kaynak gösterilmeden kullanılamaz veya alıntı yapılamaz. 9 2015 yılında dünyanın en büyük PV-güneş santralı ünvanı Solar Star I ve II santralına (579 MW) geçmiştir. Bunun yanı sıra, İngiltere’de dünyanın en büyük ikinci kıyı ötesi rüzgar santralı (Gwynt y Mor-576 MW), İtalya’da dünyanın en büyük üçüncü jeotermal santralı (Larderello-769 MW) devreye girmiştir (Şekil-2). Avrupa Birliği ülkeleri incelendiğinde, 2014’te Malta ve Kıbrıs Rum Kesimi haricindeki 9 ülkenin net elektrik ihracatçısı olduğu, 17 ülkenin ise net elektrik ithalatçısı olduğu görülmektedir. 2014 yılında İtalya yine açık ara önde olmak üzere, sırasıyla İtalya, İngiltere, Finlandiya, Belçika, Hollanda, yüksek oranlarda elektrik ithalatı gerçekleştirirken, ters yönde de Fransa’nın açık ara önderliğinde, sırasıyla Fransa, Almanya, Çek Cumhuriyeti, İsveç ve Bulgaristan en fazla elektrik ihraç eden ülkeler konumundadır [38]. Enerji kaynaklarındaki reel bazda fiyat değişimlerine bakıldığında; 2013 yılında en fazla kömürde olmak üzere, petrol ve doğalgaz fiyatlarında düşüş yaşanırken, 2014 yılında bu sefer en fazla doğal gazda olmak üzere petrol ve kömür fiyatlarında düşüş devam etmiştir. Detaylandırmak gerekirse, 2014 yılında petrol fiyatları %8,5, doğal gaz fiyatları (Avrupa için) %12,3 ve kömür fiyatları %9,3 oranında düşmüştür. Mevcut enerji politikalarının devamını öngören projeksiyona göre, 2014-2040 döneminde petrol fiyatlarının %54,6, doğalgaz fiyatlarının %48,4, kömür fiyatlarının ise %57,7 artması öngörülmektedir [1]. Küresel sera gazı emisyonlarına en fazla katkı enerji sektöründen (%34,6) gelmektedir. %34,6'nın %25'lik kısmı elektrik ve ısı üretiminden kaynaklanmaktadır. Bunda en önemli pay, enerji hizmetlerine artan talep ve küresel yakıt kullanımında kömürün artan oranıdır [61]. Bu bakımdan, iklim değişikliği ile mücadelede enerji sektörünün etkin rol oynaması öngörülmektedir. Enerji verimliliği başta olmak üzere teknolojik gelişmelere paralel iyileştirmeler, fosil yakıtlara alternatif olarak nükleer enerji ve yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımında yaygınlaşma, karbon tutma ve depolama, eski kömür santrallarının daha yüksek verimli doğalgaz kullanan kombine çevrim veya kojenerasyon santrallarıyla değiştirilmesi, zararlı CO2 emisyonlarının azaltılmasına yönelik geliştirilen politikaların temel unsurları görünümündedir [61]. Bu kapsamda elektrik sektöründe alınması düşünülen önlemler arasındaki CO2 fiyatlandırma mekanizmasının 2020’de Avrupa Birliği ve G.Kore’de 20 $/ton, 2040 yılında da 40 $/ton değerlerinde olacağı hesaplanmaktadır1 [1].Karbondioksit eşdeğeri veriler açısından bakıldığında, enerji sektöründen kaynaklı ve sera etkisi yapıcı gaz emisyonlarının, 31,6 milyar ton’dan (2013) ortalama yıllık %1,24’lük artışlarla 2040’ta 44,14 milyar ton düzeyine ulaşacağı hesaplanmaktadır. Emisyonlardaki bu artışın tamamının, enerji tüketimlerinde beklenen artışa paralel olarak, gelişmekte olan OECD-dışı ülkelerde (başta sırasıyla Çin, Hindistan ve Ortadoğu ülkelerinde) görüleceği tahmin edilmektedir. 2013 yılında 2012’e göre %0,1’lik artış gösteren karbondioksit emisyonları yeni zirvesine ulaşmıştır [1]. Tahminler 2040 yılında sıcaklık seviyesinin yeni enerji politikalarının devreye girmesi halinde 3.6oC artacağına işaret etmektedir [1]. Bu bölümde özetlenen gelişmeler ışığında, bölgesel bazda enerji ve elektrik sektörünün önündeki belirsizlikler ve yine bölgesel bazda oluşturulmakta olan enerji politikalarına etki eden en önemli unsurlar aşağıdaki iki tabloda yer almaktadır (Tablo- 3 ve 4) [70]. Makroekonomik parametreler arasında 2014 yılında enerji fiyatları hemen hemen her bölgede en fazla belirsizlik yaratan unsur olarak görünmekteydi. Ancak 2015 yılında bu unsurun yerini tüm dünyada terörizm tehdidi almıştır. Enerji fiyatlarının bölgesel politikalar üzerindeki etkisi ise 2014 yılında olduğu gibi 2015’te de güçlü bir şekilde hissedilmektedir. Enerji jeopolitiği açısından, ABD’nın ve Rusya'nın politikaları önemli belirsizlik kaynakları olarak ortaya çıkarken, ABD’nin kaya gazı, CO2 ve kömüre yönelik politikaları pek çok bölgenin enerji politikalarını etkilemektedir. Ticaret engelleri ve yenilikçi düzenlemeler, enerji sektöründe iş ortamı için başta gelen belirsizlik faktörleri görünümünde olup, enerji teşvikleri ve bölgesel bağlantılar bölgesel enerji sektörü politikalarını oldukça etkilemektedir. Enerji vizyonu ve teknolojiler açısından sürdürülebilir şehirler, nükleer enerji, karbon tutma ve depolama teknolojileri, akıllı şebekeler ve elektriğin depolanması hususları halen belirsizlik taşıyan önemli hususlar olarak ortaya çıkmaktadır. Enerji verimliliği ve yenilenebilir enerji kaynakları ise vizyon ve teknolojiler bağlamında sektörü en fazla etkileyen parametreler durumundadır.2. Türkiye’de Enerji ve Elektrik Üretim Sektörünün Görünümü
Türkiye’nin enerji arz güvenliğini esas alan enerji politikasının temel amaçları;
• Yerli kaynaklara öncelik vermek suretiyle kaynak çeşitliliğinin sağlanması,
• Yenilenebilir enerji kaynaklarının enerji arzındaki payının arttırılması,
• Petrol ve doğalgaz alanlarında kaynak çeşitliliğinin sağlanması ve ithalattan kaynaklanan riskleri azaltacak tedbirlerin alınması,
• Enerji ve tabii kaynaklar alanındaki faaliyetlerin çevreye duyarlı şekilde yürütülmesinin sağlanması, • Ülkemizin enerji koridoru ve terminali haline getirilmesi,
• Enerji verimliliğinin arttırılması,
• Yerli doğal kaynakların ülke ekonomisine katkısının arttırılması,
• Maliyet, zaman ve miktar yönünden enerjinin tüketiciler için erişilebilir kılınması,
• Endüstriyel hammadde, metal ve metal dışı madenlerimizin üretimlerinin arttırılarak yurt içinde değerlendirilmesinin sağlanması,
• Serbest piyasa koşullarına tam işlerlik kazandırılması ve yatırım ortamının iyileştirilmesidir [7].
Bu politikalar temelinde 2023 yılı için oluşturulan arz güvenliği ve yenilenebilir enerji kaynaklarına yönelik başlıca hedefler özetle şöyledir [7]
: • Bilinen linyit ve taşkömürü kaynaklarımızın tamamının elektrik üretiminde kullanılması,
• İki nükleer santralın ilgili ünitelerinin devreye alınması ve üçüncü nükleer santralın inşaatına başlanması,
• Yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik üretimindeki payının %30’a çıkarılması,
• Teknik ve ekonomik olarak değerlendirilebilecek hidroelektrik potansiyelin tamamının elektrik üretiminde kullanılması,
• Rüzgar enerjisi kurulu gücünün 20.000 MW’a çıkarılması,
• Elektrik enerjisi kurulu güç kapasitesinin 110.000 MW’ın üzerine çıkarılması,
• Toplam elektrik üretiminin 414 milyar kWh’ye yükseltilmesi. Bu hedeflerin dışında 2019 yılı için ise; • Jeotermal enerjisinden elektrik üretimi açısından kurulu gücün 600 MW’a çıkarılması,
• Güneş enerjisine dayalı kurulu gücün 3.000 MW’a çıkarılması hedeflenmektedir. Ülkemizin yakaladığı yüksek büyüme oranları sonucunda enerji talebi de hızla artmakta ve önümüzdeki yıllarda da bu eğilimin devam edeceği hesaplanmaktadır. 2014 yılında 123,94 milyon ton petrol eşdeğerini (milyon tep) geçen yıllık enerji arzı bir önceki yıla nazaran yaklaşık %3,0’lük bir artış göstermiştir [8]. En son açıklanan verilere göre (2014 yılı) enerji arzında %32,4 ile doğalgaz bir önceki yıla göre yine Raporun içeriği kaynak gösterilmeden kullanılamaz veya alıntı yapılamaz. 14 birinci sırada yer alırken, bunu %31,5 ile kömür, %26,2 ile petrol izlemiş, geri kalan %9,9’luk bölüm ise başta hidrolik olmak üzere yenilenebilir ve diğer kaynaklar (odun) ile elektrikten karşılanmıştır (Tablo-5). 2012-2014 dönemi kıyaslandığında, doğalgaz, jeotermal, rüzgar ve biyoyakıtın birincil enerji arzındaki payının sürekli arttığı görülmektedir [8]. Türkiye enerji talebindeki büyüme rakamları oldukça yüksektir. Küçük Avrupa devletleri hariç tutulursa, son 10 yılda Türkiye elektrik, kömür ve doğal gaz talep artış oranları bakımından Avrupa’da ilk sırayı almaktadır [6,15]. 2014 itibariyle yaklaşık 77,7 milyon nüfusa sahip olan Türkiye’de kişi başına enerji tüketiminin %1,66 artışla 1.595 kep, elektrik tüketiminin ise %3,93 artışla 2.669 kWh olduğu hesaplanmıştır.Fosil enerji kaynakları bakımından net ithalatçı ülke konumunda olan Türkiye’de 2014 yılında enerji arzının petrolde %92, doğalgazda %99, taş kömüründe %94 olmak üzere toplamda %74,9’luk (2013’te %73,4) bölümü ithalat (net) ile karşılanmıştır [8]. 2014 yılında ithal edilen doğalgazın yaklaşık %43,5’i Rusya (2013’te %46,9), %22,8’i İran (2013’te %24,6), %15,5’i Azerbaycan (2013’te %12), %10,6’sı Cezayir (2013’te %11), ve %3,6’sı da Nijerya’dan (2013’te %3,6) temin edilirken % 4,0’ü spot LNG piyasasından (2013’te %1,9) elde edilmektedir. Ülke içinde satışı yapılan doğalgazın Raporun içeriği kaynak gösterilmeden kullanılamaz veya alıntı yapılamaz. 15 %54,3’ü elektrik üretiminde (2013’te %51,7), %21,8’i konutlarda (2013’te %23,9), %21,3’ü ise sanayide (2013’te %21,2) kullanılmaktadır. Geri kalan %2,8’lik kısım ise ihraç edilmektedir. Rakamlar son dört yılda doğalgazın elektrik üretiminde kullanım oranının arttığını göstermektedir. Türkiye’nin doğal gaz tüketimi 2002 yılındaki 16,7 milyar m3 düzeyinden, 2012 yılında 40,7 milyar m3 ‘lük tarihi zirvesine ulaşmıştır. 2013 yılında ise bir önceki yıla göre %11,3’lük bir düşüş (36,1 milyar m3 ) yaşanırken, 2014 yılında %10,8’lik artış gerçekleşmiş ve 40 milyar m3 seviyelerine tekrar gelinmiştir. 2014 yılında miktar olarak doğal gazın sanayi ve elektrik sektörlerinde kullanımları sırasıyla %7,6 ve %12,4 oranlarında artarken konut sektöründe kullanımı %2,2 azalmıştır [9, 19]. 2015 yılında elektrik tüketimimiz bir önceki yıla (257,2 milyar kWh) göre %2,68 artarak 264,1 milyar kWh, elektrik üretimimiz ise bir önceki yıla göre (251,96 milyar kWh) %2,95 oranında artarak 259,39 milyar kWh olarak gerçekleşmiştir [39]. Elektrik talebinin (Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığınca belirlenen son elektrik talep serilerine göre); 2024 yılında Yüksek Talep Senaryosunda (yıllık ortalama %6,3 artış öngörülen) 473,10, Düşük Talep Senaryosunda (yıllık ortalama %4,6 artış) ise 400,65 milyar kWh düzeyine ulaşacağı gösterilmektedir [11]. Kaynaklar açısından bakıldığında, 2015 yılı itibariyle, toplam elektrik üretiminin %37,7'si doğalgazdan, %28,2’si kömürden, %25,7’si hidrolik kaynaklardan, %4,5'i rüzgardan, %2,3’ü sıvı yakıt ve asfaltitten, %1,6’sı biyogaz ve jeotermalden karşılanmıştır (Şekil-3). 2014 yılı ile kıyaslandığında hidrolik, rüzgar, sıvı yakıtlar ve asfaltit, jeotermal ve biyogazdan yararlanma oranı artarken, doğalgaz ve kömür oranında düşme görülmüştür. EÜAŞ’ın bu üretimde 2013 yılında sahip olduğu pay %33,4’ten, 2014 yılında %28,0’e, 2015 yılında ise %21,3’e düşerken, geri kalan %78,7’lik üretim ise özel sektör tarafından karşılanmıştır.Türkiye'de özel sektöre açılan elektrik üretimi sektöründe özellikle yenilenebilir enerji kaynaklarına yönelik yürürlüğe konulan yasal düzenlemelerin de etkisiyle; Ocak 2016 37,7% 28,2% 25,7% 4,5% 2,3% 1,6% Doğalgaz Kömür Hidrolik Rüzgar Sıvı Yakıt+Asfaltit Jeotermal+Biyogaz Raporun içeriği kaynak gösterilmeden kullanılamaz veya alıntı yapılamaz. 16 itibariyle, hidroelektrik santral (HES) yapmak üzere 282 santralda 7.399 MW’lık kapasite, rüzgar santralı (RES) yapmak üzere de 179 santralda 5.241 MW’lık kapasite EPDK’dan lisans almış durumdadır [13]. Bu bağlamda, Türkiye’deki rüzgar enerjisi kurulu gücü ise 2013 yılında 2.760 MW’a, 2014 yılında 3.627 MW’a ve 2015 yılında 4.503 MW’a ulaşmış bulunmaktadır [39]. EPDK verilerine göre [13] Ocak-2016 itibariyle proje fiili gerçekleşme yüzdesi %10’un üzerinde olan inşa halindeki santralların listesi kaynak bazında Tablo-7’de yer almaktadır. Buna göre inşa halindeki kapasite değerleri incelendiğinde, yakın zamanda devreye girmesi planlanan kurulu güç kapasitesinin %45,1’inin doğalgaz santrallarına ait olduğu görülmektedir. Ardından hidrolik (%21,8), kömür (%20,2) rüzgar (%11,3) ile jeotermal (%1,3) santralları gelmektedir.2015’de devreye alınan santrallar veya yeni santral ünitelerinden en büyük kurulu güce sahip 10 tanesi listelenmiştir. 31.12.2015 itibariyle 151 kamu veya özel sektör santralı aracılığıyla devreye alınan toplam kapasite 4.288 MW’tır. Daha önce de ifade edildiği gibi, Türkiye’de 2023 yılına kadar 2 nükleer güç santralının ilgili ünitelerinin devreye alınması ve 3. santralın inşasına başlanması planlanmaktadır [7]. Bu amaçla Türkiye Cumhuriyeti ile Rusya Federasyonu Hükümeti arasında Mersin-Akkuyu sahasında bir nükleer güç santralının tesisine dair 27 Aralık 2010 tarihi itibariyle yürürlüğe giren anlaşma çerçevesinde kurulan tamamı Rus sermayeli Akkuyu Nükleer A.Ş tarafından yürütülen projede Çevre ve Şehircilik Bakanlığı, 01.12.2014 tarih ve 3688 sayılı Kararı ile Akkuyu Nükleer Güç Santralının Çevresel Etki Değerlendirmesi (ÇED) Raporunu onaylamıştır [48]. Ardından, Enerji Piyasası Düzenleme Kurumuna (EPDK) 24 Kasım 2011 tarihinde elektrik üretim lisansı başvurusu yapılmış ve 25 Haziran 2015 tarihinde 36 ay süreli önlisans alınmıştır [58]. Bu anlaşma ile toplam 4.800 MW gücünde, VVER-1200 tipinde (referans santralı Rusya Federasyonu’ndaki Novovoronezh-II santralı olan) dört ünitelik bir nükleer santralın Akkuyu Sahasında kurulması öngörülmektedir.2. nükleer santralın ise Japon Konsorsiyumu (MHI, Itochu ve Engie) ile birlikte Sinop’ta inşa edilmesine karar verilmiştir. Bu amaçla 3 Mayıs 2013 tarihinde Türkiye ile Japonya arasında hükümetler arası anlaşma (IGA) imzalanmıştır. Ardından Ev Sahibi Hükümet Anlaşması (HGA) müzakereleri sonuçlanmış ve 2014 yılında İşbirliği Zaptı imzalanmıştır. HGA, IGA ve İşbirliği Zaptı onay süreçlerinin ardından 31 Temmuz 2015 tarihinde yürürlüğe girmiştir. Bu tarihten itibaren 18 ay içerisinde teknik fizibilite çalışmalarının tamamlanması planlanmaktadır [7]. Anlaşma kapsamında her biri 1.120 MW kurulu güce sahip 4 üniteden oluşan toplam 4.480 MW gücünde ATMEA-1 tipinde bir santral kurulması öngörülmektedir. Ünitelerin sırasıyla 2023, 2024, 2027 ve 2028'de devreye girmesi planlanmaktadır.Yine anlaşmaya göre EÜAŞ %30-49 oranında hisseye sahip olacaktır. Yerli kömür kaynaklarının ekonomiye kazandırılması amacıyla santral yapma koşuluyla, Bolu-Göynük (270 MW), Eskişehir-Koyunağılı (290 MW), Şırnak-Silopi ve Şırnak-Merkez (toplam 675 MW) sahalarındaki projelerin tamamlanmasına yönelik çalışmalar 2015 yılında da sürdürülmüştür. Sayılan projelerle birlikte, 2012-2013 yıllarında yapılan diğer sözleşmelerle, rödovans yöntemiyle özel sektöre elektrik üretimi yapılması amacıyla devredilen 9 sahada 3.165 MW kurulu gücünde yerli linyit yakıtlı santral kurulması planlanmaktadır. Ayrıca MTA tarafından 2015 yılında TKİ’ye devredilen Eskişehir-Alpu (3.500 MW), Kırklareli-Pınarhisar-Vize (300 MW) ve KonyaIlgın (135 MW) sahalarına da belirtilen kapasitelere sahip santralların kurulması öngörülmektedir. Afşin-Elbistan Havzasında C ve D sektörlerinde bulunan linyit Raporun içeriği kaynak gösterilmeden kullanılamaz veya alıntı yapılamaz. 18 kaynaklarının elektrik üretimi amaçlı değerlendirilmesine ilişkin olarak yürütülen çalışmalarda eksik etütlerin tamamlanmasına yönelik çalışmalar devam etmektedir [7]3. Elektrik Üretim Anonim Şirketinin Elektrik Üretim Sektörü İçindeki Yeri Elektrik Üretim Anonim Şirketi Genel Müdürlüğünün (EÜAŞ) ana faaliyet konusu, enerji sektöründe elektrik üretimi olup, 2015 sonu itibariyle 7.450 personeli ile kamuya ait termik ve hidroelektrik santralların işletilmesi, kapasite artışı, bakım, onarım ve rehabilitasyonlarının yapılması ve ruhsatı EÜAŞ’a ait maden sahalarının işletilmesi faaliyetlerini yürütmektedir. Ayrıca, 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu'na göre Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının uygun görüşü ile EÜAŞ, yeni yapılacak üretim tesisleri için özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişiler ile ortaklık kurabilecektir.EÜAŞ, 2015 yılı sonu itibariyle, 13.006 MW kurulu güce sahip 72 hidroelektrik ve 7.319 MW kurulu güce sahip 10 termik santrala sahip olup, toplam 20.325 MW kurulu gücü ile Türkiye kurulu gücünün %27,8’ini (2014’te %31,5) elinde bulundurmaktadır. 2015 yılı sonu itibariyle 259,4 milyar kWh olarak gerçekleşen Türkiye elektrik üretimi miktarının 55,3 milyar kWh’i (Türkiye üretiminin %21,3’ü (2014’te %28,0)) EÜAŞ tarafından gerçekleştirilmiştir
Elektrik üretim tesislerinin yanı sıra EÜAŞ kömür madenciliği sektöründe de yer almakta olup, toplam 6 adet kömür sahası (Tablo-11) ve 2 adet kireçtaşı sahası ruhsatına sahiptir. Kömür sahalarından, Afşin/Elbistan Kışlaköy Sahası EÜAŞ tarafından işletilmektedir. EÜAŞ ruhsatına sahip kömür sahalarının toplam görünür rezerv miktarı 2014 sonu itibariyle 7.585 milyon ton iken bu rakam, Afyon/Dinar Sahasının eklenmesinin etkisiyle 2015 sonu itibariyle %10,4 artış göstermiş ve 8.374 milyon ton olmuştur.Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi çerçevesinde EÜAŞ mülkiyetindeki santralların özelleştirilmesine yönelik çalışmalar 2015 yılında da sürdürülmüştür. EÜAŞ’a ait Hamitabat, Seyitömer ve Kangal Termik Santrallarının 2013 yılında, Çatalağzı, Kemerköy, Yeniköy ve Yatağan Termik Santrallarının ise 2014 yılında özelleştirmeleri işlemleri tamamlanmıştır. Raporun içeriği kaynak gösterilmeden kullanılamaz veya alıntı yapılamaz. 22 Diğer yandan, 07.08.2014 tarihinde özelleştirme kapsam ve programına alınan SomaB, Tunçbilek ve Orhaneli Termik Santrallarının özelleştirilmesine ilişkin ihale süreçleri tamamlanmış ve 22 Haziran 2015 tarihinde bu 3 santral ihaleleri kazanan firmalara devredilmiştir. Afşin-Elbistan “A” Termik Santralının devri ile ilgili süreç ise devam etmektedir. 2015 yılında ayrıca, Aliağa Kombine Çevrim ve Gaz Türbinleri Santralı (180 MW) ve Bursa Doğalgaz Kombine Çevrim Santralı (1.432 MW) için özelleştirme ihalelerine çıkılmıştır. Hopa Termik Santralı (50 MW) için ise nihai pazarlık görüşmesi yapılmıştır. Özelleştirilmesine karar verilen hidrolik santrallardan 14 tanesi için 2015 yılında ihale ilanına çıkılmış, daha sonra bunlardan Kepez-2 HES Özelleştirme İdaresi Başkanlığı tarafından yayınlanan ihale ilanından çıkarılmıştır. Kadıncık-1 HES, Kadıncık-2 HES, Fethiye HES, Manavgat HES, Karacaören-1 HES, Karacaören-2 HES, Doğankent HES, Kürtün HES ve Torul HES ihalelerinde ise nihai pazarlık görüşmeleri gerçekleştirilmiştir. Şanlıurfa HES, Tortum HES, Adıgüzel HES ve Kemer HES için son teklif verme tarihi 2016 olarak belirlenmiştir.4. Elektrik Üretim Piyasasındaki Rekabet Açısından Elektrik Üretim Anonim Şirketinin Değerlendirilmesi Bu bölümde, öncelikle EÜAŞ’ın, Türkiye’nin girmeye aday olduğu Avrupa Birliği’nde elektrik üretim sektöründe faaliyet gösteren en büyük 14 kuruluş ile seçilmiş bazı kriterler üzerinden kıyaslanmasına çalışılmıştır. Seçilen bu kriterler, şirketlerin Tablo- 15’de yer alan sahip oldukları toplam kurulu güç ve toplam elektrik üretimi miktarları ile Tablo-16’da yer alan satış değerleri ve personel sayısı, Tablo-17’de yer alan kurulu gücün üretim teknolojisine göre dağılımları ile Tablo-18’de yer alan üretim miktarlarının yine üretim teknolojisine göre dağılımlarıdır. Ardından yine AB üyesi ülkelerdeki en büyük elektrik üreticisinin o ülkedeki elektrik piyasasındaki pazar payının (verilerin alınabildiği son 3 yıla ait) karşılaştırması yapılmıştır (Tablo-19). Devamında da bir kamu şirketi olan EÜAŞ’ın Türkiye’de elektrik üretim sektöründe yer alan diğer üretim gruplarıyla mukayesesi yapılmıştır. Tablo-14, bahse konu şirketlerin elektrik üretim faaliyetlerini sürdürdükleri bölgeleri göstermektedir. Dikkati çeken hususlar arasında, EdF, E-On, RWE, Engie (eski adıyla GDF Suez), EnBW, CEZ ve Statkraft’ın Türkiye’de de faaliyet gösteriyor olması, bazılarının sadece Avrupa’da değil Amerika, Afrika, Avustralya veya Asya kıtasında ve Rusya’da elektrik üretimi yapan uluslararası ölçekte faaliyet gösteren şirketler olması yer almaktadır. 2014’te olduğu gibi 2015’te de, E-On hariç tutulursa; Türkiye’de üretimde pay sahibi olan şirketlerin Rusya’da üretime dahil olmadıkları, tersine Rusya’da üretimde pay sahibi olan şirketlerin de (ENEL ve Fortum) Türkiye’de üretimde yer almadıkları dikkati çekmektedir.EÜAŞ, AB’de faaliyet gösteren en büyük elektrik üretim şirketleri arasında (önceki yıla göre bir basamak gerileyerek) 9. sırada yer alan bir kurulu güç değerine sahiptir. Ancak şunu da belirtmek gerekir ki bu şirketlerden bazıları aynı zamanda doğal gaz sektöründe yer almakta ya da elektrik iletimi, dağıtımı ve ticareti işlerini de yürütmektedir. Ayrıca ısı üretimi, satışı ve dağıtımı, madencilik sektörlerinde de faaliyette bulunmaktadırlar. Aynı şirketlerin 2014 yılındaki verileriyle kıyaslandığında sadece Electrabel (%4,4), Iberdrola (%3,1), Engie (%2,8), Statkraft (%2,3) ve PGE (%1,8) kurulu gücünü artırırken, diğer tüm şirketlerde rakamlar aşağı yönlü olmuştur. İtalya ve İspanya’daki gaz, kömür ve hidrolik santrallarını elinden çıkaran ve aynı zamanda Almanya, İngiltere ve İsveç’teki bazı kömür, gaz ve nükleer santrallarını da kapatan E.On (%22,7), kurulu gücünü en fazla yitiren şirket olurken, ardından EÜAŞ (%7,1) ve Enel (%6,6) gelmektedir. EÜAŞ, özelleştirilen santrallarının etkisiyle 2015’te kapasitesinin yaklaşık %7’sini kaybetmiştir.Benzer şekilde 2014 ile kıyaslandığında 2015’te, Endesa (%4,9), Fortum (%3,4) ve Engie’nin (%2,9) toplam elektrik üretiminde artış yaşanırken, düşüşlerde ilk sırayı %21,6 ile EÜAŞ alırken, EÜAŞ’ı %12,4 ile E.On, %8,3 ile Electrabel izlemiştir (Tablo- 15). Döviz kurlarındaki yükselmenin ve süren özelleştirmelerin etkisiyle EÜAŞ’ın toplam satışlarında avro bazında %19,9'luk bir düşüş yaşanmıştır. 2015 yılında bir önceki yıla göre satışları en fazla azalan şirketler sırasıyla Fortum (%22,1), EÜAŞ (%19,9) ve Engie (%11,0) olmuştur. Satış rakamları en fazla artanlar sırasıyla PGE (%13,0), CEZ (%7,5) ve Iberdrola (%4,6) şeklinde gerçekleşmiştir.2013 yılında tüm şirketlerde bir önceki yıla göre personel sayısında görülen azalma süreci, 2015 yılında da hala devam etmiş görünmektedir. Sadece Statkraft (%11,8), Iberdrol (%4,5), Engie (%2,4), EnBW (%1,0) ve EdF’de (%0,6) personel artışı yaşanırken, diğer tüm şirketlerde personel sayılarında önemli azalmalar olmuştur. Bu azalma oranı, özelleştirilen termik santrallarından dolayı EÜAŞ’da %25,2 olarak görülürken ardından gelen Electrabel’de %7,4 ve Fortum’da %7,1 olarak gerçekleşmiştir. Tablo-17 ve 18’den görülebileceği üzere, bu şirketlerin tamamı nükleer enerji (PGE ve Statkraft hariç) ve yenilenebilir enerji kaynakları da dahil enerji sektörünün hemen hemen tüm dallarında da faaliyet göstermektedir. EÜAŞ’ı bu şirketlerden ayıran en önemli fark, portföyünde nükleer ve yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretiminin yer almamasıdır. Zira EÜAŞ sadece termik (doğal gaz, fuel-oil, kömür) ve hidroelektrik santrallardan yararlanmaktadır. 2015 yılı kurulu güç değerleri açısından (Tablo-17), kendi portföylerindeki termik santralların (kömür, doğal gaz, fuel-oil vs.) payı en yüksek şirket, 2012-2015 döneminde, Polonya'nın PGE şirketi olup, termik santrallara en az pay veren şirket ise %15,5 ile Statkraft olarak görülmektedir. 2014’e göre RWE haricindeki 14 şirketin hepsinin portföylerindeki termik santralların payı düşmüştür. EÜAŞ (devam eden özelleştirmeler nedeniyle) termik santrallarının payı en fazla düşen (%40,6’dan %36,0’a) şirket olmuştur.Nükleer santralların payına bakıldığında, portföyünde en fazla EdF’in nükleere ağırlık verdiği görülmekte, onu 2013 ve 2014 yıllarında olduğu gibi 2015’te de Electrabel ve CEZ takip etmektedir. Nükleer santralı olmayan PGE, Statkraft ve EÜAŞ hariç tutulursa, Enel (%5,7) nükleerde en düşük orana sahiptir. Hidroelektrik kurulu gücü açısından, Norveçli şirket Statkraft %80,3 payla tüm bu şirketlerin önünde yer almaktadır. Statkraft’ı, EÜAŞ %64,0 ile Fortum (%33,8) takip etmektedir. En düşük orana ise E.ON (%7,8) ve RWE (%6,2) sahiptir. Yenilenebilir kapasiteye bakıldığında ise Iberdrola %31,8’lik bir oranla yıllardır açık ara önde yer almaktadır. En yakın takipçisi ise 2014’te olduğu gibi 2015’te de E.ON (%9,5) olmuştur. Şirketlerin neredeyse tamamının, yenilenebilir enerji kaynaklarının kendi portföylerindeki ağırlığını arttırmayı sürdürdükleri kolaylıkla izlenebilmektedir. Kurulu güce benzer şekilde elektrik üretim miktarı bazında bir değerlendirme yapıldığında (Tablo-18), 2015 yılında EÜAŞ ve EnBW başta olmak üzere toplam 7 şirketin termik üretimlerinin kendi portföylerindeki payları düşmüştür.
2015’de nükleer santrallardan yaptıkları elektrik üretiminde, oransal olarak en fazla paya sahip olan EdF (%77,9) iken en az pay, nükleer santralı olmayan PGE, Statkraft ve EÜAŞ hariç olmak üzere, Engie’ye (%10,0) aittir. Hidroelektrik üretim payında 2015 yılında da EÜAŞ öndedir (%63,2). 2014’e göre hidroelektrik üretiminin payı neredeyse 2 katına çıkan EÜAŞ, Statkraft’ın (%93,6) ardından ikinciliğe yükselmiştir. 2015 yılında EdF, Endesa, Enel, Iberdrola ve Statkraft’ta hidroliğin üretim payı düşmüştür, sabit kalan Engie ve PGE dışındaki diğerlerinin tamamında hidroliğin payı yükselmiştir. Rüzgar, güneş, küçük hidrolik ve deniz santrallarından yararlanan Iberdrola yenilenebilir enerjiden elektrik üretimine %24,0 (2014’te %24,4) ile en fazla pay veren kuruluş olma özelliğini 2015 yılında da açık ara sürdürmüştür. Zira, Endesa (%0) ve EÜAŞ hariç diğer tüm şirketlerde bu pay %1,5 - %8,2 aralığında değişmektedir. Avrupa Birliği ülkelerinde, elektrik piyasasının serbestleşme ölçüsü olarak ele alınabilecek olan, “ülkedeki en büyük elektrik üreticisinin kendi ülkesindeki pazar payı” oranları (Tablo-19) açısından bir değerlendirme yapıldığında; Malta ve Kıbrıs Rum Kesimi’nde tekel (%100) konumu 2014 yılında da devam etmiştir. Estonya, Hırvatistan ve Fransa’da ise tekele yakın (sırasıyla %87, %84, %84) bir elektrik piyasası hakimken, Polonya’da en büyük üretici toplam elektrik üretiminin sadece %17,3’üne sahiptir. Polonya’nın ardından en liberal piyasaların Litvanya, İspanya ve Finlandiya’da olduğu söylenebilir. Avrupa Birliği’nde en hızlı liberalleşen ülke olarak Litvanya ortaya çıkmaktadır. 2000’de %72,8 olan oran 2014’e gelindiğinde %24,4’e inmiş durumdadır [4, 38]. Türkiye’de de benzer bir durumdan söz edilebilir. Zira 2002 yılından bu yana en büyük üretici konumundaki EÜAŞ’ın pazar payı 2014’e gelindiğinde %28,0’e inmiş durumdadır. Kesin olmayan rakamlar 2015 yılı için bu oranın %21,3 olarak gerçekleşeceğini göstermektedir [16]. Avusturya'da ise en büyük üretici, %32,6'lık pazar payını aynı dönemde (2000-2014) %55,5'e çıkarmıştır. Macaristan’da da benzer bir durum görülmektedir. Macaristan’da en büyük üreticinin pazar payı 2000'deki %41,3 seviyesinden, 2014 yılında %51,9'lara ulaşmıştır [4]EÜAŞ’ın Türkiye’deki konumuna bakıldığında ise gerek kurulu güç olarak gerekse de elektrik üretim değerleri açısından (özelleştirmelere rağmen) 2015 yılında da liderliğini sürdürdüğü görülmektedir (Tablo-20) [16]. Ancak, EÜAŞ’ın kurulu gücünde 2014 yılına göre 2015 yılında %7’lik bir düşüş yaşanırken, aynı yıllarda özel sektörde artış oranları 2014 yılı için %18,4, 2015 yılı için ise % 10,9 olarak gerçekleşmiştir. Elektrik üretiminde ise, EÜAŞ tarafında 2014 yılında yaşanan %12,0’lık düşüş, 2015 yılında da özelleştirmelerin büyük etkisiyle sürmüş ve bir önceki yıla göre %21,5’lik bir azalma yaşanmıştır. Özel sektörün elektrik üretim rakamları ise 2014 yılında %13,4’lük bir artışı gösterirken, 2015 yılında benzer şekilde bir artışla %12,4 olarak gerçekleşmiştir (Tablo-20). Özellikle, kısa ve orta vadede, özel sektörün devreye alacağı yeni santrallarla elektrik piyasasındaki payını daha da arttıracağı görülmektedir.Elektrik üretiminden satışlarla, İstanbul Sanayi Odasının verilerine göre 2011 yılında 4. ve ardından 2012 yılında da 5. sıraya gerileyen EÜAŞ, 2013 yılında 3., 2014 sonunda da tekrar 5. sırada yer almıştır. Aynı listede yer alan “üretim şirketleri”nden, 465 MW kurulu güce ulaşan İçdaş Çelik Enerji ve Tersane ve Ulaşım San. A.Ş. 6., 1,390 MW kurulu güce sahip Eren Enerji Elektrik Üretim A.Ş. 52., 2.500 MW kurulu güce düşen Enerjisa Enerji Üretim A.Ş. 53. ve 1.200 MW kurulu güce sahip İçdaş Elektrik Enerjisi Üretim ve Yatırım A.Ş. 72. sırada yer almıştır. Kurulu güç rakamları, Enerjisa Enerji Üretim A.Ş.'nin 2013 ve 2014’te olduğu gibi 2015’te de en yüksek kurulu güce sahip özel elektrik üretim şirketi olduğunu göstermektedir. OMV Samsun Elektrik Üretim San. Ve Tic. A.Ş., Çelikler Seyitömer Elektrik Üretim A.Ş. ise ilk kez bu listede yer bulmuş ve sırasıyla 109. Ve 136. sıralarda oldukları açıklanmıştır. Aşağıdaki tablodan görülebileceği üzere, listedeki 12 özel üretim şirketinin yarısı (diğer endüstri dallarında faaliyet gösteren pek çok şirketle birlikte düşünüldüğünde) önceki yıla göre ISO listesinde alt sıralara gerilemiştir.
Türkiye’nin enerji arz güvenliğini esas alan enerji politikasının temel amaçları;
• Yerli kaynaklara öncelik vermek suretiyle kaynak çeşitliliğinin sağlanması,
• Yenilenebilir enerji kaynaklarının enerji arzındaki payının arttırılması,
• Petrol ve doğalgaz alanlarında kaynak çeşitliliğinin sağlanması ve ithalattan kaynaklanan riskleri azaltacak tedbirlerin alınması,
• Enerji ve tabii kaynaklar alanındaki faaliyetlerin çevreye duyarlı şekilde yürütülmesinin sağlanması, • Ülkemizin enerji koridoru ve terminali haline getirilmesi,
• Enerji verimliliğinin arttırılması,
• Yerli doğal kaynakların ülke ekonomisine katkısının arttırılması,
• Maliyet, zaman ve miktar yönünden enerjinin tüketiciler için erişilebilir kılınması,
• Endüstriyel hammadde, metal ve metal dışı madenlerimizin üretimlerinin arttırılarak yurt içinde değerlendirilmesinin sağlanması,
• Serbest piyasa koşullarına tam işlerlik kazandırılması ve yatırım ortamının iyileştirilmesidir [7].
Bu politikalar temelinde 2023 yılı için oluşturulan arz güvenliği ve yenilenebilir enerji kaynaklarına yönelik başlıca hedefler özetle şöyledir [7]
: • Bilinen linyit ve taşkömürü kaynaklarımızın tamamının elektrik üretiminde kullanılması,
• İki nükleer santralın ilgili ünitelerinin devreye alınması ve üçüncü nükleer santralın inşaatına başlanması,
• Yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik üretimindeki payının %30’a çıkarılması,
• Teknik ve ekonomik olarak değerlendirilebilecek hidroelektrik potansiyelin tamamının elektrik üretiminde kullanılması,
• Rüzgar enerjisi kurulu gücünün 20.000 MW’a çıkarılması,
• Elektrik enerjisi kurulu güç kapasitesinin 110.000 MW’ın üzerine çıkarılması,
• Toplam elektrik üretiminin 414 milyar kWh’ye yükseltilmesi. Bu hedeflerin dışında 2019 yılı için ise; • Jeotermal enerjisinden elektrik üretimi açısından kurulu gücün 600 MW’a çıkarılması,
• Güneş enerjisine dayalı kurulu gücün 3.000 MW’a çıkarılması hedeflenmektedir. Ülkemizin yakaladığı yüksek büyüme oranları sonucunda enerji talebi de hızla artmakta ve önümüzdeki yıllarda da bu eğilimin devam edeceği hesaplanmaktadır. 2014 yılında 123,94 milyon ton petrol eşdeğerini (milyon tep) geçen yıllık enerji arzı bir önceki yıla nazaran yaklaşık %3,0’lük bir artış göstermiştir [8]. En son açıklanan verilere göre (2014 yılı) enerji arzında %32,4 ile doğalgaz bir önceki yıla göre yine Raporun içeriği kaynak gösterilmeden kullanılamaz veya alıntı yapılamaz. 14 birinci sırada yer alırken, bunu %31,5 ile kömür, %26,2 ile petrol izlemiş, geri kalan %9,9’luk bölüm ise başta hidrolik olmak üzere yenilenebilir ve diğer kaynaklar (odun) ile elektrikten karşılanmıştır (Tablo-5). 2012-2014 dönemi kıyaslandığında, doğalgaz, jeotermal, rüzgar ve biyoyakıtın birincil enerji arzındaki payının sürekli arttığı görülmektedir [8]. Türkiye enerji talebindeki büyüme rakamları oldukça yüksektir. Küçük Avrupa devletleri hariç tutulursa, son 10 yılda Türkiye elektrik, kömür ve doğal gaz talep artış oranları bakımından Avrupa’da ilk sırayı almaktadır [6,15]. 2014 itibariyle yaklaşık 77,7 milyon nüfusa sahip olan Türkiye’de kişi başına enerji tüketiminin %1,66 artışla 1.595 kep, elektrik tüketiminin ise %3,93 artışla 2.669 kWh olduğu hesaplanmıştır.Fosil enerji kaynakları bakımından net ithalatçı ülke konumunda olan Türkiye’de 2014 yılında enerji arzının petrolde %92, doğalgazda %99, taş kömüründe %94 olmak üzere toplamda %74,9’luk (2013’te %73,4) bölümü ithalat (net) ile karşılanmıştır [8]. 2014 yılında ithal edilen doğalgazın yaklaşık %43,5’i Rusya (2013’te %46,9), %22,8’i İran (2013’te %24,6), %15,5’i Azerbaycan (2013’te %12), %10,6’sı Cezayir (2013’te %11), ve %3,6’sı da Nijerya’dan (2013’te %3,6) temin edilirken % 4,0’ü spot LNG piyasasından (2013’te %1,9) elde edilmektedir. Ülke içinde satışı yapılan doğalgazın Raporun içeriği kaynak gösterilmeden kullanılamaz veya alıntı yapılamaz. 15 %54,3’ü elektrik üretiminde (2013’te %51,7), %21,8’i konutlarda (2013’te %23,9), %21,3’ü ise sanayide (2013’te %21,2) kullanılmaktadır. Geri kalan %2,8’lik kısım ise ihraç edilmektedir. Rakamlar son dört yılda doğalgazın elektrik üretiminde kullanım oranının arttığını göstermektedir. Türkiye’nin doğal gaz tüketimi 2002 yılındaki 16,7 milyar m3 düzeyinden, 2012 yılında 40,7 milyar m3 ‘lük tarihi zirvesine ulaşmıştır. 2013 yılında ise bir önceki yıla göre %11,3’lük bir düşüş (36,1 milyar m3 ) yaşanırken, 2014 yılında %10,8’lik artış gerçekleşmiş ve 40 milyar m3 seviyelerine tekrar gelinmiştir. 2014 yılında miktar olarak doğal gazın sanayi ve elektrik sektörlerinde kullanımları sırasıyla %7,6 ve %12,4 oranlarında artarken konut sektöründe kullanımı %2,2 azalmıştır [9, 19]. 2015 yılında elektrik tüketimimiz bir önceki yıla (257,2 milyar kWh) göre %2,68 artarak 264,1 milyar kWh, elektrik üretimimiz ise bir önceki yıla göre (251,96 milyar kWh) %2,95 oranında artarak 259,39 milyar kWh olarak gerçekleşmiştir [39]. Elektrik talebinin (Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığınca belirlenen son elektrik talep serilerine göre); 2024 yılında Yüksek Talep Senaryosunda (yıllık ortalama %6,3 artış öngörülen) 473,10, Düşük Talep Senaryosunda (yıllık ortalama %4,6 artış) ise 400,65 milyar kWh düzeyine ulaşacağı gösterilmektedir [11]. Kaynaklar açısından bakıldığında, 2015 yılı itibariyle, toplam elektrik üretiminin %37,7'si doğalgazdan, %28,2’si kömürden, %25,7’si hidrolik kaynaklardan, %4,5'i rüzgardan, %2,3’ü sıvı yakıt ve asfaltitten, %1,6’sı biyogaz ve jeotermalden karşılanmıştır (Şekil-3). 2014 yılı ile kıyaslandığında hidrolik, rüzgar, sıvı yakıtlar ve asfaltit, jeotermal ve biyogazdan yararlanma oranı artarken, doğalgaz ve kömür oranında düşme görülmüştür. EÜAŞ’ın bu üretimde 2013 yılında sahip olduğu pay %33,4’ten, 2014 yılında %28,0’e, 2015 yılında ise %21,3’e düşerken, geri kalan %78,7’lik üretim ise özel sektör tarafından karşılanmıştır.Türkiye'de özel sektöre açılan elektrik üretimi sektöründe özellikle yenilenebilir enerji kaynaklarına yönelik yürürlüğe konulan yasal düzenlemelerin de etkisiyle; Ocak 2016 37,7% 28,2% 25,7% 4,5% 2,3% 1,6% Doğalgaz Kömür Hidrolik Rüzgar Sıvı Yakıt+Asfaltit Jeotermal+Biyogaz Raporun içeriği kaynak gösterilmeden kullanılamaz veya alıntı yapılamaz. 16 itibariyle, hidroelektrik santral (HES) yapmak üzere 282 santralda 7.399 MW’lık kapasite, rüzgar santralı (RES) yapmak üzere de 179 santralda 5.241 MW’lık kapasite EPDK’dan lisans almış durumdadır [13]. Bu bağlamda, Türkiye’deki rüzgar enerjisi kurulu gücü ise 2013 yılında 2.760 MW’a, 2014 yılında 3.627 MW’a ve 2015 yılında 4.503 MW’a ulaşmış bulunmaktadır [39]. EPDK verilerine göre [13] Ocak-2016 itibariyle proje fiili gerçekleşme yüzdesi %10’un üzerinde olan inşa halindeki santralların listesi kaynak bazında Tablo-7’de yer almaktadır. Buna göre inşa halindeki kapasite değerleri incelendiğinde, yakın zamanda devreye girmesi planlanan kurulu güç kapasitesinin %45,1’inin doğalgaz santrallarına ait olduğu görülmektedir. Ardından hidrolik (%21,8), kömür (%20,2) rüzgar (%11,3) ile jeotermal (%1,3) santralları gelmektedir.2015’de devreye alınan santrallar veya yeni santral ünitelerinden en büyük kurulu güce sahip 10 tanesi listelenmiştir. 31.12.2015 itibariyle 151 kamu veya özel sektör santralı aracılığıyla devreye alınan toplam kapasite 4.288 MW’tır. Daha önce de ifade edildiği gibi, Türkiye’de 2023 yılına kadar 2 nükleer güç santralının ilgili ünitelerinin devreye alınması ve 3. santralın inşasına başlanması planlanmaktadır [7]. Bu amaçla Türkiye Cumhuriyeti ile Rusya Federasyonu Hükümeti arasında Mersin-Akkuyu sahasında bir nükleer güç santralının tesisine dair 27 Aralık 2010 tarihi itibariyle yürürlüğe giren anlaşma çerçevesinde kurulan tamamı Rus sermayeli Akkuyu Nükleer A.Ş tarafından yürütülen projede Çevre ve Şehircilik Bakanlığı, 01.12.2014 tarih ve 3688 sayılı Kararı ile Akkuyu Nükleer Güç Santralının Çevresel Etki Değerlendirmesi (ÇED) Raporunu onaylamıştır [48]. Ardından, Enerji Piyasası Düzenleme Kurumuna (EPDK) 24 Kasım 2011 tarihinde elektrik üretim lisansı başvurusu yapılmış ve 25 Haziran 2015 tarihinde 36 ay süreli önlisans alınmıştır [58]. Bu anlaşma ile toplam 4.800 MW gücünde, VVER-1200 tipinde (referans santralı Rusya Federasyonu’ndaki Novovoronezh-II santralı olan) dört ünitelik bir nükleer santralın Akkuyu Sahasında kurulması öngörülmektedir.2. nükleer santralın ise Japon Konsorsiyumu (MHI, Itochu ve Engie) ile birlikte Sinop’ta inşa edilmesine karar verilmiştir. Bu amaçla 3 Mayıs 2013 tarihinde Türkiye ile Japonya arasında hükümetler arası anlaşma (IGA) imzalanmıştır. Ardından Ev Sahibi Hükümet Anlaşması (HGA) müzakereleri sonuçlanmış ve 2014 yılında İşbirliği Zaptı imzalanmıştır. HGA, IGA ve İşbirliği Zaptı onay süreçlerinin ardından 31 Temmuz 2015 tarihinde yürürlüğe girmiştir. Bu tarihten itibaren 18 ay içerisinde teknik fizibilite çalışmalarının tamamlanması planlanmaktadır [7]. Anlaşma kapsamında her biri 1.120 MW kurulu güce sahip 4 üniteden oluşan toplam 4.480 MW gücünde ATMEA-1 tipinde bir santral kurulması öngörülmektedir. Ünitelerin sırasıyla 2023, 2024, 2027 ve 2028'de devreye girmesi planlanmaktadır.Yine anlaşmaya göre EÜAŞ %30-49 oranında hisseye sahip olacaktır. Yerli kömür kaynaklarının ekonomiye kazandırılması amacıyla santral yapma koşuluyla, Bolu-Göynük (270 MW), Eskişehir-Koyunağılı (290 MW), Şırnak-Silopi ve Şırnak-Merkez (toplam 675 MW) sahalarındaki projelerin tamamlanmasına yönelik çalışmalar 2015 yılında da sürdürülmüştür. Sayılan projelerle birlikte, 2012-2013 yıllarında yapılan diğer sözleşmelerle, rödovans yöntemiyle özel sektöre elektrik üretimi yapılması amacıyla devredilen 9 sahada 3.165 MW kurulu gücünde yerli linyit yakıtlı santral kurulması planlanmaktadır. Ayrıca MTA tarafından 2015 yılında TKİ’ye devredilen Eskişehir-Alpu (3.500 MW), Kırklareli-Pınarhisar-Vize (300 MW) ve KonyaIlgın (135 MW) sahalarına da belirtilen kapasitelere sahip santralların kurulması öngörülmektedir. Afşin-Elbistan Havzasında C ve D sektörlerinde bulunan linyit Raporun içeriği kaynak gösterilmeden kullanılamaz veya alıntı yapılamaz. 18 kaynaklarının elektrik üretimi amaçlı değerlendirilmesine ilişkin olarak yürütülen çalışmalarda eksik etütlerin tamamlanmasına yönelik çalışmalar devam etmektedir [7]3. Elektrik Üretim Anonim Şirketinin Elektrik Üretim Sektörü İçindeki Yeri Elektrik Üretim Anonim Şirketi Genel Müdürlüğünün (EÜAŞ) ana faaliyet konusu, enerji sektöründe elektrik üretimi olup, 2015 sonu itibariyle 7.450 personeli ile kamuya ait termik ve hidroelektrik santralların işletilmesi, kapasite artışı, bakım, onarım ve rehabilitasyonlarının yapılması ve ruhsatı EÜAŞ’a ait maden sahalarının işletilmesi faaliyetlerini yürütmektedir. Ayrıca, 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu'na göre Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının uygun görüşü ile EÜAŞ, yeni yapılacak üretim tesisleri için özel hukuk hükümlerine tabi tüzel kişiler ile ortaklık kurabilecektir.EÜAŞ, 2015 yılı sonu itibariyle, 13.006 MW kurulu güce sahip 72 hidroelektrik ve 7.319 MW kurulu güce sahip 10 termik santrala sahip olup, toplam 20.325 MW kurulu gücü ile Türkiye kurulu gücünün %27,8’ini (2014’te %31,5) elinde bulundurmaktadır. 2015 yılı sonu itibariyle 259,4 milyar kWh olarak gerçekleşen Türkiye elektrik üretimi miktarının 55,3 milyar kWh’i (Türkiye üretiminin %21,3’ü (2014’te %28,0)) EÜAŞ tarafından gerçekleştirilmiştir
Elektrik üretim tesislerinin yanı sıra EÜAŞ kömür madenciliği sektöründe de yer almakta olup, toplam 6 adet kömür sahası (Tablo-11) ve 2 adet kireçtaşı sahası ruhsatına sahiptir. Kömür sahalarından, Afşin/Elbistan Kışlaköy Sahası EÜAŞ tarafından işletilmektedir. EÜAŞ ruhsatına sahip kömür sahalarının toplam görünür rezerv miktarı 2014 sonu itibariyle 7.585 milyon ton iken bu rakam, Afyon/Dinar Sahasının eklenmesinin etkisiyle 2015 sonu itibariyle %10,4 artış göstermiş ve 8.374 milyon ton olmuştur.Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi çerçevesinde EÜAŞ mülkiyetindeki santralların özelleştirilmesine yönelik çalışmalar 2015 yılında da sürdürülmüştür. EÜAŞ’a ait Hamitabat, Seyitömer ve Kangal Termik Santrallarının 2013 yılında, Çatalağzı, Kemerköy, Yeniköy ve Yatağan Termik Santrallarının ise 2014 yılında özelleştirmeleri işlemleri tamamlanmıştır. Raporun içeriği kaynak gösterilmeden kullanılamaz veya alıntı yapılamaz. 22 Diğer yandan, 07.08.2014 tarihinde özelleştirme kapsam ve programına alınan SomaB, Tunçbilek ve Orhaneli Termik Santrallarının özelleştirilmesine ilişkin ihale süreçleri tamamlanmış ve 22 Haziran 2015 tarihinde bu 3 santral ihaleleri kazanan firmalara devredilmiştir. Afşin-Elbistan “A” Termik Santralının devri ile ilgili süreç ise devam etmektedir. 2015 yılında ayrıca, Aliağa Kombine Çevrim ve Gaz Türbinleri Santralı (180 MW) ve Bursa Doğalgaz Kombine Çevrim Santralı (1.432 MW) için özelleştirme ihalelerine çıkılmıştır. Hopa Termik Santralı (50 MW) için ise nihai pazarlık görüşmesi yapılmıştır. Özelleştirilmesine karar verilen hidrolik santrallardan 14 tanesi için 2015 yılında ihale ilanına çıkılmış, daha sonra bunlardan Kepez-2 HES Özelleştirme İdaresi Başkanlığı tarafından yayınlanan ihale ilanından çıkarılmıştır. Kadıncık-1 HES, Kadıncık-2 HES, Fethiye HES, Manavgat HES, Karacaören-1 HES, Karacaören-2 HES, Doğankent HES, Kürtün HES ve Torul HES ihalelerinde ise nihai pazarlık görüşmeleri gerçekleştirilmiştir. Şanlıurfa HES, Tortum HES, Adıgüzel HES ve Kemer HES için son teklif verme tarihi 2016 olarak belirlenmiştir.4. Elektrik Üretim Piyasasındaki Rekabet Açısından Elektrik Üretim Anonim Şirketinin Değerlendirilmesi Bu bölümde, öncelikle EÜAŞ’ın, Türkiye’nin girmeye aday olduğu Avrupa Birliği’nde elektrik üretim sektöründe faaliyet gösteren en büyük 14 kuruluş ile seçilmiş bazı kriterler üzerinden kıyaslanmasına çalışılmıştır. Seçilen bu kriterler, şirketlerin Tablo- 15’de yer alan sahip oldukları toplam kurulu güç ve toplam elektrik üretimi miktarları ile Tablo-16’da yer alan satış değerleri ve personel sayısı, Tablo-17’de yer alan kurulu gücün üretim teknolojisine göre dağılımları ile Tablo-18’de yer alan üretim miktarlarının yine üretim teknolojisine göre dağılımlarıdır. Ardından yine AB üyesi ülkelerdeki en büyük elektrik üreticisinin o ülkedeki elektrik piyasasındaki pazar payının (verilerin alınabildiği son 3 yıla ait) karşılaştırması yapılmıştır (Tablo-19). Devamında da bir kamu şirketi olan EÜAŞ’ın Türkiye’de elektrik üretim sektöründe yer alan diğer üretim gruplarıyla mukayesesi yapılmıştır. Tablo-14, bahse konu şirketlerin elektrik üretim faaliyetlerini sürdürdükleri bölgeleri göstermektedir. Dikkati çeken hususlar arasında, EdF, E-On, RWE, Engie (eski adıyla GDF Suez), EnBW, CEZ ve Statkraft’ın Türkiye’de de faaliyet gösteriyor olması, bazılarının sadece Avrupa’da değil Amerika, Afrika, Avustralya veya Asya kıtasında ve Rusya’da elektrik üretimi yapan uluslararası ölçekte faaliyet gösteren şirketler olması yer almaktadır. 2014’te olduğu gibi 2015’te de, E-On hariç tutulursa; Türkiye’de üretimde pay sahibi olan şirketlerin Rusya’da üretime dahil olmadıkları, tersine Rusya’da üretimde pay sahibi olan şirketlerin de (ENEL ve Fortum) Türkiye’de üretimde yer almadıkları dikkati çekmektedir.EÜAŞ, AB’de faaliyet gösteren en büyük elektrik üretim şirketleri arasında (önceki yıla göre bir basamak gerileyerek) 9. sırada yer alan bir kurulu güç değerine sahiptir. Ancak şunu da belirtmek gerekir ki bu şirketlerden bazıları aynı zamanda doğal gaz sektöründe yer almakta ya da elektrik iletimi, dağıtımı ve ticareti işlerini de yürütmektedir. Ayrıca ısı üretimi, satışı ve dağıtımı, madencilik sektörlerinde de faaliyette bulunmaktadırlar. Aynı şirketlerin 2014 yılındaki verileriyle kıyaslandığında sadece Electrabel (%4,4), Iberdrola (%3,1), Engie (%2,8), Statkraft (%2,3) ve PGE (%1,8) kurulu gücünü artırırken, diğer tüm şirketlerde rakamlar aşağı yönlü olmuştur. İtalya ve İspanya’daki gaz, kömür ve hidrolik santrallarını elinden çıkaran ve aynı zamanda Almanya, İngiltere ve İsveç’teki bazı kömür, gaz ve nükleer santrallarını da kapatan E.On (%22,7), kurulu gücünü en fazla yitiren şirket olurken, ardından EÜAŞ (%7,1) ve Enel (%6,6) gelmektedir. EÜAŞ, özelleştirilen santrallarının etkisiyle 2015’te kapasitesinin yaklaşık %7’sini kaybetmiştir.Benzer şekilde 2014 ile kıyaslandığında 2015’te, Endesa (%4,9), Fortum (%3,4) ve Engie’nin (%2,9) toplam elektrik üretiminde artış yaşanırken, düşüşlerde ilk sırayı %21,6 ile EÜAŞ alırken, EÜAŞ’ı %12,4 ile E.On, %8,3 ile Electrabel izlemiştir (Tablo- 15). Döviz kurlarındaki yükselmenin ve süren özelleştirmelerin etkisiyle EÜAŞ’ın toplam satışlarında avro bazında %19,9'luk bir düşüş yaşanmıştır. 2015 yılında bir önceki yıla göre satışları en fazla azalan şirketler sırasıyla Fortum (%22,1), EÜAŞ (%19,9) ve Engie (%11,0) olmuştur. Satış rakamları en fazla artanlar sırasıyla PGE (%13,0), CEZ (%7,5) ve Iberdrola (%4,6) şeklinde gerçekleşmiştir.2013 yılında tüm şirketlerde bir önceki yıla göre personel sayısında görülen azalma süreci, 2015 yılında da hala devam etmiş görünmektedir. Sadece Statkraft (%11,8), Iberdrol (%4,5), Engie (%2,4), EnBW (%1,0) ve EdF’de (%0,6) personel artışı yaşanırken, diğer tüm şirketlerde personel sayılarında önemli azalmalar olmuştur. Bu azalma oranı, özelleştirilen termik santrallarından dolayı EÜAŞ’da %25,2 olarak görülürken ardından gelen Electrabel’de %7,4 ve Fortum’da %7,1 olarak gerçekleşmiştir. Tablo-17 ve 18’den görülebileceği üzere, bu şirketlerin tamamı nükleer enerji (PGE ve Statkraft hariç) ve yenilenebilir enerji kaynakları da dahil enerji sektörünün hemen hemen tüm dallarında da faaliyet göstermektedir. EÜAŞ’ı bu şirketlerden ayıran en önemli fark, portföyünde nükleer ve yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretiminin yer almamasıdır. Zira EÜAŞ sadece termik (doğal gaz, fuel-oil, kömür) ve hidroelektrik santrallardan yararlanmaktadır. 2015 yılı kurulu güç değerleri açısından (Tablo-17), kendi portföylerindeki termik santralların (kömür, doğal gaz, fuel-oil vs.) payı en yüksek şirket, 2012-2015 döneminde, Polonya'nın PGE şirketi olup, termik santrallara en az pay veren şirket ise %15,5 ile Statkraft olarak görülmektedir. 2014’e göre RWE haricindeki 14 şirketin hepsinin portföylerindeki termik santralların payı düşmüştür. EÜAŞ (devam eden özelleştirmeler nedeniyle) termik santrallarının payı en fazla düşen (%40,6’dan %36,0’a) şirket olmuştur.Nükleer santralların payına bakıldığında, portföyünde en fazla EdF’in nükleere ağırlık verdiği görülmekte, onu 2013 ve 2014 yıllarında olduğu gibi 2015’te de Electrabel ve CEZ takip etmektedir. Nükleer santralı olmayan PGE, Statkraft ve EÜAŞ hariç tutulursa, Enel (%5,7) nükleerde en düşük orana sahiptir. Hidroelektrik kurulu gücü açısından, Norveçli şirket Statkraft %80,3 payla tüm bu şirketlerin önünde yer almaktadır. Statkraft’ı, EÜAŞ %64,0 ile Fortum (%33,8) takip etmektedir. En düşük orana ise E.ON (%7,8) ve RWE (%6,2) sahiptir. Yenilenebilir kapasiteye bakıldığında ise Iberdrola %31,8’lik bir oranla yıllardır açık ara önde yer almaktadır. En yakın takipçisi ise 2014’te olduğu gibi 2015’te de E.ON (%9,5) olmuştur. Şirketlerin neredeyse tamamının, yenilenebilir enerji kaynaklarının kendi portföylerindeki ağırlığını arttırmayı sürdürdükleri kolaylıkla izlenebilmektedir. Kurulu güce benzer şekilde elektrik üretim miktarı bazında bir değerlendirme yapıldığında (Tablo-18), 2015 yılında EÜAŞ ve EnBW başta olmak üzere toplam 7 şirketin termik üretimlerinin kendi portföylerindeki payları düşmüştür.
2015’de nükleer santrallardan yaptıkları elektrik üretiminde, oransal olarak en fazla paya sahip olan EdF (%77,9) iken en az pay, nükleer santralı olmayan PGE, Statkraft ve EÜAŞ hariç olmak üzere, Engie’ye (%10,0) aittir. Hidroelektrik üretim payında 2015 yılında da EÜAŞ öndedir (%63,2). 2014’e göre hidroelektrik üretiminin payı neredeyse 2 katına çıkan EÜAŞ, Statkraft’ın (%93,6) ardından ikinciliğe yükselmiştir. 2015 yılında EdF, Endesa, Enel, Iberdrola ve Statkraft’ta hidroliğin üretim payı düşmüştür, sabit kalan Engie ve PGE dışındaki diğerlerinin tamamında hidroliğin payı yükselmiştir. Rüzgar, güneş, küçük hidrolik ve deniz santrallarından yararlanan Iberdrola yenilenebilir enerjiden elektrik üretimine %24,0 (2014’te %24,4) ile en fazla pay veren kuruluş olma özelliğini 2015 yılında da açık ara sürdürmüştür. Zira, Endesa (%0) ve EÜAŞ hariç diğer tüm şirketlerde bu pay %1,5 - %8,2 aralığında değişmektedir. Avrupa Birliği ülkelerinde, elektrik piyasasının serbestleşme ölçüsü olarak ele alınabilecek olan, “ülkedeki en büyük elektrik üreticisinin kendi ülkesindeki pazar payı” oranları (Tablo-19) açısından bir değerlendirme yapıldığında; Malta ve Kıbrıs Rum Kesimi’nde tekel (%100) konumu 2014 yılında da devam etmiştir. Estonya, Hırvatistan ve Fransa’da ise tekele yakın (sırasıyla %87, %84, %84) bir elektrik piyasası hakimken, Polonya’da en büyük üretici toplam elektrik üretiminin sadece %17,3’üne sahiptir. Polonya’nın ardından en liberal piyasaların Litvanya, İspanya ve Finlandiya’da olduğu söylenebilir. Avrupa Birliği’nde en hızlı liberalleşen ülke olarak Litvanya ortaya çıkmaktadır. 2000’de %72,8 olan oran 2014’e gelindiğinde %24,4’e inmiş durumdadır [4, 38]. Türkiye’de de benzer bir durumdan söz edilebilir. Zira 2002 yılından bu yana en büyük üretici konumundaki EÜAŞ’ın pazar payı 2014’e gelindiğinde %28,0’e inmiş durumdadır. Kesin olmayan rakamlar 2015 yılı için bu oranın %21,3 olarak gerçekleşeceğini göstermektedir [16]. Avusturya'da ise en büyük üretici, %32,6'lık pazar payını aynı dönemde (2000-2014) %55,5'e çıkarmıştır. Macaristan’da da benzer bir durum görülmektedir. Macaristan’da en büyük üreticinin pazar payı 2000'deki %41,3 seviyesinden, 2014 yılında %51,9'lara ulaşmıştır [4]EÜAŞ’ın Türkiye’deki konumuna bakıldığında ise gerek kurulu güç olarak gerekse de elektrik üretim değerleri açısından (özelleştirmelere rağmen) 2015 yılında da liderliğini sürdürdüğü görülmektedir (Tablo-20) [16]. Ancak, EÜAŞ’ın kurulu gücünde 2014 yılına göre 2015 yılında %7’lik bir düşüş yaşanırken, aynı yıllarda özel sektörde artış oranları 2014 yılı için %18,4, 2015 yılı için ise % 10,9 olarak gerçekleşmiştir. Elektrik üretiminde ise, EÜAŞ tarafında 2014 yılında yaşanan %12,0’lık düşüş, 2015 yılında da özelleştirmelerin büyük etkisiyle sürmüş ve bir önceki yıla göre %21,5’lik bir azalma yaşanmıştır. Özel sektörün elektrik üretim rakamları ise 2014 yılında %13,4’lük bir artışı gösterirken, 2015 yılında benzer şekilde bir artışla %12,4 olarak gerçekleşmiştir (Tablo-20). Özellikle, kısa ve orta vadede, özel sektörün devreye alacağı yeni santrallarla elektrik piyasasındaki payını daha da arttıracağı görülmektedir.Elektrik üretiminden satışlarla, İstanbul Sanayi Odasının verilerine göre 2011 yılında 4. ve ardından 2012 yılında da 5. sıraya gerileyen EÜAŞ, 2013 yılında 3., 2014 sonunda da tekrar 5. sırada yer almıştır. Aynı listede yer alan “üretim şirketleri”nden, 465 MW kurulu güce ulaşan İçdaş Çelik Enerji ve Tersane ve Ulaşım San. A.Ş. 6., 1,390 MW kurulu güce sahip Eren Enerji Elektrik Üretim A.Ş. 52., 2.500 MW kurulu güce düşen Enerjisa Enerji Üretim A.Ş. 53. ve 1.200 MW kurulu güce sahip İçdaş Elektrik Enerjisi Üretim ve Yatırım A.Ş. 72. sırada yer almıştır. Kurulu güç rakamları, Enerjisa Enerji Üretim A.Ş.'nin 2013 ve 2014’te olduğu gibi 2015’te de en yüksek kurulu güce sahip özel elektrik üretim şirketi olduğunu göstermektedir. OMV Samsun Elektrik Üretim San. Ve Tic. A.Ş., Çelikler Seyitömer Elektrik Üretim A.Ş. ise ilk kez bu listede yer bulmuş ve sırasıyla 109. Ve 136. sıralarda oldukları açıklanmıştır. Aşağıdaki tablodan görülebileceği üzere, listedeki 12 özel üretim şirketinin yarısı (diğer endüstri dallarında faaliyet gösteren pek çok şirketle birlikte düşünüldüğünde) önceki yıla göre ISO listesinde alt sıralara gerilemiştir.