2014_06_EIGM_Bulteni

ENERJİ İŞLERİ GENEL MÜDÜRLÜĞÜAylık Bülten(Haziran)Bu çalışma Enerji İşleri Genel Müdürlüğü personelleri tarafından kaleme alınmış olup,kamuoyunu ve tüm ilgilileri bilgilendirme amacı taşımaktadır.Editörler: Safiye YALÇIN ve Volkan YARAMIŞ

2.EİGM TOPLANTILAR / EĞİTİMLERGenel Müdürlüğümüzbünyesinde bu ayiçerisinde gerçekleşenbazı toplantılar..04.06.2014tarihindeODTÜ Uluslararasıİlişkiler BölümBaşkanıProf. Dr.Hüseyin BAĞCI’yıkonuk ettik.“Enerjide RealPolitika” konusundagörüş alış verişindebulunuldu.ELDER, TEİAŞ,ElektrikDağıtım Şirketleri,Sulama Birliği veSulamaKooperatifleri’ninkatılımıyla gerçekleşen“Tarımsal Sulama”konulu toplantıyı05.06.2014 tarihindegerçekleştirdik.Katılımın yoğun olduğubu toplantıda, tarımsal sulamanın, elektrik sistemine olan etkisi ve enerji kalitesinidaha iyi hale getirmek için yapılması gereken çalışmalara ve önlemlere değinildi.09.06.2014tarihindePetform’dan Sn. Ali8

Arif AKTÜRK’ü konuk ettik.“DengelemeGazı Piyasası”konulu sunum,09-10.06.2014tarihlerindeSn. AliGÜNCANtarafındanyapıldı.10.06.2014tarihinde Prof.Dr. OktayTANRISEVER’ikonuk ettik.“EnerjiDiplomasisive Güvenlik”konusundagörüşlerinibizimlepaylaştı.13.06.2014 tarihindeAygaz Doğalgaz GenelMüdürü Rıdvan UÇAR’ımisafir ettik. Sn. Uçar,‘‘Doğalgaz ArzGüvenliği’’ konusundasunumlarınıgerçekleştirdi.9

3.BİZDEN HABERLERİstatistik Daire Başkanlığı’nda uzman yardımcısı olarak görevyapan arkadaşımız Esra KARAKIŞ geçtiğimiz günlerde(30.05.2014) evlendi. Geniş katılımın sağlandığı düğüntöreninde arkadaşları onu yalnız bırakmadı. Arkadaşımızıtebrik eder, ömür boyu mutluluklar dileriz.Arz Güvenliği Dairesi Başkanlığı’nda uzman yardımcısı olarakgörev yapan arkadaşımız Murat Kaan KAVRUK 04.05.2014tarihinde evlendi. Bu mutlu gününde sevincine ortak olduk.Arkadaşımızı tebrik eder, ömür boyu mutluluklar dileriz.Genel Müdürlüğümüz personellerinden Sn. Cuma KAYGUSUZ14.05.2014 tarihinde ve Sn. Ersin ALTINBAY 16.06.2014 tarihinde emekliolmuşlardır. 06.06.2014 tarihinde Cuma Bey adına organize edilen ve GenelMüdürümüz Dr. Zafer DEMİRCAN’ın da teşrif ettiği yemekte, katılımınoldukça yüksek olduğu gözlerden kaçmadı. Cuma Bey’e hayatının geri kalandöneminde başarı ve sağlık diliyoruz.11

4.ANALİZLER4.1.Elektrik Enerji Sistemleri Açısından Temel Yük SantrallerininÖnemi(Adem BİLMEZ – abilmez@enerji.gov.tr)Talebin Esnekliği ve Temel Yük: Elektrik enerjisi talebi, yıl içerisindemevsimden mevsime, gün içerisinde ise farklı saatlere göre çok önemli miktardadeğişiklik göstermektedir. Örneğin, yaz aylarında hava sıcaklığında görülecek 1-2 0 C’lik artış özellikle klima yüklerinden dolayı talepte önemli miktarda artışa nedenolmaktadır. Ayrıca hafta sonu, tatil günleri ve özellikle bayram vb. resmi tatilgünlerinde elektrik enerjisi talebinde önemli miktarda azalma görülmektedir. Grafik1’de görüleceği üzere ülkemizde günlük talebin çarpıcı bir şekilde düştüğü zamanlaryılbaşı, ramazan ve kurban bayramı günleridir.Grafik 1- 2013 Yılı Elektrik Talebinin ve Termik Kaynaklı Üretimin Günlük Değişimi2013 yılına bakılacak olursa, talebin zamana bağlı değiştiği ve azami ve asgari olarakbelirli sınırlar içerisinde kaldığı görülecektir. Elektrik enerjisi talebinin azami veasgari olarak gerçekleşmesinin bağlı olduğu çok çeşitli değişkenler olmakla birlikte,yıl boyunca günlük 400.000 MWh seviyesinin altına düşmediği görülmektedir.Temel yük olarak ifade edebileceğimiz bu asgari talebin zamanın herhangi biranında ya da yılın herhangi bir döneminde mutlaka karşılanması gerekmektedir. Her13

elektrik güç sisteminin, güvenilir ve verimli çalışabilmesi, en azından sürekli talepedilen asgari gücün karşılanabilmesi için temel yük santrallerine ihtiyacı vardır.Elektrik enerjisinin bazı temel özellikleri dolayısıyla kullanımında sorunlargörülebilmektedir. Birincil olarak, üretilerek güç sistemine verilen elektrik enerjisi,üretildiği aynı anda tüketilmeli, yani arz ve talep dengeli olmalıdır. Dolayısıyla güçsistemi anlık değişebilen tüketim talebini karşılamak için gerekli elektrik üretimkapasitesini emre amade bulundurmak durumundadır. Gerekli üretim kapasitesininemre amade olarak bulundurulması ya elektriğin depolanması (elektrik, mekanik,kimyasal, elektro-kimyasal ya da termal yöntemlerle) ile ya da yedek emre amadekapasite tutulması ile mümkün olabilir. Günümüzde büyük ölçekli depolamateknolojilerinin henüz ihtiyaç duyulan olgunluğa erişmediği hesaba katıldığında,zamana bağlı değişiklik gösteren talebin karşılanması için istenilen anda devreyealınabilecek alternatiflerin varlığı olmazsa olmazdır. Aksi durumda elektriğinüretim ve tüketimi arasındaki ilişki bozulacak yani elektrik arz ve talebi arasındadengesizlik oluşacak, güç sisteminin kararlılık ve kalitesine (gerilim ve frekans)zarar verecektir.Tipik bir elektrik sistemi için, temel elektrik yükü yıl boyunca genellikle azamiyükün yüzde 35-40’ı kadar olması gerekmektedir. Bu oran ülkemizde 2013 yılı içinyaklaşık %52 seviyelerinde gerçekleşmiştir. Yukarıda da görüleceği üzere 2013 yılıiçin günlük elektrik enerjisi talebi 400.000 MWh, termik üretim ise 313.000 MWhaltına düşmemiştir.Ülkemiz için tüketimin en düşük olduğu saatlerde bile talep 2013 yılı için yaklaşık24.000 MW seviyelerinde gerçekleşmiştir. Diğer yandan gün içerisinde, saatleregöre elektrik talebinin artışı, talebin düşük gerçekleştiği saatlerden yaklaşık %50oranında değişiklik gösterebilmektedir. Grafik 2’de 2013 yılı saatlik puantınıngörüldüğü 29 Ağustos tarihinde gerçekleşen puant tüketim, gün içerisinde en düşüktüketimin görüldüğü saat olan 7:00’a göre %52 oranında daha yüksektir. Zamanabağlı olarak bahsedilen değişiklikler görülmekle birlikte, gün boyunca (24 saat)elektrik sisteminde minimum seviyede talep edilen ve temel yük olarak adlandırılanbir elektrik enerjisi gereksinimi vardır. Talep günden güne çan eğrisi şeklindeilerlerken, akşam geç ve sabah erken saatlerde genelde en düşük seviyededir.14

Grafik-2 2013 Saatlik Puantın Gerçekleştiği Gün Talebin ve Termik Üretimin SaatlikDeğişimiYukarıdaki her iki grafikte de görüleceği üzere, ülkemiz elektrik enerjisi talebininkarşılanmasında yararlanılan kaynaklar arasında doğalgaz, linyit, ithal kömür,taşkömürü vb. yakıtlı termik santrallerin bahsi geçen temel yükün karşılanmasındason derece önemli olduğu görülmektedir.15

4.2.Kaliforniya Enerji Krizi Ve Çıkarılacak Dersler(Engin İLSEVEN – eilseven@enerji.gov.tr)4.2.1.Kriz ÖncesiKaliforniya Enerji Krizi, ABD’nin Kaliforniya eyaletinde işleyen toptan elektrikpiyasasındaki fiyatların Mayıs 2000 ve Haziran 2001 tarihleri arasında aşırıyüksek seviyelere çıktığı bir dönemi kapsamaktadır. Her önemli olayda olduğu gibibu olayın da bir öncesi ve sonrası vardır ki bu yazıda Kaliforniya Enerji Krizi’nioluşturan etmenler, kriz süreci ve sonrasında diğer benzer piyasa mekanizmalarıiçin dersler yer almaktadır.Enerji krizinin kaynağında, Kaliforniya’da 1996 yılının Eylül ayında çıkan AB 1890sayılı Kaliforniya Enerji Reformu yasası karşımıza çıkmaktadır. Bu yasanın yapısalolarak Türkiye’deki karşılığı, 2001 yılında çıkan Elektrik Piyasası Kanunudur.1990’lı yılların başında eyalette artmaya başlayan işsizlik oranı diğer eyaletlere göredaha pahalı olan enerji fiyatlarıyla açıklanmıştır. 1993 ve 1994 yıllarında yapılantartışmalar ve faaliyetler sonrasında kanun 1996 yılında tüm paydaşların desteğiylekabul edilmiştir.Reformun öncesinde Kaliforniya’da 3 adet dikey bütünleşik şirket bulunmaktaydı.Bu şirketler; Pasific Gas & Electric (PG&E), Southern California Edison (SCE) ve SanDiego Gas & Electric (SDG&E); Türkiye’de daha önce TEK’in sahip olduğu yapıyabenzer şekilde kendi bölgelerinde üretim, iletim, dağıtım ve perakende satışfaaliyetlerinden sorumluydular. Kanunun savunduğu temel argüman; eyalettekiüretim faaliyetini rekabete açarak diğer faaliyetlerden ayırmak, üretim segmentindesağlanacak rekabet ile üretim maliyetlerini azaltmak ve bu maliyet düşüşünümüşterilerin tüketimine sunulan elektrik enerjisine yansıtmaktı. Bu beklenti içindeolan yasa, 1998 yılı Ocak ayından itibaren başlamak üzere 4 yıl boyunca tüketicilere1996 yılı elektrik fiyatlarında %10 indirim vaat ediyordu.Kanunun getirdiği temel değişiklikler yeni bir enerji borsası ve bağımsız sistemoperatörü şirketlerinin kurulmasıydı. Üreticiler yeni kurulacak enerji borsasınınişlerliğini artırabilmek adına kendi aralarında ikili anlaşma yapamayacak, elektrikenerjisiyle ilgili tüm alış ve satış işlemleri enerji borsası üzerinden gerçekleşecekti.Bağımsız sistem operatörü, tüm taraflar arasında ayrım gözetmeksizin iletimsistemini işletecek ve iletim sisteminin güvenliğini sağlayacaktı. Dikey bütünleşik 3şirket ise portföylerinde bulunan fosil yakıtlı santrallerin en az %50’sini eldençıkaracak ve yeni oluşturulacak piyasa yapısında rekabetin oluşmasına katkıdabulunacaklardı.1998 yılının Nisan ayında enerji borsası ve bağımsız sistem operatörü resmi olarakgöreve başladı. Nisan 1998 - Mart 1999 döneminde elektrik16

piyasasındaki fiyatlar ortalama 24 $/MWh olarak gerçekleşti. En yüksek fiyat Eylülayında Kaliforniya puantının çıktığı saatte 191 $/MWh mertebesinde oluştu. Enerjiborsasının ikinci yılında da fiyatlar benzer seviyelerde seyretti. 2000’li yıllarınortalarına kadar yeni kanun amacına ulaşmış görünüyordu. Hem tüketicilere dahaucuz elektrik enerjisi sağlanmış hem de üretim tarafında rekabet ortamı içindeüreticiler maliyetlerini karşılamış ve bunun üzerine bir miktar kar elde etmişlerdi.4.2.2.Kriz Dönemi2000 yılının Mayıs ayına gelindiğinde, mevsim normallerinin üzerinde seyredenhava sıcakları ve sanayinin gelişimiyle birlikte elektrik ihtiyacının etkisiyle talepartmış ve piyasa fiyatları yükselmiştir. Haziran ayında emreamade kapasiteninyetersiz kalmasının ardından eyalet genelinde bir dizi elektrik kesintisi yaşanmıştır.Yaz boyunca yüksek seyreden taleple birlikte elektrik enerjisi arz güvenliği büyükdarbe yiyen eyalette sonbahar ve kış aylarında piyasa fiyatları, yaz aylarında tamkapasite çalışan ve bakıma ihtiyaç duyan santrallerin devre dışı kalması ve doğal gazfiyatının bir önceki yıla kıyasla önemli oranda artarak 25 $/MMBtu (yaklaşık 900$/1000m 3 ) seviyesine çıkmasıyla yüksek seyretmeye devam etmiştir. Fiyatlarınmakul şekilde oluşmasını sağlamak amacıyla önce 250 $/MWh fiyat tavanıuygulamasına başlanmış, ardından yetersiz arzın olduğu bir ortamda üretiminbaltalanması korkusuyla uygulamadan vazgeçilmiştir. Belirli bir fiyat limitininüzerinde uniform ihale yapılması yerine pay-as-bid ihale sistemi önerisi tartışılmış,ancak Mayıs 2001’e kadar piyasa fiyatları serbest bırakılması tercih edilmiş veönlem olarak 150 $/MWh’in üzerinde fiyat teklifleri için üreticilerden açıklamaistenmiştir. Mayıs 2001 sonrası ise Ekim 2002’ye kadar geçerli olmak üzeretekrardan fiyat tavanı uygulamasına geçilmiştir.1999 yılında ortalama piyasa fiyatı 4.23 cent/kWh iken 2000 yılında 18.16cent/kWh seviyesine çıkmış; ancak tüketiciye elektrik enerjisi satış fiyatının 6.23cent/kWh’te sabitlenmesi görevli tedarik şirketlerinin üreticilere olan borçlarınıödeyememesine, kredibilitelerinin düşmesine ve bunu gören üretim şirketlerininparalarını alamama endişesiyle tedarik şirketlerine enerji satmak istememelerineneden olmuştur. Artan borçlar görevli tedarik şirketlerinden PG&E’nin batmasına,SCE’nin gönüllü iflas koruması altına alınmasına, SDG&E’nin borçları karşılığındafiziksel olarak sahip olduğu iletim şebekesini elden çıkarmasına yol açmıştır.Elektrik piyasasında fiyatların yüksek seyretmeye devam ettiği ve bir takım elektrikkesintileri ile sarsılan dünyanın en büyük 8.ekonomisinde Bakanlık, Ocak-Mayıs2001 döneminde durumun daha kötüye gitmesini engellemek amacıyla görevlitedarik şirketleri adına 22 firmayla 40 milyar $’ı aşan tutarda ve 10-20 yılvadeli uzun dönemli sözleşme yapmış ve eyaletin en büyük elektrik sağlayıcısıdurumuna düşmüştür. Piyasa fiyatlarının ortalama 300 $/MWh, maksimum fiyatın1400 $/MWh çıktığı bir dönemde yapılan bu anlaşmalar yaklaşık 88 $/MWh’ekarşılık gelmiş olsa da, Haziran ayıyla17

irlikte ılık geçen yaz mevsimi ve eyalet genelindeki ekonomik durgunluğun daetkisiyle Bakanlığın elinde tüketilmeyi bekleyen yüklü miktarda enerji kalmış vehalka elektrik tüketimlerini artırmaları konusunda çağrı yapılmıştır. Sonrasındagelen süreçte Bakanlık, enerji piyasasını manipüle ettikleri gerekçesiyle ticaretşirketlerine dava açmış ve uzun vadeli kontrat yaptıkları şirketlerle yaptıklarıkontratlardan çıkmak istemiştir. Bir kısım şirketle mahkemelik olunmuş, ancakbüyük bir kısmı ile anlaşma yoluna gidilerek kontratların fiyatında değişiklikyapılmasa da süreleri kısaltılmıştır. Yine de piyasa fiyatlarının ortalama 30 $/MWhdüzeyine gerilediği bir ortamda Bakanlığın elinde 88 $/MWh’lik yüklü miktardaenerjinin kalması, kriz sürecinde yüksek piyasa fiyatlarına maruz kalarak zararauğrayan kamunun yine bir o kadar büyük boyutlara ulaşan zarar görmesine yolaçmıştır.4.2.3.Krizden Çıkarılacak DerslerKriz sonrasında Enron’un batmasıyla, bu şirketin Kaliforniya’daki enerji piyasasınımanipüle etmek için üretici kısma, yapay iletim kısıtları yaratma, sahte elektrikticareti gibi yaptığı çalışmalar ortaya çıksa da bu krizin temel sorumlusu olarakEnron’dan çok ticaret şirketlerine bu ortamı oluşturan piyasa düzenlemeleri yeralmaktadır.Üretim segmentinde toptan elektrik fiyatları düzenlenmiyorken perakende satışfiyatlarının daha aşağı bir seviyede dondurulması tüketicilere elektrik arzındadurum ne olursa olsun “elektrik tüketin” şeklinde mesaj göndermiştir. Başka birifadeyle, ekonomik olarak, elektrik arzı ve talebinin kesiştiği noktada oluşan fiyatınfonksiyonu göz ardı edilmiş ve tüketiciye fiyat yoluyla hiçbir sinyalgönderilmemiştir. Bu noktada tüketicilerin piyasada oluşan fiyatlardanetkilenmelerini, tüketimlerini ayarlamalarını sağlayacak; başta elektrik enerjisiniyoğun olarak kullanarak daha fazla katma değer üreten sektörlerde olmak üzeredaha önceden anlaşma yapılan belirli tüketicilerde elektrik kesintisi yapmak yerinebelirli bir ücret karşılığında talebin azaltılmasını teşvik edecek ve talep tarafıkatılımını sağlayacak mekanizmaların önemi ortaya çıkmaktadır.18Kaliforniya Enerji Krizi süresince birçok kere gündeme gelen elektrik piyasasındafiyat tavanı uygulaması konusu da çıkarılacak dersler arasında oldukça önemli biryere sahiptir. Eyalet için krizin toplam maliyetinin artmasında ve görevli tedarikşirketlerinin iflas etme tehlikesiyle karşı karşıya kalmasında ve birinin iflasetmesinde piyasada oluşan fiyatların tamamen serbest bırakılmasının etkisibüyüktür. Talep tarafının piyasada oluşan fiyatlardan etkilenmediği, elektrikpiyasasının manipülasyona ve piyasa gücünün kötüye kullanımına açık olduğuortamlarda üretimi baltalamamak amacıyla da olsa piyasada fiyat tavanınınuygulanması gerekliliği aşikardır. Ancak daha sonrasında özel sektör eliyleyapılmasına ihtiyaç duyulacak üretim yatırımlarını ve mevcut üretim tesislerini kötü

yönde etkilememek için bu limitin doğru yerde belirlenmesi oldukça titiz, dikkatli vetemeli sağlam olan bir analizin sonucunda olmalıdır.Elektrik üretim sektörünün rekabete açılmasıyla birlikte gelen en önemlideğişikliklerden biri santrallerin kapasite faktörlerinin, üretim maliyetlerindendoğrudan etkilenmesidir. Örnek olarak bir nükleer santral yılda 8000 saat, doğal gazsantrali 7500 saat, kömür santrali 6500 saat, hidrolik santral 3000-5000 saatçalışabilmektedir. Rekabet ortamı içinde bu santrallerden bazılarının yıl içindekapasitelerini bu ölçekte kullanmaları mümkün olamamakta, yatırım maliyetinihenüz karşılamamış olan bazı santrallerin bu maliyetlerini karşılayabilmek içinçalışmaya fırsat buldukları ve özellikle kriz zamanlarını kapsayan dönemlerdepiyasa kuralları çerçevesinde mümkün olduğunca piyasaya yüksek fiyat teklifiverme eğilimleri olmaktadır. Literatürde kayıp para problemi (“missing moneyproblem”) olarak bilinen bu durumun önüne geçilebilecek ve sistemin ihtiyaçduyduğu anda yeterli miktarda arz kaynağının hazırda bulunmasını teminedebilecek mekanizma olarak kapasite piyasaları ortaya çıkmaktadır. Kaliforniya’dada 1990-2000 yılları arasında üretim kısmındaki arz fazlası uzun yıllar eyalette yeniüretim yatırımının yapılmamasına, 2000 yılında sanayi talebinin ve sıcak havalarınetkisiyle klima kullanımının artması üretim kaynaklarının yetersiz kalmasına yolaçmıştır. Gelişen ekonomilerde, elektrik talebinin artış oranındaki belirsizliğinbelirli dönemlerde elektrik arz güvenliğini tehlikeye düşmesinin önünegeçilmesinde kapasite mekanizmaları önemli bir araçtır ve mutlakadeğerlendirmeye alınmalıdır. Ancak fiyat tavanı uygulaması meselesinde olduğu gibiburada da farklı mekanizmalardan hangisinin seçilmesi gerektiği her piyasaözelinde değişebilmektedir ve iyi bir ön çalışmanın yapılması gerekmektedir.Krizden çıkarılması gereken bir diğer önemli derslerden birisi de uzun vadelikontratlar meselesidir. Kaliforniya Enerji Krizi’nin son dönemlerinde, yüksek piyasafiyatlarının oluştuğu bir ortamda, Bakanlığın devreye girerek tüketicilerin enerjigüvenliğini ve eyaletin ekonomisini garanti altına alma adına o dönem için piyasafiyatlarının altında da olsa uzun vadeli anlaşmalar yapması, sonradan gelen süreçtebüyük bir hata olarak görülmüştür. Bakanlığın bu tip anlaşmaları yapmasının altındayatan görünür sebep görevli tedarik şirketlerinin borçlarının artması sebebiyleenerji alamayacak durumda bulunmaları olsa da, gerçek sebep bu tedarikşirketlerinin enerji alışı için günlük olarak işleyen enerji piyasasını kullanmazorunlulukları ve uzun vadeli kontrat yaparak piyasa fiyatlarına karşı riskleriniazaltamamalarında yatmaktadır. Hem üretim ve hem de tüketim tarafında, piyasakatılımcılarının en önemli ihtiyaçlarından biri piyasadaki öngörülebilirliktir.Kaliforniya’da elektrik piyasası reformu sonrası her şeyin yolunda gitmesi, iyiişlemesi gereken vadeli işlemler piyasası unsurunun göz ardı edilmesine yolaçmıştır. Elektrik piyasalarında görünürde bir sorunun olmaması gelecekte hiçbirsorun yaşanmayacağı anlamı taşımamaktadır. Burada dikkat edilmesi gerekennokta, sorunların ortaya çıkmasından önce piyasada yer alan oyuncuların19

20ihtiyaçlarını belirleyebilmek ve sonrasında meydana gelecek kriz ortamlarında zarargörmelerini engelleyebilmektir.

mükelleflerdir. Piyasada mid-merit konumunda bulunan santraller için buyükümlülük üç gündür. Herhangi bir depolama tesisine sahip olmayan santrallerkendisine yakın bir santralde gerekli boru hattı ve pompalama tesisini kurmaksuretiyle yükümlülükleri yerine getirmek durumundadır. (3)GüneyKoreGüney Kore’de diğer uygulamaların aksine özellikle metropollerde üretim yapandoğal gazlı elektrikli santrallerin çevresel koşullarından dolayı ikincil yakıtageçmeme zorunlulukları vardır. (4)EstonyaDoğal gazının neredeyse tamamını Rusya’dan karşılayan Estonya’da, yıllık üretimi500 GWh üzerinde olan doğal gazlı elektrik üretim santralleri üç günlük üretimlerinikarşılayacak şekilde ikincil yakıt tutmak zorundadırlar. (5)LetonyaLetonya Enerji Kanunu (2005), elektrik üreticilerine lisanslarında belirtilmek üzereikincil yakıt depolama zorunluluğu getirmiştir. Ancak, ne kadar tutulacağı ile ilgilinet bir düzenleme yoktur. (5)Litvanya2007 yayınlanan Kanuna göre Litvanya’da bütün elektik üreticileri bir ay yetecekkadar ikincil yakıtları depolamak zorundadır. Ayrıca, Litvanya gaz arzı yapantedarikçilere doğal gaz depolama tesislerinde 60 güne kadar doğal gaz depolamayükümlülüğü getirmiştir. (5)4.3.3.SonuçBu çalışmada özetle elektrik arz güvenliğinin sürekliliğin temini amacıyla dünyadauygulanan mevzuat örnekleri açıklanmıştır. Ülkeler olası gaz kesintilerine karşıanalizler yaparak kaç gün süreli ve hangi kapasitede yedek yakıt tutmalarıgerektiğini ortaya koymuş ve bu duruma mevzuatlarında yer vermişlerdir. Ayrıca,Fransa, İngiltere, İspanya, İtalya, Almanya, Finlandiya, Şili, Belçika, Kanada, Çin,Lüksemburg, Yeni Zelanda, Norveç, Portekiz, Slovakya, İsveç ve İsviçre gibi ülkelerincelenmiş olup, bu ülkelerde ikincil yakıtla ilgili herhangi bir mevzuat düzenlemesiolmadığı anlaşılmıştır.Kaynaklar1) http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/greece_2010.pdf2) http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/Hungary_2012.pdf3) http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/ireland_2011.pdf4) http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/Korea_OSS2011.pdf5) Noel, Pierre, Sachi Findlater, and Chi Kong Chyong. “Baltic Gas Security: Divided WeStand?” Economics of Energy & Enviromental Policy 2, no.1 (2013).22

4.4.G20’nin Enerji Açılımı(Volkan YARAMIŞ – vyaramis@enerji.gov.tr)sya Krizinin yıkıcı etkisini takiben 1999 yılında uluslararası siyasetteAönemli yere sahip ülkelerin Maliye Bakanları ve Merkez BankasıBaşkanlarının toplanmalarıyla faaliyete geçen G20, 2008 finansal kriziylebirlikte ilk liderler zirvesini gerçekleştirmiş ve küresel piyasalardamakroekonomik istikrarı tesis etmek için önemli bir inisiyatif almıştır.AB ve 19 ülkeden müteşekkil olan G20, dünya ekonomisinin %85’inioluşturmakta ve dünya ticaretinin %80’ini gerçekleştirmektedir. 5-6 Eylültarihlerinde St. Petersburg’ta düzenlenen G20 liderler zirvesinde önemli kararlaralınmış olup, G20’nin çalışma alanına sadece maliye ve para politikaları değil, aynızamanda ekonominin tüm bileşenleri ve önemli güvenlik konuları da dâhiledilmiştir.Maliye ve para politikaları, finansal düzenlemeler, vergiler, ticaret ve istihdam gibiöncelikli alanlarda ortak politikaları hayata geçirmeye çalışan G20, küreselekonominin istikrarında önemli bir yer tutan enerji konusunu da öncelikligündemine almıştır. Bu minvalde, enerji piyasalarındaki direncin güçlendirilmesi,kesintisiz küresel arzın sağlanması, büyük üretici ve tüketici ülkeler arasındakiişbirliği atmosferinin artırılması ve enerji konularında şeffaflığın egemen olması içinplatform bünyesinde toplantılar düzenlenmiş ve çeşitli girişimler başlatılmıştır.G20’nin temel gündemi olan konuların tartışılmasına ilaveten G20 Zirvesine evsahipliği yapan ülkelerin belirlediği konular da gündeme alınmakta ve gündemedahil edilen konularda çalıştaylar gerçekleştirilmektedir. Bu kapsamda, 2014 G20dönem başkanlığını yürüten ev sahibi ülke Avustralya’da ilk G20 EnerjininSürdürülebilirliği Çalışma Grubu (ESWG) toplantısı 11-12 Şubat tarihlerindegerçekleşmiş olup, söz konusu çalıştayda küresel enerji mimarisi, piyasa şeffaflığı veyatırımlar, enerji verimliliği ve verimsiz fosil yakıt sübvansiyonları üzerineodaklanılmıştır. Uluslararası Enerji Ajansı (IEA), Uluslararası Enerji Forumu (IEF) vePetrol İhraç Eden Ülkeler Örgütü’nden (OPEC) uzmanların da katılım gösterdiğiçalıştaylardan ikincisi 29-30 Mayıs tarihleri arasında Sydney’de düzenlenmiş,üçüncüsünün ise 25-28 Ağustos tarihleri arasında Brisbane’de düzenlenmesiöngörülmektedir. Üçüncü ESWG toplantısından sonra alınan kararların G20Liderlerini temsil eden üst düzey memurlardan oluşan Sherpa toplantısınasunulacağı ve bu toplantıdaki yetkililerin liderlere bilahare sunumlar yaparakLiderler Zirvesi’nde enerji konusunda girişimlerin başlatılması beklenmektedir.4.4.1.Türkiye’nin RolüTürkiye 2015 yılı G20 Dönem Başkanlığı’nı üstlenecek olmasından ötürü G20’nintemel yönlendirme mekanizması olan Üçlü Yapı’da (Troyka) 2013 yılı Aralık ayından23

itibaren faaliyet göstermektedir. Mevcut dönem başkanlığının yanı sıra bir önceki vebir sonraki dönem başkanlığından temsilcilerin bir araya gelerek oluşturduklarıTroyka sayesinde önceki dönem başkanlıklarından elde edilen sonuçlar dikkatealınarak çalışmalar yürütülmektedir.Dönem Başkanı sıfatıyla, Türkiye, 2015 yılında G-20'nin gündemini, öncelik vereceğialanları ve çalışma takvimini belirleyecek, Liderler Zirvesi, Bakanlar ve diğerdüzeylerde yapılacak tüm toplantı ve faaliyetlere ev sahipliği yapacak, ÇalışmaGruplarının toplantılarına başkanlık edecek ve faaliyetlerini yönlendirecektir.Türkiye ekonomisi başta olmak üzere birçok yükselen ekonomilerde enerjimaliyetlerinin önemli bir yer tutması sebebiyle Avustralya’da başlayan enerjikonularındaki girişimlerin ve çalışmaların Türkiye’nin Dönem Başkanlığı’nda dadevam edeceği beklenmektedir.24

4.5.Elektrikli Taşıtların Arz Güvenliğine Etkisi(Ömer Faruk GÜMRÜKÇÜ – ofgumrukcu@enerji.gov.tr)Bu yazıda elektrikli taşıtların enerji arz güvenliğine olan etkisi incelenmiştir. Gerekenerjinin tedariği gerekse iletim ve dağıtımı bağlamında ne gibi sorunlarlakarşılaşabileceği ortaya konmuştur.Ülkemizde son yıllarda elektrikli taşıtların piyasaya girişinin ivme kazanmasıyla bazısorunlar gündeme gelmiştir. Sorunlardan biri taşıtların şarj esnasında sistemingüvenliğini tehdit edip etmemesidir.Yapılan analizde, kullanıcıların araçlarını altı günde bir büyük çoğunlukla akşamsaatlerinde evde normal şarj ettiği ve öğle aralarında ise şarj istasyonlarında hızlışarj ettiği varsayılmıştır.Tabloda altı günde bir şarj edilen araçların her saat diliminde yüzde kaçının normalşarj edildiği ve hızlı şarj edildiği ve bu saatlerde sistemden ne kadar enerji çekildiğigösterilmektedir.Elektrikli Taşıt Sayısı 1,000,000Hızlı Şarj Edilen Çekilen Enerji Saat AralıklarıAraçların Yüzdesi (MWh)Normal ŞarjEdilen AraçlarınYüzdesi10% 0% 402.8 00:00 01:007% 0% 395.8 01:00 02:001% 0% 333.3 02:00 03:000% 0% 263.9 03:00 04:000% 0% 194.4 04:00 05:000% 0% 125.0 05:00 06:000% 0% 55.6 06:00 07:000% 0% 6.9 07:00 08:000% 1% 41.7 08:00 09:000% 1% 41.7 09:00 10:000% 1% 0.0 10:00 11:000% 1% 41.7 11:00 12:000% 6% 250.0 12:00 13:000% 6% 250.0 13:00 14:000% 1% 41.7 14:00 15:000% 1% 41.7 15:00 16:000% 1% 41.7 16:00 17:002% 1% 55.6 17:00 18:006% 1% 97.2 18:00 19:008% 1% 152.8 19:00 20:0010% 1% 222.2 20:00 21:0010% 1% 291.7 21:00 22:0010% 1% 361.1 22:00 23:0010% 1% 416.7 23:00 00:0025

Aşağıdaki grafikte mavi çizgiyle gösterilen 14 Aralık 2013 tarihine ait elektrikselyükün saatlik değişimidir. Kırmızı çizgiyle gösterilen ise taşıtların şarj edilirkensistemden çektiği enerjinin elektriksel yüke eklenmiş halidir.Piyasada bir milyon adet elektrikli taşıtın olması durumunda sisteme getirdiği yükyaklaşık 400 MW ve yıllık enerji tüketimine etkisi 2,4 TWh olmaktadır. Bu sayıdataşıtın olması için geçecek süre ve getireceği ek yük düşünüldüğünde enerji arzındabir sorun olmayacağı görülmektedir.Ancak dağıtım sistemlerinde problemler yaşanabilir. Şarj istasyonu sayısının fazlaolduğu bölgelerde dağıtım şebekesinin kısıtları incelenmeli ve gerekli altyapısağlanmalıdır.Hızlı şarj sağlayan ünitelerin şebekeden çektiği akımın yaklaşık 125 A (amper)olmasından dolayı sistemin ev ve işyerlerinde kullanılmasının uygun olupolmamasının teknik analizle tespit edilmesi gerekmektedir. Normal şarjda ise süreyaklaşık olarak 6 – 8 saat arasında olmaktadır. Sürenin uzaması anlık çekilen akımıdüşüreceğinden elektrik sisteminde ekstra bir yapılanmanın gerekmeyeceğidüşünülmektedir.Yük profilinin daha dengeli hale gelmesi için şarjın yükün en az olduğu zamanlardayapılması gerekmektedir. Bunun için de tüketiciye uygun tarifeler sunulmalıdır.Örneğin araç şarjlarının büyük çoğunlukla gece 12 ile 2 arasında yapıldığızamanlarda aşağıdaki grafikte gösterildiği gibi sistemin yük dağılımı daha dengelihale gelmektedir.26

Sistemi etkileyecek bir diğer konu ise harmoniklerdir. Normalde sinüzoidal olangerilim dalgası doğrultucu devrelerde kullanılan anahtarlama elemanlarından vediğer etkilerden dolayı bu özelliğini kaybeder. Sistemde ne kadar harmonik olursaenerji kalitesi o kadar düşük olur. Bu ise sistemde oluşan enerji kayıplarınınartmasına ve sisteme bağlı cihazların verimini kaybetmesine veya bozulmasına yolaçar. Bu nedenle şarj istasyonlarında harmonik filtrelerin kullanılmasıgerekmektedir.27

4.6.Telafi Edici Vergi Soruşturması(Ali GÜLMEZ – agulmez@enerji.gov.tr)Çelik Sektörü, anti-damping, telafi edici vergi ve korunma önlemi soruşturmalarıgibi ticaret politikası önlemlerine en fazla oranda maruz kalan sektör olup, özellikleson dönemde bu davaların sayısında büyük artış yaşanmıştır. Sektörün, 2013 yılında18,4 milyon ton üretim ve 13,9 milyar dolarlık ihracat gerçekleştirmesi, 2013 yılında99,8 milyar dolar dış ticaret açığı veren ülkemiz açısından önemini göstermektedir.Sektörün karşılaştığı bu sorunun anlaşılabilmesi için öncelikle soruşturma türleriaçıklanacak sonrasında Amerika Birleşik Devletleri ( ABD ) Uluslararası Ticaretİdaresi ( ITA ) tarafından ‘İnşaat Demiri’ özelinde açılan telafi edici vergisoruşturması incelenecektir.4.6.1.Anti-Damping SoruşturmasıDamping: Bir malın dış pazarda, iç pazardaki satış fiyatından daha düşük bir fiyatlasatılması yoluyla ortaya çıkan fiyat farklılaşmasıdır.· Yerli endüstri tarafından veya yerli endüstri adına ilgili mercilere yapılanyazılı başvuru sonrasında· İlgili merci tarafından resen başlatılabilmektedir.Soruşturmaya tabi ülkedeki ilgili ihracatçı / üreticilere gönderilen soru formundagenel hatlarıyla, şirketin tanıtılması ve damping belirlemelerine esas teşkil edecekişlem bazında ihracat fiyatları, iç piyasa satış fiyatları, ayarlamalar, üretim maliyetive üçüncü ülkelere ihracat fiyatları ile ilgili detaylı bilgi talep edilmektedir. Soruformunun cevaplanması aşamasında fiyat karşılaştırmasına etkide bulunacak satışşartları ve koşulları, vergilendirme gibi farklılıkların belirtilmesi önem arzetmektedir.Soruşturma esnasında ya da sonucunda ithalatçı ülke yetkilileri tarafındanverilebilecek 3 ana karar mevcuttur:1. Geçici Önlem2. Nihai Önlem3. Önlemsiz KapatmaBir anti-damping önleminin uygulanmasına karar verilmesi durumunda ithalatçı,soruşturmakonusu ürünün gümrük vergisine ek olarak anti-damping vergisini de ödemektedir.4.6.2.Telafi Edici Vergi SoruşturmasıSübvansiyon: Hükümet ya da bir kamu organı tarafından; fonların doğrudantransferi, aksi takdirde ödenmesi gereken hükümet gelirlerinden vazgeçilmesi, genelaltyapı dışında mal veya hizmet temin edilmesi veya mal satın alınması gibi mali28

katkıda bulunularak ya da gelir veya fiyat desteklemesi yapılarak bir faydayaratılıyorsa mevcuttur.Verilen sübvansiyondan olumsuz etkilenen 3. bir ülke Dünya Ticaret Örgütü ( DTÖ )Sübvansiyonlar ve Telafi Edici Önlemler ( STÖ ) Anlaşması’na göre iki yolabaşvurabilir.· Söz konusu sübvansiyon programını, DTÖ Anlaşmazlıkların Halli Organı’na (AHO ) taşıyarak, sübvansiyonu veren ülkeden bu programın kaldırılmasınıtalep edebilir.· Söz konusu sübvansiyon programına karşı açacağı bir telafi edici vergisoruşturması neticesinde, sübvansiyonu veren ülke menşeli ithalatta telafiedici vergi uygulayabilir.Bir telafi edici vergi önleminin uygulanabilmesi için soruşturmada sübvansiyonluithalat ile yerli endüstrinin gördüğü zarar arasında bir neden-sonuç ilişkisininolduğu tespit edilmelidir. Bir telafi edici vergi önlemini uygulanmasına kararverilmesi durumunda ithalatçı, soruşturma konusu ürünün gümrük vergisine ekolarak mezkur telafi edici vergiyi de ödemektedir.4.6.3.Korunma Önlemi SoruşturmasıKorunma Önlemleri, diğer ticaret politikası önlemlerinden (anti-damping ve telafiedici vergi) farklı olarak;· Firma bazlı değil, ülke bazlı· Belirli ülkelerden gerçekleştirilen ithalata değil, tüm ithalata uygulanır.Korunma Önlemleri; ülke ayrımı gözetilmeksizin, sadece ciddi zararı önlemek veyaortadan kaldırmak ve yerli sanayinin yeni şartlara uyumunu sağlayacak bir süre için,maksimum 4 yıl (uzatılırsa 8 yılı geçemez) (Gelişmekte olan ülkeler için sürelerdeğişebilmektedir.) miktar kısıtlaması ya da tarife artışı biçiminde uygulanır.Gelişmekte olan ülkelere, belirli koşulların sağlanması durumunda, özel ve lehtemuamele tanınır.4.6.4.Telafi Edici Vergi Soruşturması (İnşaat Demiri)4 Eylül 2013 tarihinde “Rebar Trade Action Coalition” ve üyeleri tarafındanTürkiye’nin de aralarında bulunduğu ülkelere inşaat demiri ithalatında antidampingve telafi edici vergi soruşturması açılması talebiyle yetkili makamlarabaşvuru yapılmıştır. Uluslararası Ticaret İdaresi yaptığı inceleme sonucunda 2 Ekim2013 tarihinde Türkiye’ye telafi edici vergi ve anti-damping soruşturmalarınınaçılmasına karar verilmiştir.14 Kasım 2013 tarihinde ise ABD’ye ihracat yapan bazı özel firmalar soruşturmayataraf firmalar olarak seçilmiştir. Dünya Ticaret Örgütü Sübvansiyonlar ve TelafiEdici Önlemler Anlaşması hükümleri çerçevesinde her bir firma için sübvansiyon29

marjı hesaplamak için ilgili firmaların buhar kömürü ve doğal gaz alımları hakkındasorular yöneltilmiştir.Anti-Damping soruşturmaları şirketler özelinde devam etmekte iken telafi edicivergi soruşturması soruşturmaya taraf firmaların bulunduğu ülke tarafındanyapıldığı öne sürülen sübvansiyonların ana konu olması nedeni ile ülkemizin ilgilikurumlarının müdahil olmasını gerektirmiştir.Uluslararası Ticaret İdaresi doğal gaz piyasasında ve kömür piyasasında bazı kamukurumlarının hakim rol oynadığına karar vermiş ve sektörler hakkında ayrıntılısorular sormuştur.‘Softwood Lumber’’de devletin herhangi bir emtia ya da hizmette büyük paya sahipolmasının özel firmaların serbest fiyat oluşturmasına engel teşkil edeceğindenbahsedilerek piyasada sübvansiyon yapıldığı iddia edilmiştir.Bazı Kamu kurumları tarafından uygulanan satış fiyatlarının referans fiyatlarlakarşılaştırılması sonucunda özel firmalara yapılan sübvansiyonlar belirlenmiştir.Ayrıca ihracatın desteklenmesi amacı ile verilen krediler ve Gelir Vergisi Kanunu ilefirmaların ihracat gelirlerinin vergilendirilmesinde indirime gidilmesi hükmününtelafi edici sübvansiyon olduğu belirtilmiştir.Söz konusu ön karara göre; mezkûr soruşturma kapsamında incelenen firmalarımıziçin “de minimis” (ihmal edilebilir) sübvansiyon marjları hesaplanmış olup; bufirmalar için ihmal edilebilir marjlar bulunduğundan; soruşturma kapsamındaincelemeye tabi olmayan diğer inşaat demiri ihracatçılarımız için de de minimisölçütü geçerli olacaktır. Sübvansiyon marjlarının ihmal edilebilir seviyelerde olmasısayesinde “İnşaat Demiri” ihracatçılarımız ABD pazarına herhangi bir telafi edicivergi önlemine tabi olmaksızın girmeye devam edebileceklerdir.İnşaat Demiri konusunda yürütülen telafi edici vergi soruşturması ön kararı ülkemizaçısından olumludur. Kesin kararın ise Temmuz ayında açıklanacağını tahminedilmektedirEş zamanlı olarak yürütülmekte olan anti-damping soruşturmasının ön kararınagöre inşaat demiri ihracatçılarımız için %2,64 oranında geçici anti-damping vergisitatbik edilecektir.30

5.AYIN KİTABIBu ay siz değerli okurlarımız için, “2013 Dünya Enerji Görünümü” kitabını elealdık. 16 bölümden oluşan kitabın özeti aşağıya çıkartılmıştır. Emeği geçen tümarkadaşlarımıza teşekkür ederiz.31

5.1.BÖLÜM 1(Ferhat YENİBAŞ)Kapsam ve Yöntem— Enerji piyasasının gelişimi, yeni politika senaryo analizleri ve mevcut politikalarındevam etmesine ile hükümetlerin duyurduğu fakat henüz sonuçlarınıngözlemlenmediği politikaların uygulamasındaki tedbirlerle, ölçümleredayandırılmıştır. Mevcut politika senaryoları 2013 ortası gibi hesaplanmıştır. 450senaryosu bize, ortalama küresel sıcaklığı uzun dönemde 2 o C arttığında, enerjisisteminin %50 olasılıkla yolunda gideceğini göstermiştir.— 1930’larda görülen en kötü ekonomik durgunluktan sonra 2008’de başlayan veüzerinden 5 yıldan fazla zaman geçmesine rağmen ekonomiler, hala kırılgan vekararsızdır. Raporda Dünya GDP’si 2035’e kadar her yıl ortalama %3,6 büyüyeceğikabul edilmiştir. Bu durum küresel ekonomik hacmin iki katından fazla büyümesianlamına gelmektedir. Ekonomik aktivitenin yarım puandan fazla artmasıdurumunda Asya’daki gelişmeye bakıldığında, Çin’de kişi başı gelirin yaklaşık 3,5 katartarak Ortadoğu’yu geçmesi demektir.— Nüfusla ilgili faktörler enerjide değişikliğe sebep olmaya devam edecek, dünyanüfusu 2011’de 7 milyardan 2035’de 8,7 milyara Afrika ve Hindistan’ın liderliğindeartacaktır. Çin’in nüfusunda artış az olacak ve 2025’lerde dünyanın en kalabalıkülkesi Hindistan olacaktır. 60 milyon kadar bir artış beklenen Amerika hariç OECDülkelerinde nüfus değişimlerinin az olması beklenmektedir.— Dünya tarihsel olarak yüksek petrol fiyatlarını görecek, Brent petrol 2011’deortalama 110$/varil’den yeni senaryo ile 2020’de 113 $/varil’e, 2035’de 128$/varil’e ulaşması beklenmektedir. Gaz fiyatlarında bölgesel pazarlar arasındabüyük farklılıklar olması beklenmektedir. Kömür fiyatları, gaz ve petrol fiyatlarınagöre daha düşük artış hızında kalacaktır. Global karbondioksit emisyonundakikarbondioksit bedeli günümüzde %8’den 2035’de %33’e yükselecektir.— Halen kullanılan veya ticari gelecekte kullanılacak enerji teknolojileri maliyetleri,öğrenme ve uygulamaların artması neticesinde azalacaktır. Temiz enerjiteknolojilerinde günümüz uygulamaları, politika beklentileri ile uyuşmamıştır vebirçok durumda, onların gelecekte alınan esas noktası için belirlenmiş politika‘‘destekle ve oturmasını bekle’’ şeklindedir.32

5.2.BÖLÜM 2(Tuğba BAYSAL)Global Enerji TrendleriYeni bir enerji dünyasında yolumuzu bulmakÖnemli Noktalar· Küresel enerji talebi 2035’e kadar artacaktır, fakat devlet politikaları bunun hızınıbelirleyebilir. Yeni Politikalar Senaryosu temel senaryodur. Küresel enerji talebi2011 den 2035 e üçte bir oranında artacaktır. Bütün senaryolardaki enerji talebi:petrol %13, kömür %17 (temelde 2020 den önce), doğal gaz %48, nükleer %66 veyenilenebilir enerjiler %77 dir. Enerjiyle ilgili CO2 salınımları 37,2 Gt.’ye ulaşarak%20 artacaktır.· Yeni ortaya çıkan ekonomiler, net küresel enerji talebinin %90’ından fazlasınıoluşturacaktır, fakat bu durum çoklu bazen de beklenmedik kaynaklardangelmektedir. Bu on yıllık süreçte Asya’nın enerji ihtiyacı büyümesi Çin tarafındanolsa da, bu durum Hindistan’a ve daha az bir ölçüde de olsa Güneydoğu Asya’yayönelecektir. Enerji ihtiyacı bütün OECD bölgesinden daha fazla olan Orta Doğubüyük bir enerji tüketicisi olacaktır: Orta doğu 2020 ile birlikte en büyük ikinci gaztüketicisi olacaktır ve 2030 da ise üçüncü en büyük petrol tüketicisi olacaktır, budurum onun küresel enerji pazarındaki rolünü yeniden tanımlayacaktır.· Elektrik ihtiyacı, diğer enerji kaynaklarında daha fazla artacaktır. Payı azalsa da,kömür en büyük elektrik üretim kaynağı olmaya devam edecektir ve kömür-gazfiyat dinamikleri bölgesel eğilimler için önemli olacaktır. Elektrik üretimininneredeyse yarısı yenilenebilir kaynaklardan gelmektedir ve toplam içinde bunlarınoranı 2035 yılı ile birlikte %30’dan fazla olacaktır. Bölgeler arası farklı doğal gaz veelektrik fiyatları ilgili endüstriyel rekabet için uygulamalar oluşturmaya devamedecektir.· Dünya petrol ihtiyacı, 2011 yılında 87 mb/d den 2035 yılında 101 mb/d yeçıkacaktır, ulaşım ve petrokimyasallar önemli hale gelecektir. Net küresel ihtiyacınüçte biri Asya yol nakliyesine gitmektedir.Rafine endüstrisi büyük yapısalzorluklarla yüz yüzedir: ham maddelerin kompozisyonundaki değişiklikler, petrolüretim ihtiyacı Asya ve Orta Doğu’ya doğru değişiklik gösterir; dizel, nafta vekerosene yönelecektir. Küresel rafine kapasitesi 2035’te 13 mb/d ye yükselecektir,fakat bazı bölgeler azımsanmayacak derecede boş kapasitelere sahip olacaktır.· OPEC bölgesi olmayan (petrol ihraç etmeyen) yerler bu on yıllık süreçte net petrolihtiyacını karşılamada temel rol oynayacaktır, fakat OPEC bölgesi 2020’den sonradaha önemli rol oynayacaktır. Amerika Birleşik Devletleri 2015’ten 2030’larınbaşına kadar dünyanın en çok petrol üreticisidir, 2035’te dünyanın üçte birinepetrol gönderen Brezilya önemli bir petrol ihracatçısı olacaktır. Çin ise 2030’da enbüyük petrol ihracatçısı ve en büyük petrol tüketicisi olacaktır. Avrupa ise en büyükgaz ithalatçısı olarak kalacaktır, fakat 2035’e yaklaşıldığında talep seviyesi2010’lardaki seviyeye dönecektir.33

· Fosil-yakıt sübvansiyonları 2012’de 544 milyar dolara çıkmıştır. Yenilenebilirkaynaklara olan yardımlar (sübvansiyon) % 11 lik oranıyla 101 milyar dolaraulaşmıştır. 2011 de yaklaşık olarak 1,3 milyar insanın hala elektriğe erişimi yokturve 2,6 milyardan fazlası ise hala yemek pişirmede geleneksel biyoyakıtlarkullanmaktadır. Bu insanların %95’ten fazlası Asya veya Sahra altı Afrika’sındayaşamaktadır ve genelde kırsal alanda bulunmaktadır.Senaryolar açısından enerji trendlerinin genel görünümüTemel ithalatçılar, temel ihracatçılar olmaktadır, büyük ihracatçılar büyüktüketiciler olmaktadır ve önceki küçük tüketiciler küresel talebin önemli bir parçasıolmaktadır. Bu değişiklikler, ekonomik büyümedeki değişim, demografik değişim,endüstrileşme, elektrikleşme, karbonsuzlaşma çabaları, teknolojik atılımlar, farklıbölgesel enerji fiyatları gibi küresel trendlere enerji sektörünün verdiği etkitepkilerebağımlı olarak ortaya çıkmaktadır.Büyüyen küresel popülasyon ve genişleyen ekonomiler birincil enerji talebininyükselmesine neden olmakta, fakat bunun hızının belirlenmesinde hükümetpolitikaları önemli bir role sahip olacaktır (Şekil 2.1 bkz). Yeni PolitikalarSenaryosu’nda, birincil küresel enerji talebi 2011 ile 2035 arasında üçte biroranında artacak, yaklaşık 17.400 milyon ton eşdeğer petrole ulaşacaktır (Mtoe).Mevcut Politikalar Senaryosu’nda talepler daha hızlı artmakta, 2011’e göre %45artacaktır, bu miktar günümüzdeki 3 temel tüketicinin (Çin, ABD ve Hindistan)toplamına eşittir. Her iki durumda da, enerji talebi içinde bulunduğumuz on yıllıksüreçte çok fazla artmakta, 2020’den sonra hafiflemektedir. Enerji talebi 450Senaryosunda daha yavaş artmaktadır, Outlook periyodu süresince %14artmaktadır ve 2020’den sonra yıl başına % 0,3 artmaktadır, küresel enerjibüyümesinin tarihi oranlarına bakıldığında bu durum yörüngede büyük ve çokzorlayıcı bir değişikliği temsil etmektedir. OECD bölgesinde olmayan ülkelerin enerjitalebi 2000 de %45’ten 2011’de %57’ye çıkmıştır. Bu trend her senaryoda, 2020 de%60 civarına çıkarak ve 2035’te üçte iki oranına ulaşarak devam etmektedir. WEO-2012 ile karşılaştırıldığında küresel enerji ihtiyacı Güncel PolitikalarSenaryosu’ndan %0,2 oranında daha düşüktür, Yeni Politikalar Senaryosundan %1,1daha yüksektir ve 450 Senaryosundan ise %0,8 oranında daha yüksektir.Şekil 2.1 Senaryolara Göre, Birincil Dünya Enerji Talebi ve İlgili CO 2 Oranları34

2011’deki birincil enerji talebinin %82’sini fosil yakıtlar oluşturmaktadır, fakat buoran 2035’te bütün senaryolarda daha düşüktür: Yeni politikalar Senaryosunda%76, Güncel Politikalar Senaryosunda %80 iken 450 Senaryosunda ise %64’tür, budurum 2°C derecelik iklim durumunda bile fosil yakıtlardan başka yola geçişyapmanın çok zaman alacağını göstermektedir. Gelecek trendler ise tamamenyakıtlara bağlı olarak değişecektir. Doğal gaz talebi bütün senaryolarda artmaktadırve mutlak veriler ışığında Yeni Politikalar Senaryosunda bütün diğer yakıtlardaolandan daha fazla artacaktır. Doğal gazın bulunabilirliği, bir yakıt olarak esnekliğive diğer yakıtlara göre daha düşük oranlarda emisyon yapması, talepteki artışınakatkıda bulunmaktadır. Bunun aksine, kömür talebi Güncel PolitikalarSenaryosundaki en büyük artıştan (%44), 450 senaryosundaki en büyük düşüşekadar (%33) farklılık göstermektedir, bu durum farklı politika yollarından kaynaklıönemli orandaki belirsizliği yansıtmaktadır. Güncel politikalar Senaryosunda,kömür enerji karışımındaki en büyük yakıt olarak 2020’lerin başında petrolün yerinialmaktayken, 450 Senaryosunda ise 2020’lerin ortalarındaki doğal gaz oranınadüşmektedir. Ayrıca petrol de senaryolar boyunca karışık sonuçlara sahiptir, yenikaynakların açığa çıkarılacağı hızı da etkiler.Şekil 2.2 Senaryolara Göre Dünya Birincil Enerji Talebindeki Değişiklikler, 2011-2035Not: CPS= Mevcut Politikalar Senaryosu, NPS=Yeni Politikalar Senaryosu, 450=450SenaryosuYeni Politikalar Senaryosunda Enerji TrendleriEnerji TalebiYeni Politikalar Senaryosunda küresel enerji talebi 2020’ye kadar yıllık %1,6 lıkoranla artacaktır, fakat bundan sonra 2035’te 17 400 Mtoe civarına ulaşarak yıllıkortalama %1’e doğru yavaşlayacaktır. Projeksiyon süresi boyunca enerji talebindekibu % 33 lük artışla ilgili olarak, küresel nüfus dörtte bir oranında artacak ve küreselekonomi iki kattan daha fazla bir büyüme gösterecektir. Bazı ülkelerdeki ekonomikyavaşlamanın bir sonucu olarak enerji talebindeki artış yavaşlayacaktır, özelliklehızla endüstrileşen en hızlı gelişen ekonomide ve son olarak belirlenen enerji35

politikaları (bu politikalar enerji güvenliğinin artırılmasını, verimliliğingeliştirilmesini ve kirliliğin azaltılmasını amaçlamaktadır) uygulanacaktır ve zamaniçinde daha fazla etkiye sahip olacaktır. Bu eylemlere rağmen, küresel enerji talebigeçen yıl öngörüldüğünden 190 Mtoe daha fazla olmuştur. OECD bölgesinde ise,WEO-2012 görselleri ile karşılaştırıldığında 2035’teki talep bütün yakıtlar boyuncabiraz daha az olacaktır, bunun temel sebebi birçok ülkedeki ekonomik sıkıntılarındevam etmesidir. Bunun aksine OECD bölgesi dışında enerji talebi geneldeyüksektir, en yüksek değişiklik ise 2035’teki yüksek kömür talebidir, bunun temelsebebi ise Çin’de petrokimyasal hammadde olarak kömürün kullanımının daha fazlabir şekilde revize edilmesidir.Şekil 2.3 YeniPolitikalar Senaryosunda Birincil Enerji Talebi Ve Enerji YoğunluğuNot: toe= ton eşdeğer petrol (tep), MER= Çapraz Pazar Kuru36Enerji verimliliği üzerine yüksek enerji fiyatlarında yeni bir odak noktası, küreselenerji yoğunluğundaki önceki yavaş gelişmeyi hızlandırmıştır (bkz Bölüm 7) *3.Gayrisafi yurtiçi hâsılanın (GSYH) bir bölümünü üretmek için kullanılan enerjimiktarı 2000’den 2010’a, ortalama her yıl %0,4 lük bir azalma göstermiştir. Fakat2010’dan beri bir gelişme olmuştur, 2012’de GSYH’nin bir bölümünü üretmek içinkullanılan enerji miktarı %1,5 düşmüştür. Bu durum enerji tasarrufunun teşvikedilmesi, enerji verimliliğinin devlet tarafından yönlendirilen eylemle desteklenmesive yakıt değişiminin teşvik edilmesiyle, yüksek enerji fiyatları tarafındangerçekleştirilmiştir. Küresel enerji yoğunluğunda uzun süreli gelişmenin,projeksiyon süreci periyodunda da devam etmesi beklenmektedir-2035’te enerjiyoğunluğu üçte bir oranında düşecektir. Enerji yoğunluğu gelişmelerinde önemli biretken olan enerji verimliliği politikaları Yeni Politikalar Senaryosunda 2035 yılında910 Mtoe lik küresel tasarrufa yol açacaktır, Güncel Politikalar Senaryosu ilekarşılaştırıldığında bu seviye Avrupa Birliği’nin güncel enerji kullanımınınyarısından biraz fazlasına eşittir. Kümülatif oranlarla, bu enerji verimliliği ile ilgilitemel enerji tasaarrufu projeksiyon süreci boyunca 9 200 Mtoe’den fazla olacaktır.Yeni Politikalar Senaryosunda Çin, en büyük kazançları görmektedir ( GüncelPolitikalar Senaryosu ile karşılaştırıldığında), 12. Beş yıllık Plan gibi politikalarla

önemli gelişmeler kaydedecektir. ABD de bu enerji verimliliği politikalarının sonucuolarak önemli kazançlar elde etmektedir. 2035 yılında, enerji verimliliği ile ilgilitoplam küresel tasarrufun %35’ini endüstriden, %26’sını ise binalardan olacaktır.Her iki sektörde de, tasarrufların temelini elektrik motor sistemlerindeki verimlilikgelişmesi, uygulamaların daha katı bir şekilde gerçekleştirilmesi ve daha verimliışıklandırma tarafından gerçekleştirilen elektrik kullanımından elde edilecektir.Ulaşım sektöründe, gelişmiş ekonomik-yakıt standartları, 2035’de günlük 5 milyonvarillik petrol tasarrufuna vesile olacaktır. Ateşlemeli ısıtıcı güç kaynaklarınınverimliliğindeki gelişmeler geri kalan tasarrufu açıklamaktadır.Kişi başına düşen ortalama küresel enerji talebi Yeni Politikalar Senaryosunda2011’deki 1,9 tonluk ton eşdeğer petrolden 2035’de 2,0 ton eşdeğer petroleçıkacaktır. Kişi başına enerji talebindeki OECD bölgeleri ile OECD olmayan bölgearasındaki fark projeksiyon süresince azalacaktır, fakat önemli ölçüde fark olacaktır:2035 yılında OECD ortalaması, OECD olmayan bölgenin ortalamasının 2,5 katıolacaktır. Uç noktalar arasında fark ise daha korkunçtur, 2035 yılında Afrika’dakikişi başı ortalama enerji ihtiyacı Rusya, Kanada ve ABD gibi ülkelerin ortalamasınınonda birinden daha az olacaktır.Yakıtlara göre Bakış Açısı (petrol)Petrole olan küresel talep 2011’de 86,7 mb/d en 2035’te 101,4 mb/d yeartmaktadır. Süreç boyunca ortalama talep büyüme hızı yavaşlamaktadır; yıllıkortalama 2020’ye kadar %1,1 iken daha sonra yıllık %0,4’e düşmektedir. Birincilenerji kaynaklarında petrol, en büyük temel unsur olmaya devam etmektedir, fakatoranı %31 den %27 ye düşmektedir. Küresel petrol talebi büyümekteyken, birçokOECD ülkesi pazarında düşen talep oranı gibi temel bir değişime uğramaktadır veOECD olmayan ülke pazarlarında bu talep artmaktadır, özellikle Asya’da ( araçlariçin güçlü-ekonomik yakıtın olmadığı pazarlarda) ve Orta Doğu’da ( fosil yakıtsübvansiyonları hala devam etmektedir) [ bkz Şekil 2.4]. Çin’deki hızlı artan petrolihtiyacı ve Amerika’da talebin düşüşünün (2020den sonraki düşüş) birleşimi, 2030civarında dünyanın en büyük petrol tüketicisi konumunda Çin’in Amerika’nın yerinialmasıyla sonuçlanacaktır. Gelişen Asya’daki toplam petrol talebi büyümesi 2035 ilebirlikte 13,8 mb/d ye çıkmaktadır ve 2020’den sonra talep büyümesinin olduğu tekyer Hindistan olacaktır. Diğer önemli gelişme ise Orta Doğu’nun büyük bir enerjitüketicisi olarak ortaya çıkmasıdır, bu durumda petrole olan ihtiyaç yarıdan fazlabüyüme gösterecektir ve bu durum 2030’dan önce Avrupa Birliğinin petrolihtiyacını geçecektir. ( 9,9 mb/d ye ulaşarak)2035 yılındaki küresel petrol talebinin yaklaşık %60 (59 mb/d)’ını oluşturan ulaşımsektörü petrol talebinde merkezi konuma gelecektir. Asya’daki yol nakliyesi tekbaşına, Bakış Açısı periyodu süresince petroldeki küresel talep büyümesinin üçtebirini oluşturacaktır. Yol nakliyesinde petrol talebi, yolcu araçlarından daha hızlıbüyüyecektir, benzin seviyesine yaklaşarak 2035’te 21 mb/d ye ulaşan toplam yolulaşımyakıt karışımında dizelin ağırlığını artıracaktır (bkz bölüm 15). Enerjiiçermeyenkullanım- asfalt, zift ve gres gibi hammadde ve enerjik olmayan ürünleriçin kullanılan yakıtlar- 2035’te küresel olarak 24 mb/d ye çıkacak ve bunların %70ise petrokimyasal hammaddeler olacaktır. Endüstrideki küresel petrol talep, YeniPolitikalar Senaryosunda temelde düz kalacaktır (yaklaşık 6,5 mb/d civarında), güç37

üretiminde bunun kullanımı yarıya düşecek ve binalarda ise %10 oranındaazalacaktır.Şekil 2.4 Yeni Politikalar Senaryosunda Seçilmiş Bölgelerdeki Petrol TalebindekiDeğişimSon on yıllık süreçte, kömür kullanımındaki çok güçlü büyüme, kömüre olan birincilenerji talebi ile petrol arasında önemli ölçüde daralan bir boşluğa yol açmıştır ( Şekil2.5). Yeni Politikalar Senaryosunda, kömür talebindeki projekte edilmiş büyümeninüçte ikisi 2020’den önce meydana gelmektedir, ondan sonra talep daha yavaşartmaktadır ve 2035’te 6.300 milyon tonluk eşdeğer kömür tonu (Mtce) civarındaolacaktır (bkz Bölüm 4). Bu artışın yaklaşık dörtte üçü, güç sektöründengelmektedir. Kömür, güç üretimi için en büyük kaynak olmaya devam etmektedir,fakat onun oranı 2011 de %47’den 2035’te %39’a düşmektedir. Çin hala en büyükkömür üreticisi ve tüketicisidir (2012 de) ve ithalatçı olarak Japonya’yı geçmiştir.Kömür talebinde Çin’deki büyüme 2020’de dünyadaki talep büyümesinden dahafazla olacaktır. Bununla birlikte, bu karşılaştırma Çin’deki kömür talebibüyümesindeki durgunlaşmayı maskelemektedir, 2030’dan önce talebi bir düzlüklezirvelendirmektedir. Kömür kullanımında Çin’in ölçüsü, bunun ithalatındakideğişikliklerin küresel resimde büyük bir etkiye sahip olacağı anlamına gelmektedir.2025 ile birlikte Hindistan, Amerika’yı geçerek hem en büyük ikinci kömür tüketicisihem de en büyük kömür üreticisi olacaktır.Petrole benzer şekilde, kömür talebi OECD ülkelerinin birçoğunda azalmaktadır.Amerika’daki kömür kullanımı %14 oranında düşecektir ve 2035’te AvrupaBirliğinin talebi ise yarı yarıya düşecektir. Endüstride kömür kullanımı bu on yıldayıllık %1,6 düşecek, fakat sonra bu düşüş azalacaktır. Binalarda kömür kullanımı buon yılda azalacaktır. Petrokimyasal hammaddeler gibi enerjik olmayan kullanımdakömürün oranı 2030’dan önce binalarda kullanımı yaklaşık 3’e katlayacak ve yerinialacaktır.38

Yeni Politikalar Senaryosunda, doğal gaza olan talep, diğer herhangi yakıta olanihtiyacı geçecektir (bkz Bölüm 3), 2011 den 2035’e kadar petrol ve kömüre olantalebin birleşiminden daha fazla olacaktır. Bakış açısı periyodunda, bu talep güçlübir şekilde büyüyecektir, %50’den fazla artış gösterecek ve 5 trilyon metre küpeulaşacaktır. Bu büyük büyümeye karşı, 2035 de doğal gaza olan talep hem kömürehem de petrole olan talebin altında kalacaktır. Amerika’da gaz talebi süreç boyuncanazaran daha yavaş artacaktır %13 ( 90 milyar metreküp [bcm]), fakat 2035’te haladünyanın en büyük doğalgaz pazarı olacaktır. Avrupa Birliği’ndeki gaz talebi, WEO-2012 projekte edilenden daha düşük olacaktır, fakat yine de 65 bcm civarındayüksektir( %13).Şekil 2.5 Yeni Politikalar Senaryosunda Yakıt Olarak Dünya Birincil Enerji TalebiOECD olmayan ülkeler, 2035’e kadar olan süreçte küresel gaz talep büyümesinin%80’inden daha fazlasını oluşturmaktadır. Gelişen Asya’daki gaz talebi 680 bcm’dirki bu günümüzde bölgeler arası toplam ticari gaz oranına eşittir. Talepler hızlabüyümektedir; Çin yaklaşık 400 bcm, Hindistan 110 bcm’den fazla, Endonezya 40bcm ve diğer bölgeler. Orta Doğu’nun gaz talebi, bütün OECD bölgesindeki talepartışından daha fazladır ki bu yaklaşık 300 bcm eder. Genellikle gaz ihracatçısıolarak düşünülen Orta Doğu gaz kullanımını o kadar artırır ki 2020’den önce AvrupaBirliği’ni geçer ve AB’nin 2035’teki kullanımından %26 daha fazla kullanacaktır.Dünyanın ikinci en büyük doğal gaz tüketicisi olan Rusya, verimlilik ilkeleri, Pazarodaklı kısıtlamalar sayesinde gaz talebi büyümesinde yavaşlama gösterir. LatinAmerika’da gaz talebi %85 civarında artar, bunun temel nedeni Brezilya’nın 60bcm’lik yerli kaynaklarının artırılmasıdır.Yeni Politikalar Senaryosunda, süreç boyunca gaz talebinin %40’ını oluşturan enerjiüretimi, gaz talebinin en büyük nedenidir. Enerji üretim sektörünün net olarak üçtebiri 2011 ile 2035 arasında doğal gazdan temin edilmektedir (1000 gigawatt danfazla). WEO-2012 projesiyle karşılaştırıldığında ABD’deki endüstride gaz kullanımıprojeksiyon periyodunun ilk yarısından bir miktar yüksektir, fakat 2035 ile birlikteaynı seviyede olacaktır. Verimlilik uygulamaları ve ağır sanayiden daha hafifsanayiye yönelme sonucu AB’de gaza olan endüstriyel talep %10 oranındaazalacaktır. 2020’ye kadar Çin’in gaza endüstriyel talebi yıllık %14 azalacak ve 2035ile birlikte yaklaşık 120 bcm olacaktır. Orta Doğu’nun endüstride gaza olan talebi39

2030 ile birlikte ABD’yi geçecektir ve 2035 ile birlikte 150 bcm ye ulaşarak beştebirlik bir orana yükselecektir. İnşaat sektöründe küresel gaz talebi %37’lik biroranda büyüme gösterecektir ve 2035’te 935 bcm’e ulaşacaktır. Ulaşımda doğal gazkullanımı 2011’deki 112 bcm’den 2035’te 225 bcm’e yükselerek iki katınaçıkacaktır.Yeni Politikalar Senaryosunda nükleer enerji üretimi üçte iki oranında büyüyecektir,2035’te 4300 terawatt-saate(TWh) ulaşacaktır. Bu talep artışı sadece birkaç ülketarafından tetiklenecektir: Çin yaklaşık olarak küresel artışın yarısına sahip olacak,Kore ise (istenilen büyümeyi gösteren tek OECD ülkesi olarak), Rusya ve ABD’ninönünde yer alarak projeksiyon sürecinde en büyük ikinci artışı yaşayacaktır.Toplamda, OECD ekonomisi olmayan ülkeler %20 den az olan nükleer enerjide%45’e kadar bir oranda sıçrama gösterecektir.Yenilenebilir kaynaklardaki küresel talep büyümesi, Yeni Politikalar Senaryosunda%80 olacaktır (bkz Bölüm 6). Biyoenerjinin geleneksel formlarına olan talepdüşecek, yenilenebilir enerji kaynaklarına olan talep ise 2011’den 2035’e kadar ikibuçuk katına çıkacaktır. Yenilenebilir kaynakların kullanımındaki küresel artışın%40’ını OECD ülkeleri toplu olarak karşılayacak, bunların başında ABD ve AvrupaBirliği olurken, Çin ise %16’sını oluşturacaktır. Küresel enerji üretiminin 2011 debeşte birini oluşturan yenilenebilir enerji kaynakları 2035’te ise bu toplam talebinneredeyse üçte birini karşılayacaktır, 2015 ten önce en büyük ikinci elektriküreticisi olarak, 2035’te ise temel kaynak olarak kömüre yaklaşmış bir şekildeprojekte edilmiştir. Temel olarak 2020’den önce Çin, 2020’den sonra ise Hindistan,Afrika ve Brezilya hidro güçte gözle görülür gelişmelere sahip olacaktır. Çin, AB veABD rüzgârdan yararlanmada en büyük artışa sahip olacak, 2035 ile birliktedünyadaki rüzgârdan elektrik elde etmenin yaklaşık %70 bu 3 bölgede yaşanacaktır:Çin’de %30, ABD’de %14, Avrupa’da %25. 2020’de güneş enerjisi ilaveleri Çin, AB,Japonya ve ABD’ye kurulacaktır. 2020’den sonra güneş enerjisi Hindistan ve OrtaDoğu’da artacaktır. Biyoyakıtta küresel talep, 2011’de günlük (mboe/d) 1,3 milyonvarilden 2035’te 4,1 mboe/d ye artacaktır. biyoyakıt oranının yol ulaşımındakienerji talebindeki oranı %3’ten %8’e artacaktır. En büyük artışlar, ABD, Brezilya, ABve Çin’de görülecektir.Bölgesel TrendlerGlobal enerji haritası değişmeye devam etmektedir, enerji talebindeki ağırlık OECDülkelerinden OECD bölgesi dışındaki ülkelere kaymaya devam etmektedir (Şekil2.6). Yeni Politikalar Senaryosundaki temel enerji talebinin %90’ında daha fazlasınıOECD dışındaki ülkeler oluşturmaktadır: hızlı nüfus büyümesi ve ekonomik büyümeile artan gelir durumu, modern enerji hizmetlerine olan talebi artırmaktadır. 2004yılında, iki grup da aynı miktarda enerji kullanmıştır fakat 2035 ile birlikte OECDdışındaki bölgelerin, OECD bölgesinin iki katı enerji kullanacağı projekte edilmiştir.40

Şekil2.6 Bölgelere Göre Dünya Birincil Enerji Talep OranıYeni Politikalar Senaryosunda, dünyanın ikinci en büyük enerji tüketicisi olanABD’de birincil enerji talebi 2020’ye kadar artmakta, sonra ise 2035’e kadar birazazalmaktadır. Bakış Açısı boyunca ABD’nin birincil enerji talebi %2 oranındaazalmaktadır. 2035 civarında ABD’deki petrol talebi 2011’e göre %20 daha düşüktürve zirve yaptığı 2005’e göre üçte iki oranına düşer. 2020’den önce petrol platolarınaolan ihtiyaç, şimdiye göre o kadar yüksek değildir ve bu açıdan 2035’te 14mb/d yedüşecek şekilde 3,7 mb/d oranında düşecektir. Kömür talebi bu süreçteazalmaktadır. Yerinde uygulamalar ve ilkeler, fiyat uygulamaları sayesinde doğalgaza olan talep, 2035’e doğru 90 bcm den fazla düşer (%13), bunun temel nedenienerji üretimi (%60 artış), inşaat ve ulaşım gibi gelişen sektörlerdir. Yenilenebilirkaynaklardan elde edilen elektrik oranı iki kattan daha fazla artar, 2035 yılındatoplam üretimin %35’ini oluşturur. Amerika’daki biyoyakıtlara olan ihtiyaç 2011 de0,7 mboe/d den daha azdır ve bu 2035’te 1,5 mboe/d ye çıkar.Enerji arzıEnerji KaynaklarıDünyada bulunan enerji kaynakları, 2035 ve sonrasında projekte edilen enerjibüyümesini sınırlamayacaktır. Bununla birlikte, onların kullanımı için yatırımıölçüsü ve farklı enerji kaynaklarının hangi hızda kullanılacağını etkileyen birçoksebep vardır; enerji ve iklim değişikliği, ekonomik genel görünüş, teknolojiyenilikleri ve yasal değişiklikler, mali ve düzenleyici rejimler.Yüksek petrol fiyatları, toplam petrol rezervlerinin totalde 1700 milyar varilartmasına sebep olmuştur: günlük kullanıma göre 54 yıllık bir stok vardır (Şekil2.10). Elde kalan geri dönüştürülür kaynaklar daha yüksektir: 2 670 milyar variltutarında petrol, 1 880 milyar varil ekstra-ağır petrol ve zift, 1 070 milyar varilkerosen petrolü ve 345 milyar varil hafif sıkı petrol (LTO). Eldeki çıkarılabilirpetrolün %60’ı sahil kıyısında, %37 si ise kıyıdan uzakta bulunmaktadır ve geriyekalanı Kuzey Kutbundadır.41

Şekil 2.11 Yeni Politikalar Senaryosunda Üretim DeğişimiKüresel rafineri sektörü büyük zorluklarla karşı karşıyadır: Hammaddekompozisyonunun değişimi, ürün değişimi ve OECD bölge ülkelerinden Asya ve OrtaDoğu’ya doğru jeografik bir talep değişikliği (bkz Bölüm 16). Toplamda, rafineedilmiş ürünlere olan talep 2035’e doğru 10 mb/d oranında artar ve bu tahmini sıvıtalebinden çok düşüktür (16,8 mb/d biyoyakıtlar dâhil) ve net rafinerikapasitelerinden düşüktür (13,1 mb/d).Yeni Politikalar Senaryosunda, küresel kömür üretimi 2011 de %15 oranında artışgöstererek 2035’te 6300 Mtce ye ulaşır. Projeksiyonlara göre Avrupa Birliği’ndeüretim yaklaşık %60 azalır, ABD ise 2020’den önce başlayan düşüş 2035 civarında%15’in altına düşer. Avustralya ise en güçlü kömür üretimi büyümesini yaşarken,Çin’deki üretim ise %9 artarak hala dünyadaki en büyük kömür üreticisi konumunusürdürüp 2035’teki küresel üretimin %45’ini karşılar. Hindistan ise güç üretimikendi içerisinde karşılayan en büyük ülke konumuna gelirken bu artışın önemlikısmı 2020’den sonra oluşur ve bu zamanda küresel kömür üretimi büyümesinin%70inden fazlasını oluşturur.Dünya doğal gaz üretimi %47 artar ve 2035’te 5 tcm ye ulaşırken, Çin en büyük gazüretimine sahip olur (yaklaşık 215 bcm), ve bu büyümenin yaklaşık üçte ikisi2020’den sonra gerçekleşir. Çin, Katar’ın yerini alarak 2025’ten önce dünyanın enbüyük üçüncü doğal gaz üreticisi olur ve 2030’dan önce ise en büyük ikinci gaz42

üreticisi olur (Amerika’dan sonra). Rusya’nın gaz üretimi projeksiyonlarındakiüretimi çok düşüktür, 2035‘te Rusya’nın gaz çıkarımı 135 bcm’e ulaşsa da bununönemli bir kısmı Asya’daki talebi karşılamaya gider. Türkmenistan gaz üretimini ikikatına çıkarır ve Orta-Asya boru hattının kapasitesi arttıkça Çin’e doğal gaz ihraçetmeye başlar. Günümüzde bir doğal gaz ithalatçısı konumunda olan Brezilya gazüretimini yıllık ortalama %7 arttıracak ve 90 bcm den fazla bir üretime sahipolacaktır. Katar, Irak, İran, Suudi Arabistan ve Birleşik Arap Emirlikleri’nde gazüretiminde önemli artışlar yaşanacaktır, fakat bu üretimin önemli bir kısmı bölgeiçindeki talebi karşılamak için harcanacaktır.Yenilenebilir kaynaklardan elde edilen enerji diğer enerji kaynaklarının hepsindendaha hızlı büyüyecektir ve 2020’den sonra büyümenin üçte ikisini yaşayacaktır.Toplamda, 2035 yılında yenilenebilir enerji kaynakları 2,5 kat büyümüş olacaktır.Bu süreçte, biyoenerji kaynakları %40’ın üzerinde büyüme gösterecek, bunun yarısıgüç üretimine kalanın önemli bir bölümü de biyoyakıt üretimine gidecektir.Biyoyakıt üretimi 2012’deki 1,3 mboe/d den 2035’te 41 Mboe/d ye çıkacak buartışın önemli kısmı ABD ve Brezilya’dan karşılanacaktır. ABD ve AvrupaBirliği’ndeki üretimler bölge içi ihtiyacı karşılamaya yönelik iken, Brezilya hemkendi yakıt ihtiyacını karşılayıp hem de dışarıya ihraç eden birkaç ülkeden biriolacaktır. 2035’te küresel biyoyakıt üretiminin %40’ı Brezilya’dan karşılanacaktır,Çin ve Hindistan’da bu alanda gelişmelere görünse de Amerika ve Brezilya ilekarşılaştırılamayacak derecede az üretim olacaktır.43

5.3.BÖLÜM 3(Latife CAN)Doğal Gaz Piyasası GörünümüGİRİŞMevcut piyasa koşulları dünya çapında belirgin farklılıklar gösterse de doğal gaz içingörünümün parlak olduğu öngörülmektedir.2035’te tüketim her üç senaryo için de 2012’ye göre fazla olacaktır. Yeni PolitikSenaryo’ya göre yıllık %1,6 artış gözlenecektir. (5Tcm, 2035) Artışın %82’si OECDdışı ülkelerden kaynaklanacaktır. Talepteki artış büyük oranda Çin, Orta Doğu veKuzey Amerika’dan kaynaklanacaktır.Hem konvansiyonel hem de konvansiyonel olmayan yeni gaz kaynakları,projeksiyon yılları arasında küresel tedariğe ek çeşitlilik getirecektir.Konvansiyonel gaz üretim artışı için yeni katkı sağlayacak ülkeler Irak, Doğu Afrika,Brezilya ve Doğu Akdeniz olarak öngörülmektedir. Üretim Rusya, Hazar, Kuzey veBatı Afrika ve Ortadoğu bölgeleriyle sınırlı kalmayıp genişleyecektir.Konvansiyonel olmayan gaz, küresel üretimin neredeyse yarısını oluşturmaktadır vebunun gelişimi Kuzey Amerika ötesine yayılmaktadır. Özellikle 2020 yılından sonraÇin ve Avustralya küresel üretiminin gelişimine çok önemli katkı sağlayacaktır.Büyük LNG tedarikçilerinin mesafelerindeki değişiklikler bölgesel gaz piyasasıarasında yeni bağlantılar yaratacaktır. Bu da şu anki fiyat farklılığını bir derecedaraltacaktır.Küresel GörünümDoğal gaz gelecek politik görünümlere rağmen, yaygın kullanılabilirliği, rekabetedayalı üretim maliyetleri ve çevresel avantajları sayesinde diğer fosil kaynaklaragöre daha fazla artış gösterecektir.Bu yüzyılın başından beri, küresel gaz kullanımı yılda ortalama % 2,7 arttı. (Yüzdemi?) Bu büyüme nükleer ve petrole göre daha fazla, kömür ve yenilenebilir enerjiyegöre daha az olmuştur.Dünya enerji görünümünde doğal gazın payı artmaktayken, konvansiyonel olmayangazın bundaki önemi büyüktür.Ama bu iyimser dünya görünümünün arkasında bazı bölgesel varyasyonlar dikkatçekmektedir. Özellikle Avrupa’daki gaz kullanımı daha zor bir gelecekle karşıkarşıya kalacaktır.44

Yeni Politik Senaryo’ya göre, küresel enerjide doğal gazın payı 2011’de %21 iken2035’te %24 olacağı öngörülmektedir. Yıllık gaz talebi büyüme hızı ise %1,6olacaktır. Ancak Mevcut Politik Senaryo’ya göre gaz talebini dizginlemek için yenipolitikaların uygulanması gerekmektedir. Yıllık gaz talebi büyüme hızının %1,9olacağı düşünülüyor. 450 Senaryo’ya göre ise yıllık gaz talebi büyüme hızı %0,8.OECD dışı ülkelerde 3 senaryoda da doğal gaz tüketim artış hızı artacaktır. OECDülkelerinde ise Kuzey Amerika ve Avustralya’da tüketim artış hızı artarkenAvrupa’da tüketim artış hızı azalacaktır. Her üç senaryoda da kaya gazı üretimiartacaktır. Kaya gazı toplam üretimi 2011’de %17 iken 2035’te %27 olmasıbeklenmektedir.Senaryo olsun ya da olmasın gelecek gaz talebi artışı OECD dışı ülkeler tarafındanyönetilecektir. Hatta küresel talebi 2007’de çoktan yönetmeye başladılar bile.45

Kuzey Amerika’da çok fazla doğal gaz üretimi olacağı, fiyatların düşeceğidüşünülmektedir. Doğal gazın kömüre karşı payı artacaktır. Asya’nın çoğubölgelerinde fiyatlar yüksek olacaktır. Buna rağmen gaz tüketimi artmaya devamedecektir. Doğal gaz talebinde ABD ve Rusya’dan sonra en büyük 3. ülke olan Çinpolitik müdahalelerden dolayı doğal gaz talebini arttıracakken, Japonya nükleerdeyaşadığı sıkıntılar yüzünden gaz talebini arttırmak zorunda kalacaktır. Ortadoğu’dadüşük fiyatlardan dolayı gaz tüketimi artacaktır. Üretiminin de artmasına rağmenKatar haricindeki ülkelerde talep karşılanamayacaktır. Avrupa’da elektriksektöründe gaza olan tercih azalacaktır. (2012’de gaz talebi %2 azalmıştır.)Doğal Gaz TalebiOECD dışı ülkeler 2035’e kadar gaz talebindeki büyümenin 3/4'ünden fazlasınakadar paya sahip olacak. 2035’e kadar ABD en büyük gaz tüketicisi olacak. Bu oranÇin’in talebinin %50’sinden fazlası olacaktır.46

Japonya, güvenliği için kısa süreli pahalı LNG aldı. Mevcut gaz ticaretinde de AsyaPasifik bölgesindeki yüksek petrol endeksi fiyatlarından gaz satın almaktadır. Rusyaise dünyanın 2. büyük gaz tüketicisidir. İç talepte belirsizlik yaşamaktadır. İçtalebiçok yavaş ilerlemektedir. Fiyat değişiklikleri komşu ülke talebini kısabilir. Çin,2035’e kadar en büyük talep artışı gösteren ülkedir. En önemli sebebi havakalitesidir. Önümüzdeki yıllarda 60GW’dan fazla gaz kaynaklı elektrik üretim tesisikurulacaktır. Hindistan, 2025’e kadar gaz tüketiminde sınırlı olacak, 2025’ten sonraise tavan yapacaktır. (tedarik durumu iyileşmesinden dolayı) Ulaşım sektöründekitüketim ciddi oranda artacaktır. (Hindistan doğal gaz kullanan araçlarda önderülkedir.)ÜretimProjeksiyon yılları arasında gaz üretiminde en büyük artışların gerçekleştiği ülkelerÇin, ABD, Rusya ve Avustralya olmaktadır. Dünya genelinde gaz üretim artışının%52’si konvansiyonel gazlardan oluşmaktadır. Kuzey Amerika’da konvansiyonelolmayan gazın üretimi giderek artmakta ve gaz üretimdeki payı 2035’de %70’eçıkmaktadır. ABD, 2035’e kadar gaz üretiminde dünya liderliğini sürdürecektir.Avrupa’da Norveç, Kuzey Balçık Denizi’ndeki büyük projeleriyle, bölgedekiliderliğini devam ettirmektedir.Katar, 2020’ye kadar en büyük LNG ihracatçısı konumundadır. 2020’den sonrakidönemde ise LNG piyasasındaki payı azalmaktadır.Hazar bölgesinde, 2035’e kadar olan dönemde en fazla artışı gerçekleştiren ülkeüretimini iki katına çıkartan (2035’de 130 bcm) Türkmenistan olacaktır.Türkmenistan 2012 yılında Çin’e olan ihracatını 20 bcm’e çıkardı, “Merkez Asya–ÇinHattı”nın aşamalı olarak kapasitesinin artırılması planlanmaktadır.47

Rusya’da 2011 yılında 673 bcm olan gaz üretimi, 2020’ye kadar bir miktardüşmektedir. Bunda Avrupa’nın gaz talebinin önümüzdeki birkaç yıl için zayıfolmasının etkisi olacaktır. Bundan dolayı, Rus hükümeti ihraç yönünü Asyabölgesine doğru kaydırmaktadır. Ancak Sibirya’nın doğusunda ve Rusya’nın uzakdoğu bölgesinde bol miktarda gaz rezervi olmasına rağmen bu bölgenin uzak olmasıve çoğunlukla dokunulmamış alanlar olması bu bölgelerden yapılacak gazihracatının zor olmasına neden olmaktadır. 2020’den sonra üretim gittikçe artmaktaolup, 2035 yılında 808 bcm olması beklenmektedir. Çin, üretimini 2035’e kadar 3katına çıkarmaktadır.Sektöre yönelik reformlar genel olarak üretim yatırımına destek vermekte, ayrıcaithalat altyapısının geliştirilmesine yönelik olarak da reformlar yapılmaktadır.Asya Pasifik bölgesindeki en büyük üretici olan Endonezya, üretimini 81 bcm’den2020’de 108 bcm’e çıkaracaktır. Bölgeler arasında kapsamlı boru hatları sistemininolmamasından dolayı ulusal talep merkezlerinden uzakta olan üretim yerleri LNGihraç noktaları olacak, yakın olan yerler ise talebi karşılayacaktır. Önemli gazüreticileri olan Malezya ve Endonezya gibi ülkeler, ihracattan ciddi gelirlerkazanmakta ancak üretimi yerli talebi karşılamak ve ihracat arasında pay etmektezorluklar yaşayacaklardır.Afrika’da, sahra altı bölgedeki ülkelerde gaz üretimini artıran ana sebep ihracatolmaktadır. Çünkü gaz sahalarına yatırım yapılabilecek kadar yeterli bir yerel talepolmamaktadır. Bölgedeki planlanmış projelerin çoğu konvansiyonel üretim içerikliolmakta, ancak kaya gazı rezervlerinin çok olduğunun düşünüldüğü Kuzey Afrikabölgesinde, bu alana yönelik ilgi artmaktadır.Latin Amerika bölgesinde önümüzdeki yıllarda yerel ihtiyaçların tetiklediği üretimeyönelik gelişmeler artacaktır. Arjantin’de düşük gaz fiyatlarından dolayı üretimeolan yatırım azalmakta, ancak kaya gazı kaynaklarının son zamanlarda azalan gazüretiminde bir canlanmaya sebep olacağı düşünülmektedir.48

Konvansiyonel olmayan (kaya gazı, kömür yatağı metan gazı, tight gaz) gaz üretimi,şu anki durumda en fazla Kuzey Amerika’da gerçekleşmektedir. Ancak, dünyanındiğer birkaç bölgesinde de kaya gazı üretimi olmaktadır.Şekilde, bölgelerdeki konvansiyonel olmayan gazların kalan kaynaklarıgösterilmektedir. (tcm)Kaynakların en fazla Çin’de olmasına ve Rusya’nın ise 2. konumda olmasına rağmenABD, üretim olarak 2035’e kadar birinciliğini sürdürmektedir.Burada, konvansiyonel olmayan gaz çeşitlerinin yıllara bağlı toplam üretimigösterilmektedir. (Yeni Politik Senaryo)Konvansiyonel olmayan toplam gaz üretimi 2011 yılında 560 bcm iken, sürekli birartış göstererek 2035 yılında %137 artışla 1,328 bcm olmaktadır.ABD, üretimdeki liderliğini korumakta (2035 yılında; 600 bcm), ancak birkaç ülkeözellikle Çin, önemli bir üretici olarak göze çarpacaktır.Konvansiyonel olmayan gaz üretiminde 2020’ye kadar olan dönemdeki artışın%50’sinden fazlası ABD ve Kanada’da olmaktadır. Bu ülkeler 2011’deki üretimin%90’nını gerçekleştirmiştir.ABD 2035’e kadar liderliğini koruyacak. Kanada 2025’e kadar 2. konumdayken, Çinise 2030 ve sonraki dönemde ikinciliği devralacaktır.49

TicaretGaz ihraç eden Rusya ve Katar dışında, özellikle Avustralya, ABD, Kanada ve DoğuAfrika’daki ülkeler gibi yeni piyasa oyuncularının çıkmasıyla gazın uluslararasıticaretinde büyük bir canlanma gerçekleşecektir.Asya Pasifik Bölgesi küresel gaz piyasalarında büyük değişikliklerin vebelirsizliklerin yaşanacağı bir yer olacaktır. Ayrıca uluslararası ticareti yapılandoğalgaz en yüksek fiyatı veren bölgedir ve projeksiyon dönemi boyunca da budurum devam edecektir.Gaz ithal eden ülkeler sıralamasında ilk sırada Çin sonrasında da Hindistangelmektedir. Çin’in 2035’e kadar olan ithalat artışının çoğunu, LNG oluşturmaktadır.400 bcm değerinde bölgeler arasındaki gaz artışının tahminen, 210 bcm’inin LNGolarak ticaretinin yapılması, geri kalanın da boru hatlarıyla yapılmasıöngörülmektedir. Gaz ihracatı yapan ülkelerin bazılarında iç talebin artması ihraçedilmek istenen gazı sınırlandırmaktadır. Bu durum daha belirgin olarakOrtadoğu’da görülmektedir. 2020’lerin başlarında bu bölgede sadece Katar veYemen LNG ihracatı yapabilen ülkeler olarak kalabilir.Dünya genelinde şuan inşa halinde olan ve 2015-2018 yılları arasında işletmeyeaçılması beklenen 12 tane LNG ihracat tesisi bulunmakta olup, bunun7 tanesiAvustralya’dadır.Avustralya’dan sonra önemli oranda LNG ihracatı gerçekleştirecek Kuzey Amerikabulunmaktadır. 2035’e kadar ABD’den yapılacak net ihracatın 50 bcm veKanada’dan yapılacak olanın ise 45 bcm olması beklenmektedir.Avrupa’da Doğal Gaz Arz Talep Dengesi (YPS)Avrupa’da makul bir gaz talep artışına rağmen, üretimin kıta genelindedüşmesinden dolayı gaz ithalatı önemli miktarda artmaktadır.50

Çin’de Doğal Gaz Arz Talep Dengesiİlk başlarda üretim ve tüketim paralel gitmesine rağmen, daha sonra talepteki artışarayı açmakta ve bu fark ithalatla kapanmaktadır.2020’den sonra, Rusya’nın doğalgaz boru hattı doğuya doğru genişleyecek vegelişimin çoğu Rusya’nın doğu Sibirya sahalarından Çin’e yapılacak bağlantıylaolacaktır. Ayrıca, Merkez Asya bölgesinden de çektiği gaz miktarını artırmasıbeklenmektedir (Türkmenistan 60 bcm’e artırması düşünülmektedir). 2012’detamamlanan hat ile Myanmar’dan 12 bcm gaz çekmektedir.51

5.4.BÖLÜM 4(Müge ÇELİK)KÖMÜR PİYASASINA BAKIŞ AÇISIGenel Bakış· Kömür, 2001-2011 yılları arasında dünyada birincil enerji talebi artışının neredeyseyarısını sağlamıştır. Gelecekteki kömür talebi gelişiminin önemi, devletlerin; enerjigüvenliği, yeterliliği ve modern enerjiye ulaşma isteklerine bağlıdır.· Yeni Politikalar Senaryosuna göre, kömür talebi 2011-2035 yılları arasında her yılortalama %0,7 büyüyecektir. Kömür talebi, yaklaşık 5390 Mtce’den 2035 yılında6325 Mtce’ye ulaşacaktır. Bu artışın yaklaşık %70’i 2011-2020 yılları arasındaolacaktır. Elektrik üretiminde kömürün payı %8 azalmasına rağmen, küresel kömürtalebi artışının neredeyse %75’i elektrik sektöründen kaynaklanmaktadır. 2035yılında %33 oran ile kömür, elektrik üretiminde öncü kaynak olarak kalacaktır.· Yeni Politikalar Senaryosuna göre OECD ülkelerinde kömür talebinde çarpıcı birdüşüş olurken, Mevcut Politikalar Senaryosu’nda ise 2035’e kadar daha az bir düşüşmeydana gelecektir. OECD üyesi olmayan ülkelerde, Mevcut PolitikalarSenaryosu’nda kömür talebindeki güçlü büyüme, 2020’den sonra küresel kömürkullanımının petrolü geçeceği sonucunu vermektedir. Yeni PolitikalarSenaryosu’ndaki buhar kömürü kullanımı, Mevcut Politikalar Senaryosu’ndahedeflenen seviyenin %80’i, ancak 450 Senaryosu’nun 2 katı kadardır.52

TalepBölgesel Trendler· Avrupa’da kömür kullanımı inanılmaz derecede düşerek; 2035’te 2011 seviyesinin%57’si kadar olacaktır.· Eski kömür yakıtlı tesislerin yerine yenilenebilir ve gaza geçilmesinden dolayıAmerika’da kömür kullanımı 2020’ye kadar makul bir hızla, 2020’den sonra artanbir hızla düşecektir.· Düşük maliyetli yerli kaynaklara sahip olan Çin ve Hindistan’ın, küresel taleptekiortak payları 2011’de %58’den 2035'te %64’e yükselecektir.· Hindistan ise 2025’ten önce dünyanın en büyük ikinci piyasası olan Amerika’yıgeçecektir.53

Sektörel Trendler· Elektrik sektöründe kömür kulanım payı1990-2011 : %55 -%63· Kömürle enerji sağlayan endüstrilerin payı2011-2035 : %27-%24· Sanayide demir ve çelik üretimi en geniş kömür kullanıcısı olarak kalırken,· Çin’de petrokimya endüstrisi ve kömürden sıvıya dönüştüren tesislerde hammaddeolarak kömür kullanımında artış görülmektedir.54

ARZKaynak ve Rezervler· 2011 Yıl Sonu Kömür Rezervi: 1040 milyar ton· Çoğunlukla Avustralya, Güney Afrika ve Endonezya’nın rezerv katkıları ile 2011’deyaklaşık 35 milyar ton artmıştır.ÜRETİM· Amerika’nın kömür üretimi 2011-2035 yılları arasında her yıl %0,7 azalacaktır· İhracatının artmasından dolayı Avustralya’nın kömür üretimi 2011-2035 yıllarıarasında %50 artacaktır.· Endonezya ve Hindistan’da iç talep büyümesinden ve Endonezya’nın ihracatartışından dolayı kömür üretimleri hızlı bir şekilde yükselecektirTİCARET· WEO bölgeleri arasındaki kömür ticareti 2011 yılında 900 Mtce’den 2020 yılında1150 Mtce’ye ve 2035 yılında ise daha yavaş hızla artarak 1260 Mtce olmasıbeklenmektedir.· 2009 yılında net kömür ithalatçısı olan Çin, 3 yıl sonra dünyanın en büyük ithalatçısıhaline geldi. 2012’de net ithalatı yaklaşık 220 Mtce, Amerika hariç tüm OECDülkelerinin toplam kömür kullanımından daha fazladır.· 2035’e kadar Japonya’nın ithalatı %10, Avrupa Birliği’nin %40 azalacaktır.· Avustralya’nın 2011-2035 yılları arasında kömür ihracatı %57 artacaktır.· Endonezya’nın buhar kömür ihracatı, dünyanın en büyük 2. ve 3. ihracatçıları olanAvustralya ve Kolombiya’nın ortak kömür ihracatını geçecektir.Bölgesel KavramaÇin· Elektrik üretiminde kömür kullanımı:2000-2011 yılları arasında her yıl yaklaşık %10,5, 2011-2020 yılları arasında iseher yıl yaklaşık %1,5 büyümesi beklenmektedir.· Endüstriyel kömür talebi:2002-2011 yılları arasında her yıl ortalama %9,5 büyürken, 2020’ye kadar her yıl%1,9 büyüme beklenmektedir.55

Amerika· 2012 İlkbahar başlarında, kömür ve gaz yaklaşık %33 oranla nerdeyse aynı elektriküretim payına sahipken, 2013’te gaz fiyatlarının artmasından dolayı eski payınıtekrar kazandı.· Elektrik sektörü kömür üretimi:2011-2035: 625 Mtce- 520 Mtce· Kömür yakıtlı kurulu güç:2011-2035: 335 GW- 265 GW· Kömür üretimi:2011-2035: 765 Mtce- 655 Mtce· Özellikle Doğu Amerika’nın elektrik sektöründe gaz yerine kömüre geçilmesinedeniyle buhar kömür ihracatı 2012’de %80 artarak 40 Mtce’ye ulaştı.56

Hindistan· 2000 ve 2011 yılları arasında kömür kullanımı 2 katına çıkarak 465 Mtce’ye ulaştı.· Dünyanın en büyük ikinci kömür kullanıcısı olan Amerika’yı 2020’den sonrageçecektir.· Elektrik üretimi için kömür kullanımı iki katına çıkmasına rağmen, kömürünelektrik üretim payı 2011-2035: %68 - %56· İthalatı 2008’den beri iki kat arttı.· Yeni Politikalar Senaryosu’nda 2020’den önce Avrupa Birliği ve Japonya’yı, dahasonraki dönemde Çin’i geçerek dünyanın en büyük ithalatçısı olacaktır.· 2035 yılına kadar ithalatı 350 Mtce’ye ulaşacaktır.57

Avustralya· Kömür ihracatı 2012’de yaklaşık %6 artarak 280 Mtce’ye ulaştı.· Kömür ihracatı, 2011 yılındaki seviyesinin %57’si kadar artarak 2035 yılında 410Mtce, buhar kömürü ihracatı %75 oranında büyüyerek 225 Mtce ve kok kömürüihracatı %40 oranında artarak 190 Mtce olması beklenmektedir.Sonuç Olarak:· Yeni Politikalar Senaryosunda, küresel kömür talebi 2011-2035 yılları arasında heryıl ortalama %0,7 oranında büyürken, karbondioksit emisyonunu azaltmak ve58

yenilenebilire teşvik etmek gibi politikalardan dolayı 2020’den sonra yavaşlayarakbüyümesi beklenmektedir.· Kömür üretimindeki gelişim çoğunlukla, kömür üretiminin %90‘nını oluşturan veOECD üyesi olmayan Mısır, Endonezya ve Çin ülkelerinde meydana gelmektedir.Avustralya, OECD ülkeleri arasında üretimi yüksek ülkelerin başındadır. Kömürkaynakları birkaç on yıl içinde sınırlı kalmayıp, maden çıkarma ve taşımamaliyetlerinden dolayı arz maliyetlerinin artması muhtemel olacaktır.· Halen dünyanın en büyük kömür kullanıcısı, üreticisi ve ithalatçısı olan Çin, YeniPolitikalar Senaryosunda kömür piyasasının öncüsü olarak devam etmektedir.Enerji sektörünün çeşitlenmesi, çimento ve çelik üretiminde kömür gelişiminindoyuma ulaşması gibi nedenlerden dolayı, Çin’in kömür talebinin büyüme oranıdüşecektir.· Hindistan, önümüzdeki on yılda Amerika Birleşik Devleti’ni geçerek ikinci en büyükkömür kullanıcısı olacaktır. Kömür kaynakları bol olmasına rağmen, 2008’den beriithalatın 2 katına çıkmasına neden olan talep hızındaki artışı yerel kömür arzıyakalayamamaktadır. Hindistan önümüzdeki birkaç yıl içinde Japonya ve AvrupaBirliğini geçecek ve 2035‘te 350 Mtce’ye ulaşan ithalatı ile önümüzdeki on yılınbaşlarında Çin’i geçerek dünyanın en büyük ithalatçısı olacaktır.59

5.5.BÖLÜM 5(Ömer Faruk GÜMRÜKÇÜ)ÖZETDünyada 5,650 GW olan kurulu gücün 2035 yılında 9,760 GW olmasıöngörülmektedir. 2013-2035 yılları arasında 1,940 GW’lık kapasite ömrünüdolduracak ve 6,050 GW kapasite eklenecektir. Üretimde ise 2011 yılında 22,113TWh elektrik üretiminin 2035 yılında yaklaşık 15,000 TWh’lik artışla 37,100 TWholması beklenmektedir.Kaynakların 2011-2035 arasında üretim içindeki payına bakıldığında kömürün%41’den %33’e düşmesine rağmen mevcut liderliğini korumakta olduğunugörüyoruz. Yenilenebilirde %20’den %31’e doğru ciddi bir artış görülmektedir.Doğalgaz ve nükleerin payları sabittir.Elektrik iletim ve dağıtım hatlarının uzunlukları 2012 yılında 69 milyon km iken2035 yılında 94 milyon km’ye çıkacaktır. Bu artışta büyük paya sahip olan ülkeler,OECD dışı ülkelerdir. Dünya’daki mevcut altyapının yaklaşık %50’si 40 yaşınıdoldurmuş olacak ve dolayısıyla yenilenmesi için büyük yatırımlar gerekecektir.2013 – 2035 yılları arasında güç sektöründe toplam 17 trilyon dolar yatırımyapılması beklenmektedir ve bu miktarın %58’i yeni kurulacak kapasiteler için gerikalanı ise iletim ve dağıtım altyapısı için harcanacaktır.Son On İki Ay İçinde Önemli GelişmelerABD’de kaya gazı üretiminin gaz fiyatlarını oldukça düşürmesinden dolayı kömürkaynaklı santrallerin üretimdeki yerini alan gaz kaynaklı santrallerde üretilenelektrikte artış olmuştur.Avrupa’daki durum ABD’dekinin tam tersidir. Gaz fiyatlarının kömüre kıyaslaoldukça yüksek olması ve düşük CO 2 emisyon fiyatları, zayıflayan ekonomikhareketlilik, düşen elektrik talebi, yenilenebilir tabanlı kurulu gücün artışı 2012yılında bir önceki yıla göre gaz santrallerinde üretilen elektriğin önemli bir düşüşgöstermesine neden olmuştur. Avrupa’nın süre gelen yenilenebilir gelişimikonvansiyonel santrallerin çalışmasını artan bir şekilde etkilemekte ve elektriktoptan satış fiyatlarını düşürmektedir.Japonya, Fukushima felaketinden sonra nükleer santrallerin çalışmasını azaltanpolitik kararlar almıştır. Bu ise elektriğin nükleer yerine konvansiyonelkaynaklardan üretilmesine sebep olmaktadır. İthal edilen akaryakıt ve gazfiyatlarının önemli orandaki artışının yarattığı olumsuz durumun önüne geçebilmekiçin özellikle güneş enerjisi olmak üzere yenilenebilir tabanlı kurulu gücünüartırmaktadır.60

Çin’de 2012 yılında elektrik talebindeki artış hızı azaldı. Yağışlı geçen senedendolayı hidroelektrik santraller artan talebin büyük kısmını karşıladı ve kömürsantrallerinden elektrik üretimi sabit kaldı. Geçici bir süre duran nükleer santralinşaları Fukushima kazasından önceki hızında olmasa da tekrar başladı.Elektrik TalebiDünya’da 2011 yılında yaklaşık 19 bin TWh olan talebin 2035 yılında 32,150 TWholacağı öngörülmektedir. Enerji verimliliğinin gelişim göstermeyip mevcut haldedevam etmesi durumunda ise talebin 43,100 TWh değerine çıkması beklenmektedir.Bazı ülkelerin ve bölgelerin elektrik talebindeki artışına bakıldığında Hindistan’ın774 TWh’den 2,523 TWh’e, Çin’in 4,094 TWh’den 8,855 TWh’e, ABD’nin 3,883TWh’den 4,753 TWh’e, AB’nin ise 2,852 TWh’den 3,246 TWh’e çıkmasıbeklenmektedir.Kişi başına düşen elektrik tüketiminde OECD ve OECD üyesi olmayan ülkelerarasındaki fark gittikçe azalmaktadır. 2011 yılında OECD ülkelerinin 7,670 kWh olankişi başı elektrik tüketimi Yeni Politikalar Senaryosu’na göre 2035 yılında 8,500kWh olacaktır. Dünya üzerinde elektriğe erişimi olmayan nüfusun oranı 2011’de%18 (1,2 milyar) iken 2030 yılında bu oran %12’ye (970 milyon) düşecektir.Yaklaşık 13,150 TWh’lik talep artışının %36’sı Çin, %13’ü Hindistan, %8’iGüneydoğu Asya ve %6’sı Latin Amerika ile Ortadoğu ülkeleri tarafındangerçekleştirilmektedir.Endüstri Sektörü 2035 yılına kadar en çok elektriğin tüketildiği sektör olmaunvanını korumaktadır. 2035 yılında ise toplam talebin %41’ini oluşturmaktadır.Konut sektöründeki elektrik talep artış hızı nüfus artış hızından 2,5 kat dahafazladır. Bu durum elektriksel uygulamaların artışını, klimaların kullanım artışını veelektriğe erişimin artmasını yansıtmaktadır. Ulaşım sektörü raylı ulaşımın tükettiğielektriğin iki katına çıkmasından dolayı sektörler arasında en hızlı artışıgöstermektedir.Elektrik TedarikiFosil kaynaklı üretimde üretim maliyeti yakıt fiyatlarına çok duyarlı iken nükleer veyenilenebilir kaynaklarda santralin sermaye maliyeti daha önemli olmaktadır.Dünya enerji görünümünde santrallerin ortalama yaşam ömrü olarak hidroelektriksantraller için 70 yıl, kömür kaynaklı santraller için 50 yıl, nükleer santraller için 40-60 yıl arası, gaz kaynaklı santraller için 40 yıl ve rüzgâr ve güneş tesisleri için 20 yılalınmıştır. Santral inşalarının ortalama tamamlanma süreleri olarak en uzun sürennükleer santraller olmak üzere, kömür santralleri 4 yıldan fazla, kombine çevrim gazsantralleri 2-3 yıl arası, açık çevrim gaz santralleri ise 1-2 yıl arası sürmektedir.61

2011 yılında 22,113 TWh olan dünya elektrik üretiminin merkez senaryoya göre2035 yılında 37,100 TWh olması beklenmektedir. Fosil kaynakların payı %68’den%57’ye düşmesine rağmen baskın konumunu korumaktadır. Kömür kaynaklı üretim2035 yılında da %35 artışla birinciliğini korumaktadır. Gaz kaynaklı üretim %72oranında artmasına rağmen miktar olarak ikinci sıradan üçüncü sırayagerilemektedir. Yenilenebilir kaynaklı üretim ise %159’luk artışla gaz kaynaklıüretimin yerini alarak ikinci sıraya çıkmaktadır. 2011 – 2035 yılları arasında dünyaelektrik üretimindeki artışın neredeyse yarısı yenilenebilir enerjiden oluşmaktadır.OECD ülkelerindeki duruma bakacak olursak 2011 yılında 10.736 TWh’lik üretimde1. pay sahibi kömür, 2. gaz ve 3. yenilenebilir olmaktadır. 2035 yılına kadar olandönemde, OECD ülkelerinde yenilenebilire geçişin çok hızlı olduğunu görmekteyiz.Yenilenebilir kaynaklardan elde edilen elektriğin %110 artışla 1. sıraya oturduğunugaz kaynaklı üretimin %29’luk artışla yerini koruğunu ve 2011 yılında 1. sırada olankömür kaynaklı üretimin %23’lük bir düşüşle 3. sıraya gerilediğini görmekteyiz.OECD ülkelerinde kömürden üretimin düşmesine rağmen diğer ülkelerde büyük birartış göstermektedir. Kömüre olan ilgilerinin nedeni ekonomik gelişimlerini dahauygun devam ettirebilmelerini sağlamaktır. OECD dışındaki ülkelerde ilk 3 sıranındeğişmediğini ancak gerek miktar gerekse oran olarak yenilenebilirin en çok artışgösteren kaynak türü olduğunu görmekteyiz. Kömür kaynaklı üretimin %72 artış,yenilenebilirin %203 artış (dünyadaki artışın %67’si), gaz kaynaklı üretimin ise%122 artış (dünyadaki artışın %78’i) göstermesi beklenmektedir.Projeksiyon dönemi boyunca yaklaşık 6 bin GW kapasite eklenecektir. Kaynaklaragöre eklenecek kapasite miktarları büyükten küçüğe doğru 1. sırada gaz, 2. sıradarüzgâr, 3. sırada kömür ve 4. sırada güneş santrali gelmektedir. Projeksiyon yıllarıboyunca hidroelektrik de dâhil olmak üzere 3,100 GW’tan fazla yenilenebilirkapasite eklenecektir. Çin’in ekleyeceği kapasite 1,500 GW’tan fazladır. Ayrıcaekleyeceği hidroelektrik kapasite dünyadaki eklenecek değerin 1/4'üdür. AB’deeklenecek kapasitenin 2/3’ü ömrünü dolduran kısmın yerine inşa edilecektir. Büyükbir kısmını hidroelektrik dışı yenilenebilir kaynaklar oluşturmaktadır. ABD’deeklenecek kapasitenin 1/3’ünü kaya gazı üretiminin bolluğu ve dolayısıyla gazfiyatlarının düşük olması sebebiyle gaz santralleri oluşturmaktadır. İkinci olarak ise%28’ini rüzgâr santralleri ve %15’ini güneş santralleri oluşturmaktadır.Fosil kaynaklı santrallerin elektrik üretimindeki payı %68’den %57’ye düşmesinerağmen birinciliğini korumaktadır. Kömürden elektrik üretimi artışının tamamıOECD dışı ülkeler tarafından gerçekleştirilmektedir. Çin’in 2035’deki kömürkaynaklı elektrik üretimi ABD ve Japonya’nın şimdiki toplam elektrik üretimindendaha fazla olacaktır. OECD ülkelerinde yenilenebilir enerjideki rekabetin gelişmesive düşük karbon kaynaklı üretime gittikçe artan teşvik verme politikalarına bağlıolarak kömür kaynaklı üretimde %23’lük düşüş gerçekleşecektir.62

Gaz kaynaklı üretimde projeksiyon dönemi boyunca %72’lik bir artışgerçekleşmektedir. Artışın %80’ine yakınını OECD harici ülkeler oluşturmaktadır.Çin 2035’e kadar gaz kaynaklı üretimini 8 katına çıkaracaktır. OECD ülkelerinde isegaz kaynaklı üretim %14,2’lik bir artış göstermektedir. AB’de düşük elektrik talebi,yüksek gaz fiyatları, yenilenebilir destekleri, düşük CO2 fiyatları 2020’ye kadar olandönemde gaz kaynaklı üretimi bastırmaktadır. 2020’den sonraki dönemde iseverimsiz kömür kapasitenin ömrünün bitmesi, yüksek CO2 fiyatları ve sistemesnekliğinin daha fazla olması ihtiyacından dolayı gaz kaynaklı üretim artacaktır.ABD’de kaya gazı üretiminden dolayı ucuzlayan gaz fiyatları ve gaz piyasasırekabetinin artması gaz kaynaklı üretimin %38 oranında artmasını sağlayacaktır.2012 sonundaki değerlere göre dünyada mevcut 437 tane nükleer reaktör oluptoplam kurulu güç 394 GW’tır. Bu değerin %80’ni OECD ülkelerindedir. %11’i DoğuAvrupa’dadır. 2012 ile 2035 yılları arasında 117 GW’lık kapasitenin ömrünündolacağı ve 302 GW’lık kapasitenin de devreye alınacağı beklenmektedir. En fazlanükleer kapasite eklemelerinin yapıldığı yerin 114 GW ile Çin’in olmasıbeklenmektedir. Rusya ise Çin’den sonra 33 GW ek kapasiteyle 2. konumdadır.Projeksiyon yılları arasında ilk kez nükleer enerjiyle tanışacak olan ülkeler arasındaTürkiye, Suudi Arabistan ve Vietnam gelmektedir. Nükleer kapasite eklemeleriyleberaber 2035 yılında toplam nükleer kurulu gücünün 578 GW olmasıöngörülmektedir.2011 yılında 4,482 TWh olan yenilenebilir kaynaklı elektrik üretimi 2035 yılında%159 artışla 11,612 TWh olmaktadır. 2035’e kadar olan toplam elektrik üretimartışının (15 bin TWh) yaklaşık yarısı yenilenebilir kaynaklar tarafındangerçekleşmektedir. Yenilenebilir kaynaklı artışın bu denli hızlı olmasını sağlayanetkenler arasında ana etken olarak devlet desteği, sektörde artan rekabet,teknolojinin düşen maliyeti ve genel itibariyle fiyat artışı gösteren fosil yakıtlarolmaktadır. Yenilenebilir kaynaklar arasında en çok üretim artışı gösteren üretimçeşidi projeksiyon yılları boyunca toplam üretimin %16’sını sağlayan hidroelektrikolmuştur.Yenilenebilir üretimdeki artışın 2/3’ü OECD dışındaki ülkelerden olmaktadır. Çinprojeksiyon yıllarındaki toplam yenilenebilir artışın %28’ini oluşturmaktadır. 2035yılında 2,800 TWh’lık yenilenebilir üretiminin olması beklenen Çin’in yenilenebilirüretim artışı AB, ABD ve Japonya’nın toplam artışından daha fazla olmaktadır. OECDülkelerinde yenilenebilir elektrik üretim artışının üretim çeşidine göre paylarındailk sırada %47 rüzgâr, %16 biokütle ve %16 ile güneş gelmektedir.2012 yılında toplam iletim ve dağıtım hatları uzunluğu 69 milyon km iken 2035yılında bu sayının 94 milyon olması öngörülmektedir. 2011’deki toplam hattın%90’nı dağıtım hattıdır. Gelişimin %85’i dağıtım şebekesinde meydana gelecektir.Teknik özellikler açısından kayıpların azaltılması ve kapasitenin daha fazlailetilebilmesi için iletim ve dağıtım altyapısının geliştirilmesi (yeni hat inşaları da63

dâhil) gerekmektedir. Özellikle OECD ülkelerinde projeler halkın tepkilerindendolayı gecikmelere uğramaktadır. İletim ve dağıtım şebekesini en çok geliştirenülkeler arasında 7 milyon km ile Çin ve 3,5 milyon km ile Hindistan gelmektedir.2035’e kadar mevcut iletim ve dağıtım hattının %50’si ortalama teknik ömrü olan40 yaşını doldurmuş olacaktır.Düşük karbon teknolojileri ve fosil kaynaklı santrallerde verimlik artışı elektriksektöründe CO2 emisyonunun artış hızını azaltıcı bir etki göstermektedir. Elektriksektöründeki toplam CO2 emisyonu miktarının 2011 yılında 13 milyar ton iken2035 yılında 15,2 milyar tona çıkması beklenmektedir. kWh başına CO2 emisyonmiktarının 2011 yılında 532 gram iken 2035 yılında 374 gram olmasıöngörülmektedir. Azalışın sebebi olarak yenilenebilir kaynak oranındaki artış vesantrallerin verimlilik artışı gösterilebilir.Yatırım2013-2035 yılları arasında elektrik sektöründe yapılması öngörülen yatırım 2012yılının dolar değeriyle 17 trilyon dolar tutarındadır. Bu rakamın %58’i yeni üretimkapasitelerinin inşası diğer %42’lik kısım ise iletim ve dağıtım şebekesiningeliştirilmesi için kullanılacaktır. Yeni elektrik santrallerine yapılacak yatırımın%62’si yenilenebilir kaynaklı santrallere yönelik olacaktır. OECD ülkelerinde iletimve dağıtıma yapılacak yatırımın önemli bir kısmı revizyona yönelik olacaktır. Üçtebirlik kısmı ise yeni hatların inşasına yapılacaktır. OECD haricindeki ülkeler dünyadailetim ve dağıtım şebekesine yapılacak yatırımın 2/3’ünü oluşturmaktadır. Ayrıca%68 kadarı yeni hat inşası için olacaktır. Dünya genelinde iletim ve dağıtım alanınayapılacak yatırımın 1/4’ü Çin’de gerçekleştirilecektir.64

5.6.BÖLÜM 6(Adem BİLMEZ)Yenilenebilir Enerji GörünümüYenilenebilir Enerji Kaynakları (YEK)— Güç Üretimi, Isı Üretimi ve Ulaşımda Yakıt olarak kullanılır.— YEK Birincil Enerji Kullanımı, Yeni Politikalar Senaryosunda; 2011’de %13 iken2035’te %18 olarak öngörülüyor.Avantajlar;— CO 2 emisyonunun azaltılması,— Enerji Güvenliğinin artırılması,— Fosil Yakıt İthalat maliyetlerinin düşürülmesi,— Ekonomik Gelişimin teşvik edilmesi.Dezavantajlar;— Verimli ve maliyet-etkin sistemlerin tasarlanmaması,— Mevcut sisteme ve planlanan altyapılara oluşturacağı olumsuz etkileriazaltılamaması.Güncel Gelişimler— Büyüme rakamları son on yılda çift haneli oranlarda artmıştır.— Biyoyakıt büyüme oranları, hızlı bir gelişim döneminden sonra hava, hasat durumuve hammadde fiyatlarına bağlı olarak azalmıştır.— YEK yatırımları artarak devam ederken ilk olarak 2012 yılında azalmıştır.— AB’de YEK gelişiminin üst seviyelerde olması; AB YEK Direktifi ve ülkelerin ulusalhedefleri doğrultusunda verdikleri desteklerle gerçekleşmiştir.— ABD’de YEK gelişimi, 2012’de sona eren destek programı (US Treasury 1603Program) ve eyaletlerin uyguladıkları diğer destek programları ile artarak devametmektedir.— Çin’de YEK gelişimi, 5 Yıllık Kalkınma Planları kapsamında devam etmektedir.— Hindistan’da YEK gelişimi, 5 Yıllık Kalkınma Planları kapsamında 2017 yılına kadar11GW Hidrolik, 30 GW diğer kaynaklardan elde etme hedefi doğrultusunda devametmektedir.— Suudi Arabistan, Brezilya, Güney Afrika ve Fas gibi diğer ülkeler sahip olduklarıkaynak durumlarına göre hedefler belirlemişlerdir.65

— Brezilya, ABD ve AB’nin destek politikaları ile biyoyakıt üretimi 2006-2010 arasındaiki kat artmış, ancak 2012’de durgunlaşmıştır.— Brezilya ve ABD’de biyoyakıt üretimindeki azalmanın sebebi, yetersiz hammadde(şeker kamışı ve mısır hasadı) ve yüksek fiyattır.— Etanol’ün AB’de yakıtla karışımı %6 ile sınırlandırılmıştır.Yeni Politikalar Senaryosuna Göre YEK GörünümüGüç Üretimi:— Günümüz üretiminin 1/3’ü olan 7.000 TWh artış bekleniyor.— YEK Talebi;- 2011’de 983 Mtoe iken- 2,5 kat artarak- 2035’de 2.400 Mtoe olacağı öngörülmekte— YEK Artışında;- Destekler- Teknolojik Maliyetlerin Düşmesi- Fosil Yakıt Fiyatlarının Artması- Karbon Fiyatları— Artışın 2/3’lük kısmı OECD üyesi olmayan ülkelerde gerçekleşmesi,— Çin’in tek başına 1.990 TWh ile %28’lik kısmını ABD, AB ve Japonya’nın toplamındandaha fazla gerçekleştirmesi beklenmektedir.— Hatırı sayılır miktardaki Latin Amerika, Hindistan, Afrika ve G.Doğu Asya’daki artışınpolitik müdahalelerle gerçekleşmesi beklenmektedir.— 2011-2035 Döneminde ABD’nin bugünkü toplam kapasitesinin yaklaşık 3 katı 3.100GW kapasite eklenmesi beklenmektedir.— Mevcut kapasitelerden yaş dolayısıyla devreden çıkacak kapasite hesabakatıldığında 2012’de yaklaşık 1.600 GW’tan 2035’te yaklaşık 4.000 GW’a çıkmasıbeklenmektedir.— 2011-2035 Döneminde gelişim 2020’lerdeki azalma eğilimine girerek artması— Bu azalma eğilimi hızlı bir artışın ardından Çin’deki uygun hidroelektrikkaynakların azalması— Yaş dolayısıyla devreden çıkacak kapasite hesaba katıldığında dönem boyunca yıllıkortalama 180 GW kapasite eklenmesi beklenmektedir.— 2011-2035 Döneminde Güç Sektöründe YEK Brüt Kapasitesi %50’nin üzerindeartarak gelişim toplam kurulu güç payı %28’den %40’a çıkacaktır.66

Biyoyakıtlar;ABD, en büyük biyoyakıt piyasasına sahip olup ardından Brezilya gelir.— Brezilya’da biyoyakıt toplam ulaşım yakıt talebinin % 19’u olup 2035’te %30 olmasıbeklenmektedir.— Endüstride %10’dan yüksek etanol karışımına karşı direnç söz konusu (Blend Wall)Isınma;— Isınma dünyada talep edilen en büyük enerji hizmetidir.— Isıtma, Endüstri’deki işlemler dışında, ortam ısıtması, su ısıtması, mutfak vebinalarda kullanılır.— Günümüzde binalarda ısınma amaçlı YEK kullanımı %40’ın üzerinde Avrupa’dagerçekleşiyor.Farklı Yenilenebilir Kaynaklardan Güç Üretimi;— Kontrol edilebilir güç üretim teknolojilerinin aksine, Rüzgâr, Güneş ve Nehir TipiHES’lerin güç çıkışları kaynağa bağlıdır.— Yenilenebilir kaynaklardan; Rezervuarlı HES’ler, jeotermal ve biyoenerji diğer fosilkaynaklı santraller gibi kontrol edilebilmektedirler.— YEK’lerin çeşit ve yapılarına bağlı olarak;- Değişenliği- Kaynak yerlerinin uzak oluşu- Güç aralıklarının kW-MW gibi geniş bir aralıkta olması- Üretim tahminlerinin belirsizliği- Düşük işletme maliyeti- Senkron olmayan üretimlervb.sorunlar söz konusu kaynakların güç sistemlerine entegrasyonunuzorlaştırmaktadır.Rüzgâr;— Rüzgâr gelişimi son 10 yılda her yıl %25 artarak, dünyada 2012 yılında %2,3’eçıkmıştır.— Rüzgâr kurulu gücü 2012’de 44 GW’lık rekor artışla toplam 282 GW’a çıkmıştır.— 2012’de 13 GW devreye alan Çin 2011’e göre 5 GW daha az devreye almıştır. Buazalmanın sebebi şebekedeki kısıtlamalardır.67

— 2035’te toplam kapasite 1130 GW’a ulaşacaktır.Güneş;— Güneş üretimi son10 yılda yıllık %50 artarak, 2012 yılında 100 TWh‘e çıkmıştır.— Almanya güçlü devlet desteği ile 2012’de 7,6 GW ile küresel artışın ¼’ünügerçekleştirdi— 2035’te toplam kapasite 690 GW’a ulaşacaktır.Farklı Yenilenebilir Kaynaklardan Güç Üretimi Elektrik Sistem ve PiyasaUygulamaları;— Yenilenebilir Kaynaklı Santrallerin sisteme entegrasyonu yaklaşık 170 milyar $olarak öngörülmektedir.— Şebeke yatırımlarının Avrupa ve Japonya’da %20-25’i, ABD, Çin ve Hindistan’da ise% 10’luk kısmı YEK için yapılacaktır.Yek’lerin artışıyla;- Sistem işletmesinin adaptasyonu- Tahmin tekniklerinin geliştirilmesi- Piyasanın adaptasyonu vb. konular önem kazanacaktır.— 2035’te Güneş ve Rüzgâr toplam kapasitenin %19’unu oluşturacağı— Ancak bu kapasiteden yalnızca %2’lik kısmı kontrol edilebilir sağlam kapasiteolacaktır.— Bu kapasitenin %35’i AB’de kurulmuş olacaktır.Farklı Yenilenebilir Kaynaklardan Güç Üretimi Rekabet Edebilirlik ve ÜniteMaliyeti;— Son 10 yılda özellikle Güneş Panel fiyatlarının düşmesi, PV’nin desteksiz piyasadarekabet edip edemeyeceği tartışmalarını başlatmıştır.— PV’nin desteklerle Şebeke Paritesini (Grid Parity) yakaladığı görülmektedir.— Ancak PV’nin henüz Maliyet Paritesini (Cost Parity) yakalayamadığı görülmektedir.— Dünyada Onshore yatırım ortalaması1.700 $/kW— Offshore yatırım ortalaması3.000-4.500 $/kW— Dünyada PV Santral yatırım ortalaması68

1.800-5.500 $/kW— Çatı Tipi PV yatırım ortalaması1.500-3.000 $/kWBiyoenerji— 2035’te Günümüzdeki Doğalgaz Birincil Enerji Talebinin 2/3‘ü olacağı— Gelişme daha çok hava kirliliğinin azaltılması yönündeki politikalar sonucuoluşacağı— 2035 yılında güç üretiminin %8‘lik kısmı biyokütle olarak gerçekleşeceği— AB ‘nin 6,7 Mtoe ile en büyük biyokütle ithalatçısı olacağı öngörülmektedir.Yatırım— 2013-2035 döneminde YEK yatırımları için 6,5 trilyon $ gerekli olduğu,— Yatırımların %62’si yeni santral kurulumları için olup, %33 Rüzgâr, %27 Hidro ve%23 PV olarak gerçekleşeceği,— YEK yatırımlarının 3,3 trilyon $ OECD üyesi olmayan ülkeler, 2,7 trilyon $ OECDüyesi ülkeler tarafından gerçekleştirileceği, öngörülmektedir.Sonuç Yenilenebilir Enerji KaynaklarıGüç Sektörü— 2035’e kadar 7.000 TWh üzerinde üretim artışı ile toplam üretim artışının yarısınıgerçekleştireceği öngörülüyor.— 2015’e kadar en büyük ikinci elektrik üretim kaynağı olacağı ve su gücü, biyoenerji,rüzgâr ve güneşin hızlı gelişimi ile 2035’te kömüre yaklaşacağı öngörülüyor.— 2035’e kadar gerçekleşecek YEK gelişiminin 2/3’ü OECD üyesi olmayan ülkelerdegerçekleşeceği,— Çin’in tek başına AB, ABD ve Japonya’nın toplamından daha fazla gelişim göstereceğiöngörülüyor.Biyoyakıt— Biyoyakıt tüketimlerinin 2011’de; 1,3 mboe/d iken 2035’te 4,1 mboe/d olacağı,— Kara taşımacılığındaki toplam yakıt talebinin %8’ini oluşturacağı,— Talebin %80’den fazlasının ABD, Brezilya, AB ve Çin’de gerçekleşeceği öngörülüyor.Devlet Destekleri— YEK Teknolojilerinin; destekler, yaygınlaşma ve maliyetlerin düşmesiyle piyasadazamanla rekabet gücünü artıracağı öngörülmektedir.69

— Destekleri, 2011’e göre %11 artarak, 2012 yılında 101 milyar $ olarak gerçekleşmişolup, bu desteklerin %80’lik kısmı AB ülkelerinde gerçekleşmiştir.— Desteklerin, 2035 yılında 220 milyar $ seviyelerinde gerçekleşeceği,— Rüzgârın birçok bölgede, Güneşin sınırlı bölgelerde rekabet gücüne ulaşacağıöngörülmektedir.Yatırım— 2013’ten 2035’e kadar toplam 6,5 Trilyon $ YEK teknolojileri yatırım gerektiği (%5Biyoyakıt),— 2035’e kadar yapılacak yeni santral yatırımlarının %62’sinin YEK santralleri olacağı,— YEK santrallerinin enterkonnekte sisteme bağlantıları için 260 milyar $ gerektiği,Özellikle artan Rüzgâr ve Güneş üretimlerinin, sistem işletmesini ve güç piyasasıtasarımını değiştireceği, ayrıca diğer jeneratörlerin karlılığını düşüreceğiöngörülüyor.70

5.7.BÖLÜM 7(Murat Kaan KAVRUK)Enerji Verimliliği Görünümü· Hükümetlerin yenilenebilir enerjiye yönlenmeleri ve yükselen enerji fiyatlarıküresel enerji ihtiyacındaki artış hızını doğrudan etkilemektedir.· GDP’nin bir birimi olan toplam enerji kullanımı 2012’de %1,5 azalmıştır.· 2000 ile 2010 arasındaki düşüş %0,4 civarıydı.· 2012’de enerji kullanım ihtiyacında en fazla gelişim gösteren ülkeler Rusya veÇin’dir.· Çin’in enerji ihtiyacı şu anki Dünya ortalamasının yaklaşık 2 mislidir.· Amerikan-Çin hava değişim çalışma topluluğu enerji verimliğini araştırmaktadır.· Bu kurumun yaptığı araştırmalara göre 2035 yılında 910 Mtoe enerji verimliliğisağlanacaktır ki bu rakam şu an Avrupa Birliğinin kullandığı enerjinin yarısıkadardır.· 2035 yılında Endüstride %37 ve konutlarda %26 oranında enerji verimliliğininsağlanması hedeflenmektedir.· 2035 yılında ulaşımda harcanan petrol kullanımı 5 milyon varil/gün azaltılmasıhedeflenmektedir ki bu toplam enerji verimliliğinin %31’ini oluşturacaktır.· Çin, Hindistan ve ABD gibi ülkelerdeki sınır verimlilikte çalışan fosil yakıtlısantrallerin geliştirilmesi enerji verimliliğinde önemli bir adım olacaktır.· Verimli Dünya Senaryosu’nun amacı binalarda %40, endüstride %23 ve ulaşımda%21 oranında enerji verimliliği sağlamaktır· Karbon salınımından dolayı 2020’de uzun dönem sıcaklık artışı 3 derece olacaktır.· Yeni Politikalar Senaryosunda bazı uygulamaların da uygulanması durumunda burakam 2 dereceye indirilebilir.· Son 20 yılda Dünya’nın hemen hemen her bölgesinden enerji yoğunluğu geliştirildi.1990’lardaki gelişim oranı yıllık %1,4 iken bu oran 2000’lerde yıllık %1,8civarlarında seyretti.· 11. ve 12. 5 yıllık planlarında Çin endüstrisindeki kullanacağı enerjiyi azaltmaprojelerini tanıttı.· Çin’in enerji tüketimini çelik ve çimento sektörü domine etmektedir.71

· Çin 2006-2009 yılları arasında endüstrideki enerji ihtiyaçlarını 105 Mtoe kadarazaltmıştır.· Japonya 1999’da açıkladığı Top-Runner Programına göre ulaşım sektöründekikişisel yakıt tüketimini 15 yıl içerisinde %23 oranında azaltmayı hedeflemiş ve buhedefe 2005 yılında ulaşmayı başarabilmiştir.· Japonya Top-Runner programıyla 2010 yılında 0,2 milyon v/g petrol tüketimindeazaltıma gitmişlerdir.· Almanya’daki Kfw Gelişim Bankası enerji verimliliğine yönelik düşük faizli kredilersunarak evlerin %75’ini enerji verimliliğine gitmesine zorlamıştır. Bu sayedeevlerdeki enerji tüketimi %30 düşürülmüştür. Bankanın programıyla 2011 yılındaevlerin tüketiminde 690 Euro’luk enerji verimliliği sağlanmıştır.· Bununla birlikte Japonya’da 2005-2011 yılları arasında toplam yıllık 4 milyon tonlukkarbon salınımında azalma olmuştur.· Dünya’daki küresel endüstri enerji yoğunluğu 2005-2012 yılları arasında %3azalmıştır. Çin’deki azalma %25 iken, Orta Doğu’da %20’lik bir artış söz konusudur.· Yeni Enerji Politikalar Senaryosuna göre yapılacak uygulamalarda 2035 yılına kadarDünya’da yıllık %1,9 oranında enerji verimliliği sağlanırken mevcut uygulamalardevam ettiği takdirde bu oran yıllık %1,6 ‘da kalacaktır.· Yeni Politikalar Senaryosunu kendi ülkelerine uygulayabilen başlıca bölgeler Çin,Kuzey Amerika ve Avrupa’dır. Çin bu senaryo ile 2011-2035 arası yıllık enerji talepartışını %2,2’den %1,9’a düşürmeyi hedeflemektedir. Çin ayrıca enerji verimliliği veekonomisindeki yapısal değişiklikler ile 2011 ile 2035 arasında enerji yoğunluğunu%60 oranında azaltmayı amaçlamaktadır.· Kuzey Amerika uyguladığı politikalar ile en büyük 2. enerji verimliliği sağlayan bölgeolmayı başarabilmiştir. Ulaşım, endüstri ve bina sektöründeki enerji verimliliğihamleleri ile enerji yoğunluğunu ileriki yıllarda %40’lara kadar düşürebileceklerdir.· Yeni Politikalar Senaryosu’na göre 2035’teki küresel enerji kurtarımı mevcutpolitikalara göre 1260 Mtoe fazla olacaktır. Bu rakam Mevcut PolitikalarSenaryosu’na göre %7 daha düşüktür.· Yeni Politikalar Senaryosu ile endüstride %37, ulaşımda %31 ve binalarda %26oranında enerji tasarrufu sağlanabilir.· Global enerji tüketiminin %30’undan ve karbon salınımının %33’ünden endüstrisektörü sorumludur.72

· Endüstriyel enerji tüketiminin 2250 Mtoe’lardan 3530 Mtoe’lara çıkacağı tahminedilmektedir.· Güncel Politikalar Senaryosu’na göre 2011’de 2890 Mtoe enerji tüketimi olansektörün 2035’te 3690 Mtoe olması bekleniyor. Isınma, otomasyon ve kontrolsistemlerinin geliştirilmesi ile bu sektörde de enerji verimliliğinin arttırılmasıhedeflenmektedir.· Yeni Politikalar Senaryosu’na göre Çin’in enerji verimliliği Dünya enerjiverimliliğinin 3’te birini oluşturmaktadır.· Mevcut Politikalar Senaryosu’na göre 2013-2035 yılları arasında enerji verimliliğineyapılan yatırımların %60’ını OECD ülkeleri karşılayacaktır.· Yeni politikalar senaryosuna göre 2035 yılında Çin enerji ithalatında 130 milyardolar enerji verimliliği sağlayacaktır. 2. sırada 95 milyar dolar ile ABD gelmektedir.73

5.8.BÖLÜM 8(Çağrı SAĞLAM)Enerji ve Rekabetçilik74· Son yıllarda, ülkeler ve bölgeler arasında enerji fiyatlarında belirgin farkların ortayaçıkması ile beraber uluslararası rekabet içerisinde enerjinin rolü; siyasi, ekonomikve çevresel tartışmalarda canlı bir konu haline gelmiştir.· “Uluslararası rekabet” firmaların ve ekonomilerin uluslararası alanda birbirleriylerekabet etme yeteneğini ifade etmektedir. Enerji rekabeti ise enerji hizmetlerinin birdiğer ekonomiye göre maliyetlerini ifade etmektedir.· Enerji maliyeti, ürün ve hizmet üretimindeki girdi maliyetlerinden sadece birtanesidir; ancak enerji dışı maliyetler de enerji fiyatlarından etkilenmektedir.· Enerji tüketimi sübvansiyonları enerji yoğun sektörleri daha rekabetçi yapabilir;ancak genel ekonomi, piyasa aksaklıkları nedeniyle daha az rekabetçi olmakta veekonomik verimlilik sosyal refah kaybına neden olmaktadır.· Yeni Politikalar Senaryosuna göre 2035 yılına kadar ABD’deki sanayide kullanılanenerji fiyatları artmakta; fakat AB, Japonya ve Çin’dekinin altında kalmaktadır. Bufiyat artışı, fosil yakıtların fiyatının artması, yeni enerji santralleri maliyetlerindenkaynaklanmaktadır.· İşgücü maliyeti de ürün ve hizmetlerin üretimindeki girdilerden bir tanesidir. Vasıflıişgücü maliyeti bölgeler arasında önemli farklılıklar göstermektedir; ancakgelişmekte olan ekonomilerde ücretlerin artması ve iş gücü piyasasının dahauluslararası hale gelmesiyle beraber, son yıllarda etkisi azalmaktadır.· Döviz kuru hareketlerinin de rekabet gücü üzerinde önemli bir etkisi olmaktadır.Dolar karşısında güçlü bir para birimi, enerji ve diğer hammadde ithalatınınmaliyetini düşürürken uluslararası rekabette yerel firmaların yeteneğinisınırlayabilir, ihracatın azalmasına sebep olabilir.· Çeşitli işaretler, ABD’nin Japonya, AB ve diğer enerji ithalatçısı ülkeler karşısındadaha rekabetçi bir sanayiye sahip olduğunu göstermektedir. Hâlihazırda birçok öndegelen üretim firması (General Electric, Ford, Dow, BASF, Voestalpine, Caterpillar)ABD’de yeni üretim tesisleri kuracaklarını açıklamışlardır.· Prensip olarak, karbon fiyatı uygulanması sanayi üretiminin maliyetiniartırmaktadır. Bu durum, karbon fiyatı ve karbon vergisi uygulayan ülkelerdekitesislerin uygulamayan ülkelere taşınması sonucunu vererek “karbon kaçağı”denilen durumu ortaya çıkaracaktır.· ABD’de, farazi olarak 10$/ 1 ton CO2 fiyatı uygulaması sonucunda fiyatlar, çimentosektöründe %6, alüminyum sektöründe %5, kâğıt sektöründe %2 ve demir çelik ilekimya sektöründe ise %1 artacaktır. İklim değişikliği alanında yapılacak bir uluslararası anlaşmada, örneğin karbon fiyatı uygulaması enerji yoğun sektörlerde ortayaçıkacak eşitsizliği giderecektir.· 1987-2011 yılları aralığında sanayide kullanılan enerji miktarı %55 artmıştır veYeni Politikalar Senaryosuna göre 2035 yılında %37 artması beklenmektedir. Enerji

yoğun sektörlerde görülen bu talep daralması, üretim sürecinin değiştirilmesi veverimliliğin sağlanması ile açıklanmaktadır.· Birçok gelişmekte olan ülkede, enerji yoğun ürünlere karşı yerel talep artmakta vebu da yatırımları o ülkelere doğru çekmektedir; ancak enerji maliyetleri, özellikleOECD ülkeleri için, daha belirleyici bir rol oynamaktadır.· Şirketlerin kullandıkları enerji maliyetlerinin değişmesi sadece sanayi ve enerjirekabetini değil, aynı zamanda bütün ekonominin rekabetçiliğini etkilemektedir.Ekonomik rekabet kaybı, uzun vadede daha az enerji yoğun ürün ve hizmetüretimine doğru kaynakların tahsis edilmesini sağlayacaktır. Tersine, göreli enerjimaliyetlerinde bir düşüş ekonomik rekabet gücünü artırmaktadır.· Rekabetçi fiyatlı enerji sanayi malları, enerji ürünlerinin üretim maliyetini dedüşürmekte ve ekonomik aktivitenin, ekipman, malzeme ve hizmetlere olan talepleriartırarak canlanmasına yardımcı olmaktadır.· Rekabetçilikteki herhangi bir kayıp GSYİH’nın göreceli olarak düşmesi ilesonuçlanmaktadır. Düşük enerji fiyatları ile ülkeler; artan yatırım, yüksek gelir veticaret dengesindeki iyileşme ile makroekonomik artışın tadına varabileceklerdir.· Enerji rekabet gücünü artırmak için enerji fiyatlarını minimize etmek ve fiyat artışıetkilerini en aza indirmek gibi önemli bir kapsam bulunmaktadır.· Nihai kullanıcılara yönelik olarak enerji fiyatlarının azaltılması için vergilerinazaltılması gereklidir; ancak bu durum enerjinin ekonomi üzerindeki toplamyükünde herhangi bir değişikliğe yol açmadığı gibi enerji ithalatının ve emisyonlarınazaltılması çabalarının da önüne geçecektir.75

5.9.BÖLÜM 9(Ali Osman KILIÇASLAN)Günümüzde Brezilya Enerji Sektörü-Brezilya enerji sektörü 1990 yılına göre 2 kat büyümüştür.-Daha karbon bağımsız bir enerji yapısına sahiptir.-Birincil enerji talebini %45 oranında yenilenebilir enerji ile karşılamaktadır.-Brezilya çok büyük kapasitede hidroelektrik santrallere sahiptir-Toplam hidrolik enerjisi ; %80 Elektrik ihtiyacını karşılıyor.-Amazon Bölgesinde inşaatı devam eden toplam 20 GW kurulu güce sahip HES’lervar.-Ulaşım sektöründe biyoyakıtların (şekerkamışı, etanol )payı %15 ve gittikçeartıyor.-Brezilya derin deniz petrol ve doğalgaz keşifleri artmakta ama hala yeterli düzeydedeğil (pre-salt 2mb/gün)-Ülke kendi ihtiyaçlarını karşılayabilecek bir enerji sistemine sahiptir.-Yenilenebilir enerji ivmesi ile enerjide hızlı gelişim var, tüm evlerin elektriğeulaşımı %99 oranında ve sanayinin enerjiyle paralel geliştiği gözlenmektedir.-Çok büyük hidroelektrik santraller (Dünya da 2.büyük: İtapiu-14 GWh)-Brezilya her ne kadar enerji konusunda başarılı bir yolda ilerlerse de da bazızorluklar yaşamakta bunlar;-Hızla gelişen ekonomiye ve orta sınıfın talep hızına enerjinin yetersiz kalabilmesi-Biyoçeşitlilik ve su kullanımı içe içe sektörler ve enerji sektöründe hidrolik enerjive biyoenerjinin birbiriyle etkileşen sektörlerin olması sebebiyle problemleroluşabilmesi-Enerjinin suya aşırı bağımlı olması nedeniyle arz güvenliği riskleri,şeklinde sıralanabilir.-Hidrolik ve biyoyakıt enerjide önemli paya sahiptir-Doğalgaz talebinde patlama oldu. 1990’dan 2011’e %2 den %10’a oranına kadaryükseldi.-Luz Para Todos (Herkese Işık ) programı ile 2003 yılından 2014 e %100 elektriğeulaşım hedefine 2013 yılında %1 oranında yaklaştı76

-Bu program sayesinde “Aşırı Fakirlik Oranı” %17den %6 a çekildi. (1990 dan 2009yılında kadar)-Bulsa Aile Programı ile Brezilyada orta gelir sınıfına 2003 ten 2009 yılına kadar 25milyon kişi katıldı.-Orta sınıfın artması Brezilya enerji talebinin artmasının en önemli etmenlerdenbiridir. (Ev talebinde yeni aletlerin alınması ve tüketimini artması gibi…)-Ulaşım sektörünün enerji talebi %4/yıl artış gösteriyor.(Baz yıl:1990)-Biyoyakıt payı %15. Az da olsa doğalgaz payı artıyor.-Enerji kullanan en önemli anahtar sektör: Sanayi 1990-2011 yıllık %3,5 artışgösterdi. (sanayi sektörünün neredeyse beşte biri demir çelik sektörü-yerli ve ithalkömürden oluşmaktadır)Brezilya Enerji DengesiŞekil.1 Brezilya Enerji Dengesi77

Tablo.1 Sektör Bazlı Kaynaklara Göre Enerji Kullanımı Tablos- HES kurulu gücü kapasitesi elektrik arzının %70’ini oluşturuyor (Bazı durumlardaüretimde %80 ve %90 oranına kadar çıkabilen üretim payları)-Diğer enerji kaynaklarının payı az ancak zamanla artıyor.-Genelde Şeker kamışından yapılan biyoyakıtlar elektrik payında %6’ya yükseldi.-Fosil yakıtlar 2011 yılında sadece %10 yükselebildi (HES kapasitesinde göre %13’eçıkabiliyor. )-Elektrik ithalatı %6 civarında (Paraguay ile, İtapiu HES nedeniyle)-Paraguay sınırında İtapiu HES Dünyada 2. büyük HES: 14 GWh kapasite, 100 TWhüretim (2012 )-Yıllık elektrik talebi %4 büyümesine rağmen kişi başına elektrik tüketimi haladüşüktür.-Brezilya HES potansiyelinin sadece üçte birini kullanıyor yani bu konuda dahaalmaları gereken çok yol var. (245 GW tahmini hidroelektrik potansiyeline sahip)-Çevre kaygıları nedeniyle yeni hidrolik santrallerin nehir tipi olması projeleri varfakat depolama olmayacağından elektrik üretiminin mevsimsel değişimlere dahaçok hassas olacaktır.-2001-2002 Brezilya Enerji Krizi çıkmasının nedenleri kısaca;78-Talebin üretimden daha hızlı artması-Elektrik sektörünün çeşitlendirilmesine yönelik çalışmaların yapılmaması sonuncumevsimsel değişikliklere daha hassas halde olması-2001 yazının çok kurak geçmesi ile arz-talep dengesinin bozulması (Büyük elektrikkesintileri yaşandı)

şeklinde özetlenebilir.-Bu sonuçlar ülke daha yatırımları planlanması ve enerji modellerinin çıktılarınagöre yatırımları yönlendirilmesi gerekliliğine dair tartışmalara yol açmıştı.-Bu gelişmeler evlerde elektrik kullanımı ve enerji verimliliği konusunda halkınbilinçlenmesini sağladı.-2005 yılından bu zamana 500’den fazla elektrik üretim projesi anlaşması imzalandı(65GWh)-Bu projeler yenilenebilir ağırlıklı olup, büyük HES santraller, rüzgar ya da güneşgibi projeler öncelikle kabul edilmektedir ve yeni termik santraller şeklindedir.-Bu anlaşmalar ile gelecek yeni fosil yakıtlı termik santraller ile iletim ve dağıtımsistemi daha dengeli hale gelebilecektir.Brezilyada Biyoyakıt- Şeker kamışı ön önemli biyoyakıt.-Önceleri sadece ulaşım amaçlı biyoyakıt kullanımı vardı.-Etanol: Brezilya ulaşımının 1990 yılından %13-21 ini Etanolden karşılamıştır.-Brezilya enerji sistemi biyoenerji kullanımına oldukça uygundur.-Yeni araç satışlarının %90’ı, tümünün ise %50 si etanol yakıt teknolojine uygun.-Araç sahipleri hem etanol hem de benzin kullanabildikleri için etonal ve benzintercihleri fiyatlara göre değişmektedir.Petrol ve Gaz-Petrobras 1997 yılından sonra monopol özelliğinin sona erdirilmesi ile Brezilyahidrokarbon kaynakları ile uluslararası anlamda önemli bir yatırım ülkesi halinegeldi.-Bu kaynakların bulunması sürecinde aramalarda Brezilya her geçen gün dahaderinlere sondajlarla arama yaparken Santos dünyanın önde gelen petrol ve gazillerinden biri olma potansiyelini kanıtlamış oldu.-Petrobras’ın 1997 de tekel özelliğinin bitirilmesi ile uluslararası yatırımlara dahaaçık hale geldi ve 1998 ile 2008 arasında 78 şirket lisans almayı başardı.Enerji kaynaklı Karbondioksit Emisyonları ve Enerji Verimliği-2011 yılında SGE: 409Mt –düşük karbon yoğunluğu79

-Ekonomisi Rusya’dan yüzde 20 daha büyük olmasına rağmen Rusya’nın neredeyse4’te biri oranında yıllık emisyona sahip.-Enerji sektörü Brezilya’da hiçbir zaman en büyük emisyon payına sahip olmadı.-2005 yılından beri Brezilya ormansızlaştırmayı engellemek adına yaptığı çalışmalarsonucunda AKAKDO emisyonları azaldı.-Enerji emisyonları ise iki katına çıktı.Kaynaklara Göre Brezilya SG Emisyonları-Brezilya’nın Enerji Yoğunluğunun Dünya ve Bölgesel Ortalamalar ileKarşılaştırılması-Brezilya’nın Birincil Enerji Yoğunluğu-Brezilya’nın Enerji yoğunluğu (birincil enerji talebi/GDP)karşılaştırılabilecek seviyededir.değerleri OECD ile-2011 verilerine göre 1000 dolarlık GDP oluşturmak için 0.18 TOE yeterli oluyor,OECD ülkelerinin 0.12 TOE değeriyle karşılaştırıldığında bu değer gayet iyi.-Fakat Brezilya olmadan BRICS ülkelerinin Enerji yoğunluğu dünya ortalaması olan0.19 değerinin neredeyse iki katı: 0,38 TOE.BRICS: Brezilya, Rusya, Hindistan, Çin ve Güney AfrikaBölgesel ve Global İlişkiler-Brezilya; aşırı derecede artan ülke piyasası nedeniyle dış ticareti ve uluslararasımarketlerde çok güçlü değil.-Gayrı Safi Milli Hâsılasının yarısı dış ticaretten gelen diğer BRICS ülkeleri ilekarşılaştırıldığında, dış ticaret hacmi; GSMH sının sadece dörtte birini oluşturuyor.-Enerji bu ticarette önemli bir konumda yer almaktadır.-Arjantin, Venezuella, Kolombiya ve Peru; Brezilya’ya petrol ürünleri ve kömür ihraçediyor.-Brezilya ile Paraguay arasında İtapiu Barajı nedeniyle elektrik satın alırken, Bolivyaile de doğalgaz anlaşması gereği yıllık 10 bcm doğalgaz satın almaktadır. Bolivya ileBrezilya arasında 2012 yılında 3 milyar dolarlık bir ticaret olmuştur ki bu rakamBolivya’nın GSMH’nin üçte birine denk gelmektedir.-Çin ile Brezilya arasında ticaret geçen sene tam 33 kat artarak 77 milyar dolar ileÇin Brezilya’nın en önemli dış ticaret ortağı haline gelmiştir.80

-Brezilya’nın Doğalgaz ve Diğer Petrol Ürünlerinde Kendine YeterliliğiAfrika ile Önemli Ticari İlişkiler-Brezilyanın ikincil önemli dış ticaret ortak grubu Afrika ülkeleridir.-Brezilya Afrika ülkeleri için sürdürülebilir kalkınmada örnek bir ülke haline geldiğison on yılda, Brezilya çabalarını oldukça fazla artırarak Afrika ile olan ticaret payınıyüzde 5’lere (2012 yılında 2002 göre 4 kat fazla ) kadar yükseltmiştir.-Yeni Politikalar Senaryosu; Mevcut Senaryolar + Brezilya’nın Politika niyetlerininmütevazı oranda gerçekleşmesi olarak ifade edilmektedir.Yeni Politikalar Senaryosu Enerji Fiyatları Senaryosu Varsayımları-Petrol ürünleri için fiyatlar tamamen uluslararası piyasalarla paralel gideceğidüşünülmüştür.-LPG evlerde kullanımı artırmaya yönelik bir fiyat politikası izlenecektir.-Yüksek petrol fiyatları etanolün ulaştırmada, doğalgazın sanayide rekabetedilebilirliğini artıracaktır.Brezilya’da doğalgaz fiyatları uluslararası piyasalardaki belirsizliklere bağlıdır vearz talep dengesine göre değişebilmektedir.Doğalgaz ve LNG Fiyatları-2012 yılında yerel gaz fiyatları $ 8-10/Mbtu-2012 yılında ithal LNG Fiyatı : $12 /Mbtu (Bolivya’dan maliyeti $10-11/Mbtu); YPSgöre 2035 yılında ithal doğalgazın fiyatı $11-13/Mbtu civarında olacaktır. Sonkullanıcıya 2035 maliyeti $17/Mbtu;-Bu rakamlar OECD ortalamasından yüksek ve Kuzey Amerika’da sanayidekullanıcılarının ödediği fiyatın tam 4 katıdır.Elektrik Fiyatları-Elektrik fiyatları 2012 yılında artarak;-Sanayinin ödediği miktar: $178 /MWh (OECD ve BRICS ülkelerinden daha yüksek )-Ev kullanıcılarına ise $237 /MWh (OECD ort. yakın ama hızlı gelişen ülkelere göreyüksek) olmuştur.-Yeni senaryoya göre fiyatların sanayide %28; ev kullanıcılarında ise %16 oranındadüşeceği göz önüne alınmıştır.81

Yeni Politikalar Senaryosunun Varsayımlarından Bazıları-%36 SGE (Seragazı Emsiyonları) azaltımı-2020 yılı (BAU senaryoya göre)-Rio de Janario Bölgesinde ETS( Emisyon Ticaret Sistemi) 2014 başlıyor.-Enerji Verimliliği Programına göre sektörler gelirlerinin %0,5’ini enerjiverimliliğine harcamak zorundalar.-Doğalgaz arzını artırmak için doğalgaz iletim hattının iyileştirilmesi planları var.(Brezilya 10 yıllık DG Hattı Gelişimi Planı )-Kayıp kaçakların önlenmesi ve yenilenebilir hedeflerine ulaşmak için ihalelerindüzenlenmesi.82

5.10.BÖLÜM 10(Fehime ATILGAN)Brezilya’nın Yerli Enerji Tüketimi İçin BeklentilerBrezilya’nın bol ve çeşitli enerji kaynakları, ülkenin tümünün elektriğe erişimininsağlanması da dâhil olmak üzere, ülkenin enerji kullanımında %80 oranında birartışı da karşılayacak niteliktedir.· Genişleyen orta sınıfın ihtiyaçları ve ulaştırma sektörü kaynaklı yakıt talebindegüçlü bir artış, elektrik tüketiminin iki katına çıkmasına yol açacağı beklenmektedir.· Böylesi bir talebin karşılanması enerji sisteminde doğru zamanda köklü yatırımları(yılda ortalama 90 milyar dolar) gerektirecektir.· 2035’te birincil enerji talebi %56 ve %88 arasında bir artış gösterecektir.Brezilya’nın kişi başına enerji tüketimi dünya ortalamasının yaklaşık dörtte üçü vebu senaryo 2035’te dünya ortalama seviyesini yükselten 3 senaryodan biri.· Fosil yakıtlar ve yenilenebilir enerjinin 2035 senaryosunda fazla değişmediği,· Petrolün payı %41’den %34’de, doğalgaz %9’dan %16’ya kömür ise %5 düzeylerdekalacağı,· Yenilenebilir enerjinin payı %43’ler de olup Brezilya’nın 2035’te düşük karbonluenerji gelişiminde dünya lideri olmaya devam edeceği,öngörülmektedir.Elektrik Talebi· 2035’de elektrik talebindeki yükseliş konut ve hizmet sektöründe binalarda -ikisektörün toplam elektrik tüketiminin yarsısından fazlası burada harcanmaktadıroluşmuştur.· Sanayideki elektrik tüketimi 180 TWh· Brezilya’da iletim ve dağıtımdan kaynaklanan kayıplar 2035 de azalmasına rağmenoldukça yüksektir.Üretim kapasitesi· Yeni senaryoda; 2012’de 118 GWh olan toplam üretim kapasitesi 2035’de 260 GWholacaktır.· Hidroelektrik kapasitesinin 70 GWh’ e ulaşacağını· Gaz yakıtlarıyla çalışan santrallerin 30 GWh’in üstünde olacağını ve bunu etkileyenen büyük etkenin elektrik arzı olduğunu83

· Rüzgâr enerjisi de gaz gibi 2035’te büyük artış göstereceğini, bu artışı da ülkeninkuzeyi ve güneyinden esen kaliteli rüzgârların sağlayacağı· Biyoenerji kapasitesi var olan kapasitesinin iki katı kadar büyüyeceği· Güneş enerjisinin avantajları anlaşılıp, teknolojik maliyeti düşüşüyle yükselişegeçeceği· Petrol, kömür, nükleer 2035’de toplam üretim kapasitesi içinde küçük bir rolü olup,her birinin 5 GWh seviyelerinde olacağı,öngörülmektedir.Enerji Üretimi· Hidroelektriğin 2035’te büyük bir paya sahip olacağı ama toplam üretimdekipayının 2011’e göre %81’den %62 ye düşeceği,· Yenilenebilir enerjide rüzgâr ve güneş enerjisinin hızlı bir yükselişe geçeceği(%1’den küçük bir orandan %9 yükselecek) öngörülmektedir.İletim ve Dağıtım· Brezilya’da hızlı artan enerji talebi, bu talebi karşılayacak arzın güvenirliği içiniletim ve dağıtım şebekesi hızla genişlemektedir.· Şuanki iletim hatları 107 bin km. (230 kilovolt-750 kV)· İletim Genişleme Programı (PET) artan enerji talebini on yıllık (2013-2022) iletimplanını karşılamak için yeni iletim hatlarının 50 bin km daha genişleyeceğiniöngörmektedir.Ortalama Yıllık Yatırımlar· Senaryoya göre 2013’ten 2035’e kadar elektrik tüketimi için yatırımın 300 milyondolar, iletim ve dağıtıma 250 milyon dolar ve 2035’te yıllık ortalama yatırımların 24milyon doları bulacağı tahmin edilmektedir.Brezilya’da yapılan yatırımlarla yenilenebilir enerji 2011’de 14TWh’ken 2035’de onkatı yani 140 TWh ulaşacağını öngörmektedir.· Endüstri: 2011’de 82 milyon (TEP) olan endüstrideki enerji tüketiminin 2035’de148 milyon (TEP) olacağı bu da endüstrideki tüketimin %80 büyüceğini ve ciddi birtalep artışını beraberinde getirmekte olduğunu,· Endüstrideki biyoenerji kullanımı %42’den %38’e düşse de, Brezilya biyoenerjikullanmada dünyada en büyük paya sahip ülke olduğunu,84

· Sektörde petrol kullanma payı %15’den %11’e düşeceğini, doğalgaz payının dasektörde artış göstereceği öngörülmektedir.· Ulaştırma: Ülkede ulaşımdaki enerji tüketimi 2011’den 2035’e yıllık ortalama %2,5artış göstermektedir. Kullanılan enerjinin çoğu karayollarındaki talep artışı ileorantılı olsa da; enerji tüketimi hava ulaşımı (%3,4), demiryolu ulaşımı da (%2,5)artmaktadır.· Konut ve hizmet: 2011’de ülkede konut ve hizmetlerde 35 milyon TEP enerjitüketilmiştir. Ülkedeki elektrik tüketiminin hemen hemen yarısı bu sektördetüketilmektedir.· Büyüme ile orantılı olarak hızla elektrik ağı genişletilmeye gidilmiştir.· 2035’de elektrik tüketimi 57 milyon TEP olacağı, yılda ortalama %3,3 artış olacağı,· Sektörde petrol, gaz ve biyoyakıtların kullanımının 2035’te azalacağıöngörülmektedir.· Petrol Ürünleri:Senaryoya göre 2035’te Brezilya’daki petrol talebi günlük 1 milyonvaril. En büyük tüketim artışının biyodizel ve etanolde olacağı (% 5,8- %3,9) günlük780 bin varile ulaşılacağı,· Doğalgaz:Uluslararası standartlara göre gaz tüketimi düşüktür. En çok sanayi,konut ve hizmet sektöründe harcanacağı,· Kömür:2011’de 22 milyon ton olan kömür tüketiminin 2035’de 34 milyon olacağıve tüketiminin çoğunun demir çelik sektöründe olacağı,· Yenilenebilir Enerji: Yenilenebilir enerji hidroelektrik hariç 2011’den 2035’e %90artacağı, en çok kullanımın ulaştırma ve sanayi sektöründe olacağı,öngörülmektedir.· Sonuç olarak;Brezilya'daki yeni elektrik üretimi ve dağıtımına yönelik açık artırmasistemi, sektöre yeni sermaye akışının sağlanması ve son kullanıcılar üstündeki fiyatbaskısının düşürülmesi için kritik bir önem taşıyacağı,· Sağlıklı işleyen ve yeni girişimcilere açık bir doğalgaz piyasasının gelişimi yatırımlarıteşvik edeceği ve sanayisinin rekabet gücünü artıracağı,· Enerji verimliliği politikalarına daha fazla ağırlık verilmesi hızla büyüyen enerjisistemi üzerinde ortaya çıkabilecek muhtemel baskıları azaltacağı, öngörülmektedir.85

5.11.BÖLÜM 11(Ömer Faruk DEMİRKOL)Brezilya’nın Kaynakları ve Arz Potansiyeli· Brezilya'nın kaynakları bol ve çeşitlidir; her geçen yıl üzerine ekleyerek gelişimsağlıyor ve bu da ülkeyi küresel enerji üreticilerinin üst saflarına taşımaktadır. Derindeniz petrol üretimi, geniş hacimli gaz üretimi ile bu yol açılabilir. Brezilya, ayrıcayenilenebilir kaynaklardan üretimini neredeyse iki katına çıkarttı. Ön planda olanhidroelektrik, biyoenerji ve rüzgâr enerjisi bu kaynakların en önemli olanlarıdır.· Yeni Politikalar Senaryosuna göre, petrol üretimi 2012 yılında 2.2 mb/d, 2020yılında 4.1 mb/d ve 2035 yılında 6 mb/d olması tahmin ediliyor. Bu tahminler,Brezilya'nın deniz üretimine, tuz yataklarına, onların gelişimine ve gerekliyatırımlara dayalıdır ve bunlar temel alınarak yapılmaktadır. Yıllar içinde deyargıdaki karışıklığın iyi yönde giderilmesi ve tedarik zincirinin sağlanmasımuhtemeldir. Ayrıca, bir yükselen Brezilya modelinde, 2020 yılında zaten 5mb/daşan bir grafik olması tahmin edilmektedir.· Doğal gaz üretimi, Yeni Politikalar Senaryosuna göre kuvvetli bir şekilde büyümeyedevam edecek ve 2035 yılına kadar 90 milyar metreküpten daha fazla olacaktır. Bubüyüme en çok alınacak kararlara bağlıdır. Offshore gaz üretimi ve buna bağlırezervuardaki petrol üretimi, yani onshore potansiyel ve bunun yanında da şeyl gazkaynakları bu büyümeyi etkileyecek potansiyellerdir.· Brezilya’nın hidrolik potansiyelinin sadece 3 te 1 i kullanılmaktadır. Geri kalankısmın yüksek payı Amazon bölgesinde olmakla beraber bir dizi sosyal ve çevreseletmenlere tabidir. Brezilya makamları bu konuyu çözmek için çalışıyor ve çevreselkaygılar için hidroelektrik santraller platformu oluşturmuş durumda. Amazonbölgesi limitsiz bir şekilde yeni projelere dâhil edilse, Yeni Politikalar Senaryosunagöre 2035 de 70 GW’lık bir hidrolik potansiyel genleşmesi yaşanması tahminedilmektedir.· Biyoyakıt üretiminde Brezilya'nın üretiminin 3 kat büyüyerek 2035 yılında 1mboe/d olması tahmin edilmektedir. Bölgeler üzerinde kültürel ve çevresel şartlarauygun bir genişleme elde edildi, buna bağlı olarak çevreye hassas tedarik alanlarıoluşturuldu. Toplama baktığımızda % 80 oranında şeker kamışı etanol biyoyakıtkaynağı arzını domine etmeyi sürdürmektedir. Biyoyakıt arzı için, önemli ve hâkimkaynaklardır. 2035’e kadar gelişmiş biyoyakıtlar, yapılan yatırımlara bağlı olaraküretimde artan paya sahip olacaktır.86· Rüzgâr enerjisi kaynağı, yenilenebilir içinde zaten temel kaynaklardan biri vegelişmeye devam ediyor. Brezilya’nın kuzeydoğusunda yüksek kapasitefaktörlerinde ve uluslararası standartlarda yapılar inşa edildi ve projelersürdürülmektedir. Güneş kaynakları yaygın bir alanda kullanılmakla birlikte,

ağımsız uygulamalarda, elektrik üretiminde ve su ısıtması amacı ilekullanılmaktadır.87

5.12.BÖLÜM 12(Dilek AĞRI)Brezilya Enerji Kalkınmasının Olası SonuçlarıEnerji ve Brezilya Ekonomisi· Yeni Politikalar çerçevesinde; ülkenin enerji arz projeksiyonlarının karşılanması içinenerji sektöründe toplamda 2,1 trilyon $, yılda ise 90 milyar $ yatırım ihtiyacıbulunmaktadır. Bu yatırımların da %64’ü petrol sektörü için olup, bu da yıllık 57milyar $ olmaktadır.· GSYİH’nin bir bileşeni olarak, Brezilya’daki yatırım payı uluslararası standartlarınaltında kaldığı için (%20’den daha az), enerji sektöründe sermaye harcamalarındaartışı sağlamak politika öncelikleri arasında yer almaktadır.· Raporda Brezilya’da yatırımların büyük kısmının ekonomideki diğer üretkensektörlerdense petrol sektörüne yoğunlaştırılarak büyük bir risk alındığı ve ülkeninbu konuda dikkatli olması gerektiği belirtilmektedir.Yeni politika senaryosu çerçevesinde, Brezilya’nın enerji arz altyapısınaortalama yıllık yatırım ihtiyacı88

· Projeksiyonlar; Brezilya’nın özellikle denizaltı ekipmanının üretiminde, küreselenerji harcamaları anlamında odak noktası haline geleceğini göstermektedir. 2020yılına kadar subsea tree’lerin %44’ünün Brezilya’da üretileceği tahmin edilmektedir.Bu da üretilen her 2 subsea tree’den birinin Brezilya’da üretilmesi anlamınagelmektedir. Aynı durum FPSO’lar için de geçerlidir.Subsea treeinstalledFPSOsoperatingBrezilya’nın Yeni Politikalar Senaryosunda, 2012-2020 yılları arasıdeepwater denizaltı ekipman payı ve FPSOs. 1· Özellikle 2015 sonrasında ortaya çıkacak olan net petrol ihracatı, Brezilya’nınihracat gelirlerini arttıracak, 2020 yılında petrol ihraç hasılatının yaklaşık 50 milyar$, 2035 yılında 120 milyar $ olacağı tahmin edilmektedir. Ancak yine de bu ihracatgelirleri, GDP’nin %2,5’ini oluşturacak ve diğer ihracat ürünlerinin aşağısındakalacaktır. Bu durum da Brezilya’da “Hollanda Hastalığı” riskinin olmadığınıgöstermektedir.1 FPSOs: Dalga üretimi, depolama, gemi yük boşaltım gemileri.89

Yeni Politikalar Senaryosunda, bazı ülkelerin GDP’lerinde petrol ihraçgelirlerinin payı.Brezilya Ve Uluslararası Petrol Ve Gaz PiyasasıPetrol:· 2035 yılı döneminde Brezilya, en yüksek büyüme oranı ile küresel petrol arzınınbüyümesinde önemli bir kaynağı haline gelecektir.· Üretimde 3,8 mb/d 2 artış ile tüm petrol üreticileri arasında Irak’tan sonra ikinci,OPEC üyesi olmayan ülkeler arasında ilk sırada yer alacaktır.· Brezilya'nın bu yükselişi, 2015 yılında en büyük on küresel petrol üreticisi arasınagireceği ve projeksiyon dönemi sonunda ise Suudi Arabistan, ABD, Rusya, Irak veKanada'nın ardından altıncı büyük üretici haline geleceği belirtilmektedir.902 Mb/d: milyon varil/gün.

2012-2035 yıllarında küresel petrol arzının büyümesine katkı sağlayanlar· Yıllara göre petrol üretim, talep ve ticaret durumuna bakarsak;*CAAGR: Compound average annual growth rate.(Ortalama yıllık Büyüme Oranı)Doğal Gaz:· Yeni politika senaryosuna göre, doğal gaz üretimindeki artış, 2020’lerin sonundaBrezilya’nın arz-talebine denge getirecek, 2030’ların başlarında ise küçük oranda birfazla verilecektir.· Bolivya’dan gaz ithalatı zamanla azalma gösterecek, ancak aralarındaki mevcutsözleşme gereği, yıllık 10 milyar metreküp alım devam edecektir. Daha sonraBrezilya projeksiyon döneminde büyük bir ithalatçı konumuna gelecektir.91

· Bu durum Brezilya’nın gaz durumunu etkilemeyecektir. Ancak denize kıyısı olmayanBolivya için uluslararası piyasalara dolaylı bir yol sağlayacaktır.Yeni Politika Senaryosunda Brezilya’nın gaz dengesi· Yine yıllara göre doğal gaz üretim, talep ve ticaret durumuna bakarsak;*CAAGR: Compound average annual growth rate.(Ortalama yıllık Büyüme Oranı)Biyoyakıt Ticareti:· Brezilya, uluslararası bio-yakıt piyasasında merkezi bir role sahiptir. Hem kaynağasahip olan hem de bu kaynağını uluslararası piyasaların ihtiyaçlarını karşılamak içinüretim kapasitesini geliştirme niyetinde olan nadir ülkelerden biridir.92

· Yeni politika senaryosu döneminde, Brezilya dünyada biyo-yakıt konusunda enbüyük net ithalatçı konumunda olup, net bir ithalatçı konumunda olan ABD ise anarakibidir.· 2035’e kadar Brezilya'nın net ihracatı 0,2 mboe/d olacak ve bu da zamanının biyoyakıtticaretinin yaklaşık %40’ına denk gelecektir.Enerji Ve Çevre· Dünyadaki birçok ülke için enerji sektörünün de-karbonizasyon süreci büyük birzorluk iken Brezilya için durun farklıdır, çünkü salım oranı zaten düşüktür. Yerlienerji talebi hızla artsa bile; Düşük karbon seviyesini sürdürme profili, güçlüçevresel kimlik bilgilerini korumak ana hedeftir.Enerji İle İlgili Emisyonlar:· Küresel sera gazı emisyonlarının üçte ikisine neden olan enerji sektörü iklimdeğişikliğinde çok önemli bir rol oynarken, Brezilya’nın sera gazı salım oranıuluslararası standartların oldukça altındadır.· Yine de Brezilya, 2020 yılına kadar, yenilenebilir enerjiyi kullanımını arttırarakemisyonlarını en az %36 düşürme hedefi koymuştur.Seçilmiş bölgelerde GDP içinde CO 2 yoğunluğu, 2011-2035· Tabi konulan hedefler bu yönde olsa da projeksiyonlar, Brezilya’nın enerji ile ilgiliCO 2 emisyonlarının 2035’e kadar üçte iki oranında artacağına işaret etmektedir.93

Ama Brezilya’nın ekonomisinde karbon yoğunluğu, dünyada en düşük seviyede olanülkelerden biri olarak kalacaktır.Enerji Verimliliği:· Şekilden de görüldüğü üzere yakıt ekonomisindeki 3 gelişmeler nedeniyle, hemmutlak hem de yüzde olarak en büyük tasarruf ulaşım sektöründegerçekleşmektedir. Brezilya’da araçların verimlilik performanslarını arttırmak için“Inovar- Auto” programı başlatılmıştır.Brezilya’nın nihai yakıt kullanımına göre, ilgili sektörlerdeki enerji verimlilikpotansiyeli· Sanayi sektörü için, enerji yoğun sektörler (demir-çelik gibi) enerji tasarrufu şansınasahiptir, çünkü enerji onların üretim maliyetlerinin büyük bir kısmınıoluşturmaktadır.· Verimliliğin arttırılması her açıdan Brezilya’nın lehine olacaktır. Elektrik talebi2035 yılında 100 TWh azalacaktır ki bu 2012 yılında Itaipu hidroelektriksantralinden elde edilen üretime nerdeyse eşittir.943 Yakıt Ekonomisi: Bir motorlu aracın düşük ölçülerde yakıt tüketmesidir.

5.13.BÖLÜM 13 (Ali GÜLMEZ)Petrol Kaynaklarından Petrol RezervlerineŞekil 1 – Kaynak – Rezerv Karşılaştırması· Kullanılabilir petrol rezervleri son yıllarda gelişen teknolojinin de etkisi ile artmıştır.· Yüksek petrol fiyatları sonucunda hızlanan arama çalışmaları sonucundakonvansiyonel petrol rezervleri yıllık ortalama 14 milyar varil arttırmıştır.· Dünyanın kanıtlanmış ve olabilir rezervlerinin %80’i Ulusal Petrol Firmalarında,%7’si Büyük Firmalarda ve %13’ü Diğer Firmalarda bulunmaktadır.· Geliştirilmiş petrol üretimi ile konvansiyonel kaynaklardan yapılacak üretimde 300milyar varil civarında artış gerçekleşecektir. Geliştirilmiş Petrol Üretiminde doğruadımların atılması durumunda CO 2 depolamada önemli bir yere sahip olacaktır.· 2013 – 2035 yılları arasında petrol arz fiyatlarının karşılaştırma eğrilerinden eldeedilen sonuç petrol üretim maliyetinin petrol fiyatlarının oldukça altında olacağıdır.Petrolün SınıflandırılmasıKesin bir kural olmamasına rağmen belirli bir sahada petrol rezervinin %50’ninüzerinde kullanılması durumunda üretim miktarı da azalmaya başlamaktadır.Rezervuardaki petrolün azalması ile birlikte, üretim maliyetinin düşük olduğu95

sahalarda üretim harcamaları yükselmektedir. Petrol fiyatlarının artmadığı birortam oluşması durumunda rezervin azaldığı sahalar rekabette geri kalmaktadır.Şekil 2 – Petrol Kaynaklarının SınıflandırılmasıÜretilebilir rezerv miktarı, günümüz teknolojisinde elde edilebilir kaynak miktarınıgöstermektedir.Konvansiyonel petrol kaynağının 2200 milyar varil olduğu tahmin edilmektedir.Doğal gaz sıvıları (NGLs) ve konvansiyonel olmayan petrolün de ilave edilmesi iletoplam kaynak 5965 milyar varil olurken kanıtlanmış rezerv 1702 milyar varildir.Şekil 3 – Üretilebilir Petrol Kaynakları ve Kanıtlanmış Rezerv ( 2012 )96

Hafif sıkı petrol, şeyllerden ve diğer az geçirimli formasyonlardan çok aşamalıhidrolik çatlatma ile üretilen petrolün adlandırılması olarak kullanılmaktadır. Hafifsıkı petrolün adlandırılmasında “Şeyl Petrol” de sıklıkla kullanılmasına rağmen “ŞeylPetrol” kerogen içeren şeylleri de kastetmesi ile karışıklığa neden olmaktadır.UAE petrol sınıflandırılmasında NGLs ve ham petrolü konvansiyonel, ekstra ağırpetrol ve LTO Konvansiyonel olmayan kaynak kabul edilmiştir.Şekil 4 – Sıvı Yakıtların SınıflandırılmasıDünya Enerji Görünümünün konvansiyonel petrol verileri United States GeologicalSurvey (USGS) World Petroleum Assessment yayınından faydalanarak eldeedilmiştir. USGS değerlendirmesi kaynakları, 3 bölümde incelemektedir.· Bilinen petrol, toplam üretim ve bilinen rezervler.· Bilinen rezervlerdeki artışlar· Keşfedilmemiş petrollerin petrol jeolojisi dikkate alınarak tahmin edilmesi sonucuelde edilen tahmin97

Şekil 5 – Üretilebilir Konvansiyonel Petrol Kaynakları ve Yeni PolitikalarSenaryosuna Göre İhtiyaç Duyulan Toplam ÜretimKonvansiyonel petrol üretimi 2013 – 2035 yılları arasında Yeni PolitikalarSenaryosuna göre 560 milyar varil Günümüz Politikalar Senaryosuna göre 580milyar varil olarak gerçekleşmektedir.USGS’nin üretim yapan sahaları temel alarak oluşturduğu metodolojiye görekeşfedilmemiş petrol ve rezerv büyümesi ile elde edilen rezervler fiyatlarda veteknolojide büyük değişiklikler olmadan da gerçekleştirilebilecektir.Son 20 yıldır keşfedilen rezerv büyüklüklerinin 30 milyon varil ile 3 milyar varilarasında olması Dünya’nın geniş rezervlerinin artık keşfedildiği yorumunuyaptırmaktadır.Şekil 6 – Konvansiyonel Petrol Kaynaklarının Boyutları ve Keşfedilme Yılları98

Şekil 7 – Saha Büyüklüğüne Göre Tahmini Konvansiyonel Petrol KaynaklarıŞekil 8 – Yıllık Keşfedilen Miktar ve OrtalamasıPetrol fiyatlarının artması yeni petrol keşifleri için yapılan çalışmaları daarttırmaktadır.99

Şekil 9 – Küresel Harcamalar, 2000 – 2012Kaynaklar keşfedilmesinin ardından kazançlı bir yatırım olarak nitelenmesi ilebirlikte rezerv değerlendirmesine dâhil olurlar. Rezervler kesinliklerine göreGörünür ( 1P ), Mümkün ( 2P ) ve Muhtemel ( 3P ) olarak sınıflandırılmaktadır.Şekil 10 – Seçilen OPEC Ülkelerinin Görünür Rezerv Değişimi(OPEC ülkelerinde bu rezerv artışlarının bir diğer nedeni de son yıllarda üretimkotasının rezerv miktarına göre belirlenmesi)Petrol kaynaklarının ve rezervlerinin farklı sistemlerle sınıflandırılması1P = Görünür Rezerv, petrol varlığının %90 ihtimalle üretilebilir olmasını ifade eder.Bu sınıflandırma rezervin onaylandığı anlamına gelir.100

2P = Muhtemel Rezerv, petrol varlığının %50 ihtimalle üretilebilir olduğunu ifadeeder.3P = Mümkün Rezerv, petrol varlığının %10 ihtimalle üretilebilir olduğunu ifadeeder. Ekonomiklik, jeolojik durum ve üretim miktarları bu sınıflandırmalardaönemlidir.Petrol piyasasındaki uzun durgunluk süreci ve 1998 yılındaki düşüşten sonra petrolfiyatlarının yükselmesi ile birlikte kanıtlanmış rezervlerde 2002 yılından günümüzehızlı bir yükseliş yaşanmaktadır.Şekil 11 – OPEC Haricindeki Ülkelerde Kanıtlamış Rezervler, 1980 – 2012Konvansiyonel olmayan kaynaklarda özel şirketlerin sahiplik oranları %40civarındadır.Doğal Gaz ve Petrol Şirketlerinin Sınıflandırılması· Büyük bir kısmı ya da tamamı devlete ait olan 100’den fazla ulusal petrol şirketleri (NOC ) yerel sahalarına odaklanmışlardır. ( Saudi Aramco, National Iranian OilCompany, Qatar Petroleum)· Uluslar arası faaliyet gösteren ulusal petrol şirketleri (INOCS) yurt dışında da önemliyatırımları bulunan petrol şirketleridir. Statoil, PetroChina, Sinopec, CNOOC,Petrobras, Petronas, ONGC ( Hindistan ) veya PTTEP ( Tayland)· Özel şirketlerden büyükleri ( BP, Chevron, ExxonMobil, Shell, Total, ConocoPhilipsve Eni )· Bağımsızlar ise büyük şirketler haricindeki özel şirketleri kapsamaktadır. ( Lukoil,Devon, Apache, Hess, Mitsubishi )101

Şekil 12 – Muhtemel Rezervlerin ( 2P ) Sahiplik Yüzdeleri (2012)Özel uluslararası şirketlerin ve büyük şirketlerin faaliyetleri hissedarlarınisteklerine ve pazar sinyallerine göre şekillenmektedir. Küçük bağımsız şirketlerin işmodeli ise bütün bir çevrimden ziyade belirli alanları kapsamaktadır.Şekil 13 – Bölgelere ve Şirket Çeşitlerine Göre Muhtemel Rezerv DağılımıEOR (Enhanced Oil Recovery)Yüksek fiyatlar endüstriye sınırları zorlama cesareti verirken, düşük fiyatlarteknolojilerde ve işlemlerde maliyet düşürücü yenilikler yapılmasını sağlamıştır.Konvansiyonel petrolde kaynaklara ulaşabilmek için derin sular ve geliştirilmişpetrol üretimi önemli yer kaplamaktadır.102

Geliştirilmiş petrol üretimi birinci ve ikinci iyileştirme işlemlerinden sonra kalanpetrolden daha fazla üretim yapmak için kullanılmaktadır. EOR teknolojileriningruplandırılması ise;· Petrolü ısıtmak için buharın kullanılması. Bu yöntem genel olarak ağır petrollerdekullanılmaktadır. Petrolün viskozitesini düşürürken akışkanlığını arttırmaktadır.· Çözünen gaz enjeksiyonu ile viskozite düşerken petrolün su ile itilmesinikolaylaştırır.· Kimyasal su basılması, suda çözünen polimerler ve sürfaktanların enjekte edilensuya ilave edilmesi ile oluşturulmaktadır. Polimer eklenmiş suyun yüksekviskozitesi gözeneklerdeki petrolün itilmesini sağlamaktadır.· Mikrobiyal EOR, rezervuara mikro organizmaların enjekte edilmesi esasına dayananyöntemdir. Ağır petrolü hafif bileşenlere ayırarak daha kolay akmasınısağlamaktadır. 30 yıldır kullanılmasına rağmen yaygınlık kazanmamıştır.· Yakma işlemi, ısı ve gaz yardımıyla petrole akıcılık kazandırılır. Uzun süredirkullanılmasına rağmen verimliliğini kontrol etmek zordur.· Titreşimin kullanılması, mekanizması tam olarak anlaşılamamış ihtilaflı biryöntemdir. Pilot testlerde olumlu etkileri olduğu saplanmıştır.Üretim Oranları ve EOR KonusuBirincil iyileştirme (petrolün rezervuardaki doğal basıncı ile yapılan üretim) ikinciliyileştirme (su veya gaz enjeksiyonu ile yapılan üretim) sonucunda rezervuardakipetrolün üçte ikisi üretilmemiş durumda kalmaktadır. Rezervuardan iyileştirmeoranları bir rezervuardan diğerine değişmesine rağmen kaba bir tahminle üçte biriüretilmektedir.Rezervuardan ne oranda petrol üretildiğine dair en güvenilir veriler Norveç PetrolMüdürlüğünün verileridir. Bu verilere göre 1995 yılında petrol sahasının kapatılmasonrası iyileştirme uygulamalarıyla elde edilmesi planlanan petrol oranı %40, 2012yılında %46, ilerisi için ise bu oranın %50 olması planlanmaktadır.EOR potansiyeliABD Enerji Enformasyon İdaresi, ABD’de EOR ile üretilebilecek petrol miktarının 50milyar varil civarında olacağını açıklamıştır. Bu miktarın yarısı ise petrol fiyatları 80dolar olduğunda ekonomik olarak üretilebilirliğe sahip olacaktır.Dünya genelinde EOR potansiyeli hakkında bilginin sınırlı olmasına rağmen 54sahayı kapsayan bir çalışmaya göre CO 2 EOR 470 milyar varil potansiyele sahiptir.UEA için yapılan bir çalışmaya göre ise elde edilen petrol miktarı CO 2 depolama içinteşvik verilmesi durumunda 430 milyar varildir.103

Sıcaklığın ve basıncın doğru seçilmesi durumunda CO 2 ham petrolde çözünmekte buda petrolün hareket yeteneğini arttırmaktadır.CO 2 EOR’da üretim yapılırken varil başına 0,3 ton CO 2 rezervuarda kalmaktadır.Mümkün olduğunca CO 2‘nin rezervuarda kalmasına dayanan üretim biçimine EOR+denilmektedir. Konvansiyonel EOR ile yapılan üretim miktarı 190 milyar varil iken(60 gigaton ) EOR+ ile yapılan üretimde miktar 430 milyar varil olarakgerçekleşmektedir.Tahminlere göre Dünya genelinde 280 EOR projesi yürütülmektedir. Bu projelerin%75’i Kuzey Amerika’da %10’u Çin’de %15’i ise diğer ülkelerdegerçekleştirilmektedir. Toplamda 1,3 milyon varil/gün üretim yapmaktadır.Şekil 14 – Kullanılan Teknolojisine Göre Tahmini EOR ÜretimiBuhar projelerinin yoğunlukta olmasının sebebi Kaliforniya ve Endonezya’da büyüksahalarda kullanılmasıdır. Bu sahaların yakında kapatılacak olması buharın oranınıdüşürecektir.Batı Teksas ve Rocky Mountain bölgelerinde kullanılan CO 2 enjeksiyonununverimliliği %35’ten %50’ye çıkarması kullanımının yaygınlaşması açısındanönemlidir.EOR teknolojisinin gelişmesi için birçok neden varken ekonomik, yetişmiş eleman,zaman, jeolojik, rezervuardaki kayalar ile enjekte edilen sıvıların reaksiyona girmesigibi sebeplerden dolayı 2012 yılında 1,3 milyon varil/gün olan üretimin 2035yılında 2,7 milyon varil/gün olması öngörülmektedir.104

Şekil 15 – Seçilen Bölgelerde EOR Üretimi ( Yeni Politikalar Senaryosu )Konvansiyonel Olmayan PetrolKaynaklarKonvansiyonel petrol geleneksel olarak petrol kaynaklarında aslan payına sahipolduğu için tartışmalarda ön planda olmuştur. 1990 yılında konvansiyonel petrolünüretimdeki payı %90’ın üzerinde, 2000 yılında %88 olarak gerçekleşmiştir. 2012yılında ise petrol üretimindeki payı %80 olarak gerçekleşirken konvansiyonelolmayan kaynaklardan üretim %5,5, doğal gaz sıvılarından üretim ise %14,5 olarakgerçekleşmiştir. Bu nedenle konvansiyonel olmayan kaynak araştırılmasınınilerletilmesi gerekmektedir.Şekil 16 – Yeni Politikalar Senaryosuna Göre Konvansiyonel Olmayan KaynaklardanÜretimin Üretilebilir Kaynaklara Oranı105

Ekstra Ağır Petrol ve BitümBu kategorideki konvansiyonel olmayan kaynaklar öncelikli olarak Kanada petrolkumlarını ve Venezuela Orinoco Belt’i kapsamaktadır. Kanada petrol kumlarınınkaynak boyutunun 1845 milyar varil olduğu ve bunun 800 milyar varilininüretilebilir olduğu varsayılmaktadır. Venezuela Orinoco Belt’in kaynakbüyüklüğünün 1360 milyar varil ve üretilebilir miktarının 500 milyar varil olduğuvarsayılmaktadır. Dünya genelinde toplam üretilebilir kaynağın ise 1900 milyarvaril olduğu tahmin edilmektedir.Hafif Sıkı PetrolLTO, kerogen bakımından zengin şeylerde oluşmuş fakat konvansiyonelrezervuarlara gidememiş ya da az geçirimli kayalara birikmiş petrolü ifadeetmektedir. Az geçirgenli şeylerde ya da ana kaya nedeniyle ekonomik olarak üretimyapılabilmesi için çok kademeli kırma işlemi gibi özel tekniklerin uygulanmasıgerekmektedir. Ticari boyuta ulaşması son birkaç yılda gerçekleşmiştir. EnerjiEnformasyon İdaresi tahminlerine göre ABD’de 58 milyar varil LTO kaynağıbulunmaktadır.2013 yılında EIA tarafından yayınlanan çalışmaya göre Dünya genelinde LTOkaynağı 350 milyar varil olarak kabul edilmiştir.Kerogen PetrolŞekil 17 – Başlıca LTO Kaynak SahipleriKerogen petrol ve gazın kaynağı olan katı organik madde içeren şeylerdir. Uygunşartlarda sıvı ve gaz hidrokarbonlara dönüşmektedir. Yeryüzüne çıkmış kayaçlaryüzyıllardır ısınma ve enerji için kullanılmaktadır. Eğer kerogen içeren şeyllerkontrollü bir şekilde ısıtılırlarsa sıvı hidrokarbonlara dönüşmektedir.106

Üretiminde su ve çevre ile ilgili çekinceler bulunmaktadır.Dünya genelinde 1100 milyar varil kaynak olduğu tahmin edilmektedir.Kömürden SıvıyaEğer küresel kömür rezervlerinin sadece %10’unun bilinen kömürden sıvıyateknolojileri ile sıvı hidrokarbonlara dönüştürülmesi halinde 275 milyar varil petrolüretilebilecektir. CTL’nin gelişimi ekonomik ve çevresel kabulüne bağlıdır.Gazdan SıvıyaDoğal gazın sıvı hidrokarbonlara dönüştürülmesi işlemidir. Dünya genelindeüretilebilir kaynakların 810 tcm olduğu tahmin edilirse %10’unun kullanılmasıhalinde 280 milyar varil petrol üretilebilecektir.RezervlerPetrol kaynakları yönetim sisteminin (Petroleum Resources Management System)konvansiyonel olmayan kaynaklar için kanıtlanmış rezervler açıklaması bahsedilenbu kaynakların büyük bir oranda gerçekleştirilemeyeceği yönündedir.Petrol Kumları için, Kanada Ulusal Enerji Kurulu ve Alberta Enerji KaynaklarıKoruma Kurulu görünür rezervin 168 milyar varil olduğunu kabul etmektedir. YeniPolitikalar Senaryosuna göre 2035 yılına kadar toplam üretim 27,2 milyar varilolarak gerçekleşecektir. (Günümüz Politikalarına göre 28,4 milyar varil)Benzer durum LTO içinde geçerlidir. Kanada ve ABD’de 2012 yılı sonu rakamlarınagöre 5 milyar varil kanıtlanmış LTO rezervi bulunmaktadır.Venezuela için ( Orinoco Belt ) Magna Reserva araştırma projesinin son verileri 220milyar varildir. Yalnız bu verilerin 1P, 2P, kanıtlanmış rezerv ya da toplampotansiyel sınıflandırmalarından hangisinin kategorisine göre hazırlandığı bellideğildir. Yeni politikalar senaryosu 11,8 milyar varil petrol üretileceğiniöngörmektedir. (günümüz politikalarına göre 12,7 milyar varil)Kullanılabilir TeknolojilerŞeyl devriminin etkisi ile Dünya petrol kaynakları 350 milyar varil, doğal gazkaynakları ise 1300 milyar varil petrol eşdeğeri (boe) artmıştır.Son birkaç yıl ve 2013 yılı başındaki verilere göre ABD petrol kuyularında %60oranında yatay sondaj kullanılmaktadır.Şeyl devriminin başarılı olması ile işletme koşullarında ilerlemeler sağlanmıştır.Bunlar;107

· Kullanılan teçhizatların daha modüler olması ve riglerin seyyar hale gelmesi yakınlokasyonlarda sondaj işlemlerinin maliyetlerinin düşmesi· Pad sondajı ile birkaç kuyunun açılmasının sağlanması yeni iş sahası kurulmamaliyetinin azalması· Su yönetiminde yeni metotların geliştirilmesinin maliyetleri azaltması· Bazı firmaların doğal gaz yakıtlı araçlara ve pompalara geçmesinin maliyetleriazaltmasışeklindedir.Arz maliyetleriŞekil 18 – Sıvı Yakıtların Arz MaliyetleriFiyatların değişimi konusunda Dünya Enerji Modeli 3 önemli konu üzerindedurmuştur.· Kaynaklardan daha fazla üretimin sağlanabilmesi yatırım ve işletme maliyetlerininartmasına bağlıdır.· Teknolojinin yaygınlaşması sonucunda yatırım ve işletme maliyetleri düşecektir.· 2000 – 2008 yılları arasında yaşandığı gibi petrol fiyatlarının artması endüstrininfaaliyetlerini arttırmakta bunun neticesinde yatırım ve işletme maliyetleriartmaktadır.108

Şekil 19 – Yeni Politikalar Senaryosuna Göre 2013 – 2035 Yılları Arasında DünyaArz Fiyat EğrileriŞekil 20 – OPEC Üyesi Olmayan Ülkelerin Yeni Politikalar Senaryosuna Göre 2013 –2035 Yılları Arasında Arz Fiyat Eğrileri109

5.14.BÖLÜM 14(Volkan YARAMIŞ)Petrol Arzına Dair BeklentilerÖnemli Noktalara) Yeni Politika Senaryolarına (YPS) göre petrol arzının 2035 yılına gelindiğinde 2012yılına nazaran 12 milyon v/g artmak suretiyle 101 milyon v/g seviyelerineyükseleceği beklenmektedir. Bu yükselişte sıra dışı petrol üretimi –özellikle lighttight oil (LTO) ve kumlu petrol- önemli rol oynayacaktır. Söz konusu LTO’nun 2035yılından önce Kuzey Amerika dışında herhangi bir yerde üretiminin hayatageçirilemeyeceği, bu duruma karşın 2020’lerin ortasında LTO üretiminin 5,9 milyonv/g seviyelerine çıkacağı beklenmektedir.b) Dünya petrol susuzluğunun giderilmesinde OPEC üyesi ülkelerin dünya petrolarzındaki rolü önümüzdeki on yılda -ABD’deki LTO, Kanada’daki kumlu petrol,Brezilya’daki derin su sondajları ve dünyanın birçok yerindeki doğal gaz likitlerinedeniyle- azalacak, ancak 2020’lerde yeniden önem kazanacaktır.c) Petrol fiyatlarının düşük senaryoda gerçekleşebilmesi için YPS’de 2035 yılındagerçekleşmesi beklenen arza 6,5 milyon v/g ilave gerekmekte olup, söz konusu ilavearzın OPEC üyesi ülkelerden karşılanması imkân dâhilinde olmakla birlikte, ilavearzın sağlanması neticesinde OPEC üyesi ülkelerin toplam hâsılalarının düşüşgöstereceği tahmin edilmektedir.d) Gelecekteki petrol arzı güvenliği için temel tehdit ise verimsiz yatırımlardır.Küresel Petrol Arzı TrendleriKüresel petrol arzı dünya enerji görünümü bağlamında dünya petrol talepvaryasyonlarıyla paralel olarak 3 temel senaryo çerçevesinde analiz edilmiştir.Bunlar yeni politikalar, mevcut politikalar ve 450 senaryosudur. 2035 yılında petrolarzının yeni politikalar senaryosuna göre 101 milyon v/g olacağı, mevcut politikalarsenaryosuna göre 111 milyon v/g olacağı ve 450 senaryosuna göre ise 78 milyonv/g seviyelerine düşeceği belirtilmektedir. Aşağıdaki tabloda kaynaklar bazında herüç senaryoda gerçekleşecek arz beklentileri gösterilmektedir.110

Düşüş Oranları AnaliziPetrol arzındaki düşüş yahut artış petrol fiyatlarını etkilemesi nedeniyle oldukçaönemlidir. Petrol üretim oranı günümüzdeki mevcut üretim alanlarında düşüşgösterecek, ancak bu düşüş sıra dışı yeni kaynaklar tarafından telafi edilecektir. Biralandaki petrol üretimi önce artış göstermekte, zirve düzeyine ulaştıktan sonra dadüşüş göstermektedir. Düşüş rezervuar karakterindeki değişiklikler ve geliştirmestratejilerindeki dönüşümler yüzünden alan bağımlıdır. Aşağıda bir petrolalanındaki üretimin düşüş evreleri gösterilmektedir.Doğal düşüşler arz modellemelerinde önemli değişkenlerdir, zira varolan alanlarayönelik gelecekteki yatırım ihtiyacını ortaya koymaktadır. Bölgeler ve doğal düşüşoranlarına bakıldığında, Kuzey Amerika ve Latin Amerika dışında doğal düşüşoranlarının artacağı görülmektedir. Amerika kıtasının doğal düşüş oranlarındakigörece sabit durumun etkisiyle Kıtanın dünya petrol üretimindeki payının artacağıbeklenmektedir. Ortadoğu’da ise doğal düşüş oranında artış söz konusu olmasınakarşın, dünya petrol üretimindeki payının artacağı öngörülmektedir. Aşağıdaki şekil,bölgeler bazında doğal düşüş oranları ve dünya üretimindeki paylarıgöstermektedir.111

Türlere Göre Petrol ÜretimiYPS’ye göre toplam petrol üretimindeki artış geleneksel ham petrolden değil, doğalgaz likitleri ve sıra dışı petrol olarak niteleyeceğimiz sıkı petrol, kumlu petrol veLTO’dan gelecektir. Ham petrol üretiminde yaklaşık olarak 4 milyon v/g seviyesindebir düşüş söz konusu olurken, doğal gaz likitlerinde takribi 5 milyon v/g düzeyindebir artış gerçekleşecektir. Keza, sıra dışı petrol üretiminde de 2012’ye nazaran 10milyon v/g seviyelerinde bir artışın gerçekleşeceği beklenmektedir. Aşağıdakişekilde YPS’ye göre dünya petrol üretimin türler bazında dağılımı gösterilmektedir.112YPS’ye göre doğal gaz likitlerinde %40 oranında bir artış gerçekleşerek 2035 yılında18 milyon v/g düzeyinde üretim söz konusu olacaktır. Meydana gelecek toplamartışın ise yaklaşık yarısı Ortadoğu coğrafyasından karşılanacaktır. Keza, Afrikadoğal gaz likitleri üretiminde önemli bir bölge olarak yükselmektedir. Aşağıdakişekil YPS’ye göre seçilmiş bazı bölgelerdeki doğal gaz likitleri üretim miktarlarınıgöstermektedir.

YPS’ye göre sıra dışı petrol üretimindeki artışa bakıldığında ise en yüksek artışınLTO’dan geleceği, onu kumlu petrolün ve ekstra ağır petrolün takip edeceğigörülmektedir. LTO’da yaklaşık 5 milyon v/g düzeyinde bir artış beklenirken, kumlupetrol üretiminde yaklaşık 3 milyon v/g seviyesinde bir artış öngörülmektedir.Aşağıdaki şekilde sıra dışı petrol üretimindeki artış gösterilmiştir.2005 yılında hiç üretimi yapılmayan LTO 2013 yılının ortalarında ABD’de yaklaşık2.3 milyon v/g düzeyine çıkarılabilmiştir. ABD’deki LTO üretimi Kuzey Dakota veTeksas’taki sert kayalarda yoğunlaşmış durumdadır. Coğrafi özellikleri açısındanArjantin’in Neuquen havzası, Rusya’nın Bazhenov kayası ve Çin ile Ortadoğu’nunbazı bölümleri LTO üretimi açısından uygun bölgelerdir. Aşağıdaki şekilde 2035yılına kadar geçen süreçte ülkeler bazında gerçekleştirilmesi öngörülen LTO üretimigösterilmektedir.113

Bölgeler Bazında Petrol Üretimii) OPEC Dışı ÜretimOPEC üyesi olmayan ülkelerdeki petrol üretim eğilimine bakıldığında, 2035 yılındaKanada’nın 2,3 milyon v/g, ABD’nin ise 1,7 milyon v/g seviyesinde üretimleriniartırmaları beklenmektedir. Keza, Kazakistan’ın 2,1 milyon v/g seviyesindeüretimini artırmasıyla mevcut üretimini iki katından daha fazla oranda yükselteceğiöngörülmektedir. Aşağıda OPEC üyesi olmayan ülkelerin üretimleri ayrıntılarıylabelirtilmiştir.114

Yukarıdaki tablodan da anlaşılacağı üzere, Avrupa’daki petrol çıktısındaki düşüşuzun dönemde de süratle devam edeceği, petrol üretiminde Sovyet döneminin rekorseviyelerini yakalayan Rusya’nın üretimdeki bu trendi sürdürmesinin zorlaşacağı vetoplam üretiminde düşüşün söz konusu olacağı, Brezilya’nın derin su sondajlarıylabirlikte 3,8 milyon v/g düzeyinde üretim artışını yakalayarak önemli atılımlarıgerçekleştireceği öngörülmektedir.ii)OPEC ÜretimiToplam petrol arzındaki büyüme daha çok OPEC’in Ortadoğu ülkelerinden gelecekolup, 2035 yılında 7 milyon v/g düzeyinde bir artış söz konusu olacaktır. Buradabelirtilmeli ki, OPEC üretimindeki yükseliş hâlâ merkezi rolünü sürdürse de,2012’de yapılan senaryoya oranla daha da azalmıştır. Aşağıda OPEC üyesi ülkelerbazında üretimler ve beklenilen artışlar ayrıntılarıyla verilmiştir.115

Tablodan da anlaşılacağı üzere, OPEC üretimindeki artışın itici gücünü Irakpetrolleri sağlamaktadır. Ayrca, OPEC üretimindeki artışa en büyük katkı doğal gazlikitlerinden gelmektedir. Doğal gaz likitlerinde toplamda 3,2 milyon v/g düzeyindebir artışın gerçekleşmesi beklenmekte ve bu artış toplam üretim artışının yaklaşıkyarısına tekabül etmektedir. Tüm bu gelişmelere ve Irak’ın üretimindeki patlamayakarşın, Suudi Arabistan en büyük üretici konumunu sürdürmeye devam etmektedir.YPS’ye göre ülkelerin petrol üretiminde çeşitli değişiklikler gerçekleşecektir. Kimiülkelerde ham petrol üretimi önemli oranda artış gösterirken, kimilerinde sıra dışıpetrol üretimi artış gösterecektir. Aşağıdaki şekil mezkûr değişimi ayrıntılarıylagöstermektedir.116

Yukarıdaki şekilden de anlaşılacağı üzere Irak, Brezilya ve Kazakistan gelenekselpetrol üretimlerini önemli ölçüde artıracaklaradır. ABD, Venezuela ve Kanada’da isebir taraftan geleneksel petrol üretiminde düşüş söz konusu olacakken, diğer taraftanbu düşüş sıra dışı petrol üretimi tarafından telafi edilecek ve nihai kertede toplamüretimlerinde önemli oranda artış söz konusu olacaktır. Çin ve Rusya’yabakıldığında ise her ne kadar sıra dışı üretimlerini artırma çabası içerisinde olsalarda, geleneksel petrol üretimlerindeki düşüşün yeni teknolojilerin kullanıldığı sıradışı petrol üretimlerindeki artıştan daha fazla olması sebebiyle toplamüretimlerinde azalma gerçekleşecektir.Arz Eğilimleri ve Fiyatlar Üzerindeki Potansiyel Etkileri2000-2008 yılları ile karşılaştırıldığında küresel talepteki büyümenin yavaşseyredeceği öngörülmektedir. YPS’ye göre petrol fiyatlarının yavaş bir artışgöstererek 128$/v seviyesine yükseleceği öngörülmektedir.Düşük Fiyat Senaryosu117

Düşük fiyat senaryosuna göre 108 milyon v/g düzeyindeki talebin karşılanmasıgerekmektedir. Böyle bir talebin karşılanabilmesi için Kanada’daki kumlu petrolünöngörülenden 1 milyon v/g daha fazla üretilmesi, Irak’taki üretimin öngörülenden 2milyon v/g daha fazla olması, Venezuela’nın sermaye sıkıntılarını aşarak ve dahafazla yatırım yaparak üretimini artırması, Meksika’nın enerji reformunu hayatageçirebilmesi, İran’ın uluslararası toplumla yaşadığı sorunları çözerek sektöreyatırımlarını artırması ve dolayısıyla toplam üretimini yükseltmesi gerekmektedir.Tüm bu gelişmelerin gerçekleşmesi halinde petrolün 80$/v düzeyine düşeceğiöngörülmektedir. Aşağıdaki grafikte düşük fiyat senaryosu bağlamında petrolfiyatları ve petrol talebi bağlantısı gösterilmektedir.Düşük fiyat senaryosunun gerçekleşmesi halinde –yüksek üretime rağmen- OPECüyesi ülkelerin toplam gelirleri YPS’ye göre 1.6 trilyon dolar düzeyinde iken, sözkonusu düşük fiyat senaryosuyla birlikte 1.1 trilyon dolar seviyesine düşecektir.Gerek ilave üretimin zorlukları gerekse de mezkûr ilave üretimin hayata geçmesihalinde OPEC üyesi ülkelerin gelirlerinde meydan gelecek düşüş petrol fiyatlarınındüşük senaryodaki düzeylerde gerçekleşmeyeceğini göstermektedir.118

5.15.BÖLÜM 15(Özgür SARHAN)Petrol Talebi ÖngörüleriYeni politikalar senaryosuna göre, 2012 yılında günlük 87,4 milyon varil olan petroltalebinin 2035 yılında günlük 101,4 milyon varil olması beklenmektedir. Petroltalebindeki artış 2020 yılında kadar 1 mb/d, 2020’den sonra artış hızının düşerek400 kb/d şeklinde olması öngörülmüştür. 2020 yılından sonraki beklentinin düşükolmasında OECD ülkelerindeki yeni verimlilik politikalarının ve petrolü ikameedecek yeni çözümlerin olması etkili olacaktır. 2035 yılına kadar dünya petroltalebindeki OECD ülkelerinin payının %50’lerden %30’lara düşmesibeklenmektedir.Çin’in petrol talebinin 2030’lu yıllarda 16 mb/d’ye çıkması ve petrol talebindeAmerika Birleşik Devletleri’ni geride bırakması tahmin edilmektedir. Çin’in yanı sıraHindistan’ın petrol talebinin özellikle 2020’lerden sonra nüfusun mobilleşmesine veinsanların araç sahibi olmalarına bağlı olarak oldukça yüksek miktarda artmasıöngörülmektedir. Dünya genelinde 2020’lerden sonra petrol talebindeki en çokartışın Hindistan’da olması beklenmektedir.Raporun bu bölümünde özellikle vurgu yapılmış olan Ortadoğu, 2035’te 10 mb/dpetrol talebi ile dünyanın 3. büyük petrol tüketicisi bölge unvanını ele geçirecektir.Ortadoğu’daki bu artışı, nüfustaki hızlı büyüme ve petrol tüketiminde yapılansübvansiyonlar ciddi şekilde etkilemektedir. Rakamların diliyle anlatmak gerekirse,2012 yılında kişi başına 520 dolar sübvansiyon yapılmış olup bu rakam toplamavurulduğunda 112 milyar dolarlık bir fatura ortaya çıkmaktadır. Sübvansiyonlarındevam etmesi petrolün verimli kullanılmasındaki en önemli engellerden birisiolarak gösterilmektedir. Ortadoğu’daki petrol talebindeki artış sektörlere göreincelenirse, en büyük artışın ulaşım ve petrokimya sektöründe olduğugörülmektedir. 2012 yılında günlük 2 milyon varil petrolü elektrik üretimi içinharcayan Ortadoğu ülkelerinde, elektrik üretiminde diğer kaynaklara olan ilgidikkate değerdir. Fuel-oille 200 $/MWh olan elektrik üretim maliyeti, diğer bütünkaynaklarla yapılan üretim maliyetlerinden yukarıdadır. Özellikle Suudi Arabistan’ınyenilenebilir enerji kaynaklarına olan ilgisi önem kazanmıştır.Küresel bazda sektörlere göre petrol talebi incelendiğinde ulaşım ve petrokimyaolmak üzere iki önemli sektör karşımıza çıkmaktadır. Ulaşım sektöründe petroltalebi, 2035 yılında günlük 60 milyon varile, petrokimya sektöründe günlük 15,5milyon varile çıkacaktır. Ulaşımdaki enerji verimliliği uygulamaları, elektrikle vedoğal gazla çalışan araçlar gibi petrole alternatif yeni kaynakların yaratılması petroltalebindeki büyüme hızını etkileyen en önemli faktördür. 2035 yılında ulaşımsektöründe doğal gazın payının %5,6 olması beklenmektedir.119

Petrokimyada hammadde olarak kullanılan petrol talebinin 2035 yılında günlük 14milyon varil olması öngörülmüştür. Ortadoğu ve Kuzey Amerika’daki artışınetkisiyle ve Çin’in de yadsınamaz katkısıyla doğal gaz sıvılarının üretiminde artışdikkat çekici olacaktır.Petrol ürünlerinde miktarsal olarak en büyük talep artışı dizelde olacaktır. 2012’degünlük 26 milyon varil olan dizel talebinin 2035 yılında 31 milyon varile ulaşmasıbeklenmektedir. Aynı dönemde benzin talebindeki artış günlük 2 milyon varilolacaktır. Dizeldeki artışı, en çok OECD üyesi olmayan ülkelerdeki karayolutaşımacılığı sektörü etkileyecektir.120

5.16.BÖLÜM 16 (Ergün KOÇ)Petrol Ürünlerinin Rafine Edilmesi ve Ticareti— Küresel rafineri sektörü, petrol ihtiyacının OECD pazarında düşmesi, OECD dışı Asyave Orta Doğu’da hızla artması ile gelecek on yıllara doğru endüstrinin yenidenşekillendiği çalkantılı dönemlere uygun biçimde gelişim göstermiştir. Beklenenrafineri ilaveleri Çin, Hindistan ve Orta Doğu’da yoğunlaşmıştır. Bu durum belliölçüde tüketim noktasına yakın geleneksel rafineri modeline tekabül etse de öteyandan Orta Doğu’daki ham petrol ihracatçılarının ürün ticareti ve petrokimyalarayayılma isteğini de yansıtmaktadır.— Rafineri sistemi üzerindeki baskılar hammadde kompozisyonundaki değişimle güçkazanmaktadır. Petrol arzındaki büyüyen dağılım bütün rafineri sistemini doğrudangaz ve kömürden elde edilen petrol ürünleri kadar birçok doğalgaz sıvısınıkapsayarak bypass geçmektedir (değersizleştirmektedir). Sonuç olarak rafineriürünleri küresel talebi 2035 yılına dek 10 mv/gün oranında büyümektedir. Bu oranbiyoyakıtlar dâhil bütün sıvı yakıtlar için büyüme oranı 16,8 mv/gün ve beklenennet rafineri kapasite ilaveleri oranı 13 mv/gün’den azdır.— Kapasite üstü rafineri mevcut ham petrol ve ürün ihraç pazarlarında artan rekabetanlamına gelmektedir. Düşük tüketim oranları ve potansiyel kapasite doğrulamalarıçoğunlukla petrol talebinin düştüğü OECD bölgelerindeki rafineri sektöründenkaynaklanmaktadır. Avrupa’nın hassasiyeti bölgesel ham petrol üretiminin düşmesive dizel ile kaybolmakta olan benzin ihraç pazarının karşısında ürün talebinin büyükoranda değişiklik göstermesiyle artmaktadır.— Yerel ham petrolün kullanılabilirliğinin artması, altyapı kısıtları ve süren dışabağımlılık bütün rafinerilerinin fayda sağlayacak durumda olmadığını gösterdiğihalde, ABD’nin görünümünü iyileştirmektedir. Net Kuzey Amerika ithal ham petroltalebi 2035 yılına dek kaybolacak ve bölge büyük bir üretim ihracatçısı halinegelecektir.— Asya, bölge mevcut ham petrolün sadece Orta Doğu’dan değil, ayrıca Rusya, Afrika,Latin Amerika ve Kanada’dan payını alma yolundayken, küresel petrol ticaretininrakipsiz merkezi haline gelecektir. Rafineri kapasitesindeki eklemelerle bile Çin veHindistan 2035’te net ithalatçı konumuna gelecektir.— Orta Doğu’daki rafineri kapasite eklemeleri 2020 yılına dek bölgenin ham petrol veyoğun/kondensan ihracatlarında düşüşe ve ürün ihracatının artmasına nedenolacaktır. Bununla birlikte 2035’e kadar yeni eklenen rafinerilerin çoğu bölgeiçerisinden gelecek ürün talebinin artmasına hizmet edecektir.121