dÜnya ve tÜrkİye - enerji.gov.tr ve tabii... · faaliyetleri izleme kapsamındaki bilgiler;...

DÜNYA VE TÜRKİYE

ENERJİ VE TABİİ KAYNAKLAR GÖRÜNÜMÜ

01 Ocak 2017 İtibarıyla

STRATEJİ GELİŞTİRME BAŞKANLIĞI

i

İÇERİK

ÖNSÖZ ....................................................................................................................... 1

1. DÜNYA ENERJİ GÖRÜNÜMÜ ............................................................................ 3

1.1 Fosil Enerji Kaynakları ................................................................................... 4

1.2 Enerji Yatırımları ............................................................................................ 5

1.3 Birincil Enerji Tüketimi ................................................................................... 6

1.4 Elektrik Üretimi .............................................................................................. 7

1.5 Bazı Ülkelerin Elektrik Üretiminin Kaynaklara Göre Dağılımı ........................ 8

1.6 Petrol Rezerv ve Tüketim Değerleri ............................................................... 8

1.7 Doğal Gaz Rezerv ve Tüketim Değerleri ..................................................... 10

1.8 Kömür Rezerv ve Tüketim Değerleri ............................................................ 11

2. ÜLKEMİZ ENERJİ GÖRÜNÜMÜ ....................................................................... 13

2.1 Elektrik Enerjisi Görünümü .......................................................................... 13

2.2 Elektrik Enerjisi Üretimi ................................................................................ 14

2.3 Elektrik Enerjisi Kurulu Gücü ....................................................................... 20

2.4 Enerji Tüketim Maliyetleri ............................................................................ 27

2.5 Tarifeler ....................................................................................................... 31

2.6 Avrupa Birliği Ülkeleri Fiyat Sıralamaları ..................................................... 32

2.7 Petrol ve Doğal Gaz .................................................................................... 37

2.8 Kömür .......................................................................................................... 41

3. ÜLKEMİZ TABİİ KAYNAKLAR GÖRÜNÜMÜ ................................................... 43

4. NÜKLEER ENERJİ VE NÜKLEER SANTRAL PROJELERİMİZ ...................... 53

4.1 Dünyada Nükleer Enerjinin Durumu ............................................................ 53

4.2 Ülkemizin İçin Nükleer Enerjinin Önemi ....................................................... 53

4.3 Ülkemiz Nükleer Enerji Programı ................................................................. 55

4.3.1 Akkuyu Nükleer Santral Projesi ............................................................. 55

4.3.2 Sinop Nükleer Santral Projesi ............................................................... 57

ii

4.3.3 Üçüncü Nükleer Santral Projesi ............................................................ 57

5. ÜLKEMİZ ENERJİ DİPLOMASİSİ ..................................................................... 59

5.1 Enerji Sektöründeki Küresel Gelişmeler ...................................................... 59

5.2 Enerji Diplomasisi Kapsamındaki Faaliyetlerimiz......................................... 60

5.3 İkili İlişkilerimiz ............................................................................................. 62

5.4 Çok Taraflı İlişkilerimiz ................................................................................. 64

5.5 Avrupa Birliği ile İlişkilerimiz ........................................................................ 66

6. PETROL VE DOĞAL GAZ BORU HATLARI VE PROJELERİ ......................... 67

6.1 Uluslararası Transit Boru Hattı Projeleri ...................................................... 67

6.1.1 Irak-Türkiye Ham Petrol Boru Hattı ....................................................... 67

6.1.2 Bakü-Tiflis-Ceyhan Ham Petrol Boru Hattı (BTC) ................................. 67

6.1.3 Trans Anadolu Doğal Gaz Boru Hattı Projesi (TANAP) ........................ 68

6.1.4 Türkiye-Bulgaristan Enterkonnektörü (ITB) Projesi ............................... 69

6.1.5 Türkiye-Yunanistan Doğal Gaz Boru Hattı (ITG) ................................... 70

6.1.6 Rusya-Türkiye-Avrupa Doğal Gaz Boru Hattı Projesi (Türk Akımı) ....... 70

6.1.7 Trans Adriyatik Doğal Gaz Boru Hattı (TAP) Projesi ............................. 71

6.2 Ülkemize Doğal Gaz Arzı Sağlayan Uluslararası Hatlar .............................. 72

6.2.1 Rusya – Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı (Batı Hattı) ............................... 72

6.2.2 İran – Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı ..................................................... 72

6.2.3 Rusya – Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı (Mavi Akım) ............................. 73

6.2.4 Bakü-Tiflis-Erzurum Doğal Gaz Boru Hattı (BTE) ................................. 73

iii

KISALTMALAR

AB: Avrupa Birliği

AK: Avrupa Komisyonu

BIL: BOTAŞ International Ltd.

BOTAŞ: Boru Hatları ile Petrol Taşıma Anonim

Şirketi

BTC: Bakü-Tiflis-Ceyhan Ham Petrol Boru Hattı

BTE: Bakü-Tiflis-Erzurum Doğal Gaz Boru Hattı

ÇED: Çevresel Etki Değerlendirmesi

EİT: Ekonomik İşbirliği Teşkilatı

EnT: Enerji Topluluğu

ESA: Elektrik Satınalım Anlaşması

EUROSTAT: Avrupa İstatistik Ofisi

EÜAŞ: Elektrik Üretim Anonim Şirketi

GSYİH: Gayri safi Yurtiçi Hasıla

GWh: Gigawatt saat

HGDP: Hazar Geçişli Doğal gaz Boru Hattı Projesi

IAEA: Uluslararası Atom Enerji Ajansı

INOGATE: Interstate Oil and Gas Transport to

Europe

ITB: Türkiye-Bulgaristan Enterkonnektörü

ITB: Türkiye-Bulgaristan Enterkonnektörü

ITG: Türkiye-Yunanistan Doğal Gaz Boru Hattı

İGDAŞ: İstanbul Gaz Dağıtım Sanayi ve Ticaret

Anonim Şirketi

KKTC: Kuzey Kıbrıs Türk Cumhuriyeti

kWh: Kilowatt saat

MİGEM: Maden İşleri Genel Müdürlüğü

MTA: Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü

MW: Megawatt

NEI: Nükleer Enerji Enstitüsü

NGS: Nükleer Güç Santrali

NIGC: İran Ulusal Gaz Şirketi

OECD: Ekonomik Kalkınma ve İşbirliği Örgütü

PV: Fotovoltaik

SCPX: Güney Kafkasya Boru Hattı Genişleme

Projesi

TAEK: Türkiye Atom Enerjisi Kurumu

TANAP: Trans Anadolu Doğal Gaz Boru Hattı Projesi

TAP: Adriyatik Doğal Gaz Boru Hattı

TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi

TEP: Ton Eşdeğer Petrol

TETAŞ: Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim

Şirketi

THY: Türk Hava Yolları

TKİ: Türkiye Kömür İşletmeleri Genel Müdürlüğü

TPAO: Türiye Petrolleri Anonim Ortaklığı

TTK: Türkiye Taşkömürü Kurumu

UEA: Uluslararası Enerji Ajansı

WNA: Dünya Nükleer Birliği

1

ÖNSÖZ

Enerji sektörü ve tabii kaynaklar alanında ulusal ve uluslararası tüm gelişmeler ve

faaliyetleri izleme kapsamındaki bilgiler; Strateji Geliştirme Başkanlığı bünyesinde

oluşturulan veri tabanında toplanarak gerekli analizler ve yorumlamalar yapıldıktan

sonra düzenli periyotlarla izleme raporları şekilde hazırlanmaktadır.

Dünya ve Ülkemiz Enerji ve Tabii Kaynaklar Görünümü çalışmasında birçok kaynaktan

bilgi ve veri derlenerek değerlendirmeler yapılmıştır. Dünya ve Avrupa ile ilgili

analizlerin yapılmasında, Avrupa Komisyonu bünyesinde yer alan Avrupa İstatistik

Ofisi (Eurostat), Uluslararası Enerji Ajansı (UEA) ile Dünya Nükleer Birliği (WNA),

Nükleer Enerji Enstitüsü (NEI) ve Uluslararası Atom Enerjisi Ajansı (IAEA)’nın

verilerinden faydalanılmıştır. Ulusal bölümlerinin hazırlanmasında ise Bakanlığımız

merkez teşkilatı, bağlı, ilgili ve ilişkili kurum ve kuruluşlarından toplanan bilgi ve veriler

ile Strateji Geliştirme Başkanlığı bünyesinde oluşturulan veri tabanından

faydalanılmıştır.

Belli periyotlarla yayınlanmakta olup 2016 yılı sonu itibarıyla en güncel verilerle

hazırlanan bu çalışmanın Ülkemize, kurum ve kuruluşlarımız ile enerji ve tabii

kaynaklar alanında görev yapan yöneticilere faydalı olmasını temenni ederiz.

Strateji Geliştirme Başkanlığı

3

1. DÜNYA ENERJİ GÖRÜNÜMÜ

Dünya birincil enerji tüketiminin artmasına neden olan temel etkenlerin başında nüfus

ve gelir artışı gelmektedir. Nüfus artışının gelişmekte olan sanayi ve kentleşmelere

bağlı olarak küresel enerji talep artışına önemli miktarda etki edeceği öngörülmektedir.

OECD dışı ülkelerin oluşturacağı bu etki Şekil 1.1’de verilen nüfus, GSYİH büyüme

oranı ve birincil enerji talebi projeksiyonlarında görülmektedir.

Şekil 1.1 Nüfus, GSYİH Büyüme Oranı ve Birincil Enerji Talebi

Projeksiyonları

Yapılan senaryolara göre, 2040 yılına kadar olan dönemde fosil yakıtların paylarının

nispeten azalmasına rağmen bu yakıtlar hâkim kaynaklar olmaya devam edecektir.

Nükleer enerjinin birincil enerji kaynakları içindeki payının artacağı öngörülmekte,

yenilenebilir enerji kaynaklarının 2040 yılındaki payının %16,1 olacağı beklenmektedir.

Mevcut politikalar senaryosuna göre küresel elektrik talebinin 2040 yılına kadar yıllık

ortalama %2,3 olmak üzere %80 oranında artacağı beklenmektedir.

Yenilenebilir kaynakları yıllık ortalama %9,8 büyüme payları ile en hızlı büyüme

oranına sahip enerji kaynaklarıdır. Nükleer enerji yıllık ortalama %2,3 ve hidroelektrik

yıllık ortalama %1,8 büyüme oranına sahip olacaktır. Bu üç kaynağın büyüme oranı,

toplam birincil enerjinin büyüme oranından daha fazladır.

NÜFUS GSYİH BÜYÜME ORANI BİRİNCİL ENERJİ TALEBİ

4

Fosil yakıtlar arasında en fazla büyüme oranına sahip olan kaynak yıllık ortalama %1,5

büyüme oranı ile doğal gazdır. Doğal gazı sırasıyla yıllık ortalama %0,4 ve %0,2

büyüme oranları ile petrol ve kömür izlemektedir. Dünya birincil enerji talebinin

bölgelere ve kaynaklara göre olan dağılımı Şekil 1.2’de verilmiştir.

Şekil 1.2 Dünya Birincil Enerji Talebinin Bölgelere ve Kaynaklara Göre Dağılımı

1.1 Fosil Enerji Kaynakları

Fosil yakıt rezervleri hızla azalmakta olup özellikle petrol ve doğal gaz rezervleri kritik

seviyelere yaklaşmaktadır. Şekil 1.3’de dünya kömür, doğal gaz ve petrol rezervlerine

ilişkin bilgi verilmiştir.

Şekil 1.3 Türlerine Göre Fosil Yakıt Rezervlerinin Kalan Ömürleri

5

Dünyadaki toplam petrol rezervleri 1,7 trilyon varil civarında olup bu miktar, yaklaşık

51 yıllık tüketimi karşılamaktadır. Dünya doğal gaz rezervi 2015 yılı sonunda 187 trilyon

m3 olarak belirlenmiş olup bu miktar küresel üretimi 53 yıl gibi bir süre boyunca

karşılamak için yeterlidir. Dünya kömür rezervleri küresel üretimi 114 yıl boyunca

karşılamaya yeterli olup tüm yakıtlar arasında en yüksek rezerv üretim oranına sahiptir.

Amerika en fazla yerel rezerve sahip ülke olup, arkasından Rusya ve Çin gelmektedir.

1.2 Enerji Yatırımları

Dünya enerji talebini karşılamak için küresel enerji yatırımları her yıl artış

göstermektedir. UEA verilerine göre enerji sektörüne 2016 ile 2040 yılları arasında

küresel ölçekte toplam 66,5 trilyon dolar yatırım yapılacağı tahmin edilmektedir.

Şekil 1.4 2016-2040 Yılları Arasında Yeni Politikalar Senaryosu Dikkate

Alındığında Kaynaklara Göre Enerji Arzı Altyapısı için Yatırımlar

Fosil Yakıtlar40%

Enerji Verimliliği35%

Karbon Azaltımı2%

Elektrik Alt Yapısı12%

Yenilenebilir11%

6

1.3 Birincil Enerji Tüketimi

Ülkemiz dünyada, birincil enerji tüketiminde 19. sırada yer almaktadır. Bazı ülkelerin

birincil enerji tüketimleri Çizelge 1.1‘de verilmiştir.

Çizelge 1.1 Dünya Birincil Enerji Tüketimi (Milyon TEP)

ÜLKE 2013 2014 2015 Dünya

Toplamındaki Payı (%)

Sıra

Çin 2.903,9 2.970,3 3.014,0 22,9% 1

ABD 2.271,7 2.300,5 2.280,6 17,3% 2 Hindistan 626,0 666,2 700,5 5,3% 3 Rusya 688,0 689,8 666,8 5,1% 4 Japonya 465,8 453,9 448,5 3,4% 5 Kanada 335,0 335,5 329,9 2,5% 6 Almanya 325,8 311,9 320,6 2,4% 7 Brezilya 290,0 297,6 292,8 2,2% 8 Güney Kore 270,9 273,1 276,9 2,1% 9 İran 247,6 260,8 267,2 2,0% 10 Suudi Arabistan 237,4 252,4 264,0 2,0% 11 Fransa 247,4 237,5 239,0 1,8% 12 Endonezya 175,0 188,3 195,6 1,5% 13 Birleşik Krallık 201,4 188,9 191,2 1,5% 14 Meksika 188,9 190,0 185,0 1,4% 15 İtalya 155,7 146,8 151,7 1,2% 16 İspanya 134,2 132,1 134,4 1,0% 17 Avustralya 130,7 129,9 131,4 1,0% 18 Türkiye 120,3 123,9 126,9 1,0% 19 Tayland 120,3 123,4 124,9 0,9% 20 Güney Afrika 124,6 128,0 124,2 0,9% 21 Tayvan 109,9 111,4 110,7 0,8% 22 BAE 97,2 99,0 103,9 0,8% 23 Polonya 96,0 92,4 95,0 0,7% 24 Ukrayna 114,7 101,0 85,1 0,6% 25 TOPLAM 12.873,1 13.020,6 13.147,3 100,0%

* (1 Ocak 2017 itibarıyla en güncel verilerdir.)

Şekil 1.5 Ekonomilerin Enerji Yoğunluğu (OECD Factbook 2015-2016)

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,602014

2000

7

1.4 Elektrik Üretimi

Elektrik üretiminde yenilenebilir kaynakların oranı her geçen gün artmaktadır. Bu

kaynakların AB bölgesinde kullanımına baktığımızda önemli artışlar dikkat

çekmektedir. Eurelectric tarafından yayınlanan verilere göre 2015 yılında AB’de

elektriğin %29’u yenilenebilir enerji kaynaklarından %56’sı ise düşük karbon

kaynaklarından üretildi. Elektrik üretimine ilişkin bazı ülkelerin verileri Çizelge 1.2’de

verilmiştir

Çizelge 1.2 Bazı Ülkelerin 2015 Yılı Elektrik Üretim Değerleri

ÜLKE Miktar (TWh) Dünya Toplamındaki

Payı (%) SIRA

Çin 5.810,6 24,1% 1

ABD 4.303,0 17,9% 2

Hindistan 1.304,8 5,4% 3

Rusya 1.063,4 4,4% 4

Japonya 1.035,5 4,3% 5

Almanya 647,1 2,7% 6

Kanada 633,3 2,6% 7

Brezilya 579,8 2,4% 8

Fransa 568,8 2,4% 9

Güney Kore 522,3 2,2% 10

Birleşik Krallık 337,7 1,4% 11

Suudi Arabistan 328,1 1,4% 12

Meksika 306,7 1,3% 13

İran 281,9 1,2% 14

İtalya 281,8 1,2% 15

İspanya 278,5 1,2% 16

Türkiye 261,8 1,1% 17

Tayvan 258,0 1,1% 18

Avustralya 253,6 1,1% 19

Güney Afrika 249,7 1,0% 20

Endonezya 234,7 1,0% 21

Mısır 180,6 0,7% 22

TOPLAM DÜNYA 24.097,7 100%


8

1.5 Bazı Ülkelerin Elektrik Üretiminin Kaynaklara Göre Dağılımı

Dünya elektrik üretimi için en yaygın olarak kullanılan kaynağın kömür olduğu ve

hemen arkasından yenilenebilir enerji kaynaklarının geldiği görülmektedir. Amerika

Birleşik Devletleri, Çin, Hindistan ve Almanya’da kömür, Rusya’da doğal gaz,

Fransa’da nükleer enerji ve Kanada’da yenilenebilir enerji elektrik enerjisi üretiminde

en fazla paya sahip olan kaynaklardır.

Çizelge 1.3 Bazı Ülkelerin Kaynak Bazında Elektrik Üretim Oranı

1.6 Petrol Rezerv ve Tüketim Değerleri

Dünya petrol rezervinin yaklaşık olarak yarısı Orta Doğu bölgesinde, %19’u Güney ve

Orta Amerika bölgesinde, %18’i Venezuela’da, %16’sı ise Suudi Arabistan’da

bulunmakta olup bölge ve ülkelerin sahip oldukları rezerv miktarlarını gösteren veriler

Çizelge 1.4 ve Çizelge 1.5’de gösterilmektedir.

Çizelge 1.4 Bölgelere Göre Kanıtlanmış Petrol Rezervleri

BÖLGE Miktar

(Milyar varil) Dünya Toplamındaki payı

(%)

Orta Doğu 804 47,3%

Güney ve Orta Amerika 329 19,4%

Kuzey Amerika 238 14,0%

Avrupa ve Avrasya 155 9,1%

Afrika 129 7,6%

Asya Pasifik 43 2,5%

Dünya Toplamı 1.698 100%

ÜLKE Kömür Petrol Doğal Gaz

Nükleer Yenilenebilir

Enerji Diğer

Fransa 2,1% 0,3% 2,3% 77,6% 17,5% 0,2%

Almanya 45,4% 0,9% 9,9% 15,5% 28,0% 0,3%

ABD 39,5% 0,9% 26,8% 19,1% 13,6% 0,1%

Kanada 9,9% 1,2% 9,3% 16,4% 62,8% 0,3%

Çin 72,5% 0,2% 2,0% 2,3% 23,0% 0,0%

Hindistan 75,1% 1,8% 4,9% 2,8% 15,5% 0,0% Rusya 14,9% 1,0% 50,1% 17,0% 17,0% 0,0%

Dünya 40,6% 4,3% 21,6% 10,6% 22,9% 0,1%

9

Çizelge 1.5 Bazı Ülkelerin Kanıtlanmış Petrol Rezervleri

ÜLKE Miktar

(Milyar varil) Dünya Toplamındaki

Payı (%)

Venezuela 300,9 17,7%

Suudi Arabistan 266,6 15,7%

Kanada 172,2 10,1%

İran 157,8 9,3%

Irak 143,1 8,4%

Rusya 102,4 6,0%

Kuveyt 101,5 6,0%

Birleşik Arap Emirlikleri 97,8 5,8%

ABD 55,0 3,2%

Libya 48,4 2,8%

Nijerya 37,1 2,2%

Kazakistan 30,0 1,8%


2015 yılı petrol üretim değerlerinde ABD, Suudi Arabistan ve Rusya başı çeken ülkeler

olarak karşımıza çıkmaktadır. Bu üç ülkenin dünya üretimindeki payı ise %38’4’dür.

Bölge bazında petrol tüketim değerleri Çizelge 1.6’da verilmiştir.

Çizelge 1.6 Bölgelere Göre 2015 Yılı Petrol Tüketimi

BÖLGE Miktar

(Milyon ton) Dünya Toplamındaki

Payı (%)

Asya Pasifik 1.501 34,7%

Kuzey Amerika 1.036 23,9%

Avrupa ve Avrasya 862 19,9%

Ortadoğu 426 9,8%


Afrika 183 4,2%



10

1.7 Doğal Gaz Rezerv ve Tüketim Değerleri

Dünya doğal gaz rezervi 2015 yılı sonu itibarıyla 186,9 trilyon m3’dür. Bu rezervin

%42,8’i Orta Doğu bölgesinde bulunmaktadır. İran ve Katar bu bölgede önemli

rezervlere sahip ülkeler olarak öne çıkmaktadır. Avrupa ve Avrasya bölgesi rezerv

açısından %30,4 ile ikinci sırada yer almaktadır. Kuzey Amerika Bölgesi dünya

üretiminin %28,1’ini karşılarken bu oran Avrupa ve Avrasya’da 27,8 Orta Doğu’da ise

%17,4’dür. Dünya doğal gaz rezervlerinin bölgesel dağılımları, bazı ülkelerin doğal gaz

rezervleri ve bölgesel doğal gaz tüketimleri Çizelge 1.7, Çizelge 1.8 ve Çizelge 1.9’da

verilmiştir.

Çizelge 1.7 Bölgelere Göre Dünya Kanıtlanmış Doğal Gaz Rezervi

BÖLGE Miktar

(Trilyon m3) Dünya Toplamındaki Payı (%)

Orta Doğu 80,0 42,8%

Avrupa ve Avrasya 56,8 30,4%

Asya Pasifik 15,6 8,4%

Afrika 14,1 7,5%

Kuzey Amerika 12,8 6,8%

Güney ve Orta Amerika 7,6 4,1%

Dünya Toplamı 186,9 100%

Çizelge 1.8 Bazı Ülkelerin Kanıtlanmış Doğal Gaz Rezervleri

ÜLKE Miktar

(Trilyon m3) Dünya Toplamındaki

Payı (%)

İran 34,0 18,2%

Rusya 32,3 17,3%

Katar 24,5 13,1%

Türkmenistan 17,5 9,4%

ABD 10,4 5,6%

Suudi Arabistan 8,3 4,5%

Birleşik Arap Emirlikleri 6,1 3,3%

Venezuela 5,6 3,0%

Nijerya 5,1 2,7%

Cezayir 4,5 2,4%

Çin 3,8 2,1%

Irak 3,7 2,0%

Dünya Toplamı 186,9 100%

11

Çizelge 1.9 Bölgelere Göre 2015 Yılı Doğal Gaz Tüketimleri

BÖLGE Miktar

(Milyar m3) Dünya Toplamındaki Payı

(%)

Avrupa ve Avrasya 1.003,5 28,8%


Asya Pasifik 701,1 20,1%

Ortadoğu 490,2 14,1%


Afrika 135,5 3,9%

Dünya Toplamı 3.468,6 100,0% * (1 Ocak 2017 itibarıyla en güncel verilerdir.)

1.8 Kömür Rezerv ve Tüketim Değerleri

Kömür en fazla kullanılan enerji kaynağı durumunda olup önümüzdeki yıllarda da

stratejik önemini koruyacaktır. Dünya kömür rezerv bilgisine göre yaklaşık 892 milyar

ton kesinleşmiş kömür rezervi bulunmakta olup rezervin %57,1’ine karşılık gelen 509

milyar ton kömür ABD, Rusya ve Çin’de bulunmaktadır.

Dünya kömür üretimi incelendiğinde; 2015 yılında toplam 7,9 milyar ton üretim

gerçekleşmiş olup bu üretimin %47,7’sine denk gelen 3,7 milyar ton üretimi Çin tek

başına yapmış ve bu ülkeyi sırasıyla ABD, Hindistan ve Avustralya takip etmiştir.

Çizelge 1.10 Bölgelere Göre Kanıtlanmış Kömür Rezervleri (Milyon Ton)

BÖLGE Kanıtlanmış Rezervler

(Milyar ton) Dünya Toplamındaki

Payı (%)

Avrupa Avrasya 311 34,8%

Asya Pasifik 288 32,5%

Kuzey Amerika 245 27,5%

Ortadoğu ve Afrika 33 3,7%


Dünya Toplamı 892 100%

12

Çizelge 1.11 Bazı Ülkelerin Kanıtlanmış Kömür Rezervleri

ÜLKE Miktar

(Milyar ton) Dünya Toplamındaki

Payı (%)

ABD 237,3 26,6%

Rusya 157,0 17,6%

Çin 114,5 12,8%

Avustralya 76,4 8,6%

Hindistan 60,6 6,8%

Almanya 40,5 4,5%

Ukrayna 33,9 3,8%

Kazakistan 33,6 3,8%

Güney Afrika Cumhuriyeti 30,2 3,4%

Endonezya 28,0 3,1%

Dünya Toplamı 892 100%

Çizelge 1.12 Bölgelere Göre 2015 Yılı Kömür Tüketimleri

BÖLGE Miktar

(Milyon TEP) Dünya Toplamındaki Payı

(%)

Asya Pasifik 2.798,5 72,9%

Avrupa Avrasya 467,9 12,2%


Afrika 96,9 2,5%


Ortadoğu 10,5 0,3%

Dünya Toplamı 3.839,9 100,0% * (1 Ocak 2017 itibarıyla en güncel verilerdir.)

13

2. ÜLKEMİZ ENERJİ GÖRÜNÜMÜ

2.1 Elektrik Enerjisi Görünümü

Ülkemiz 2016 yılı sonu itibarıyla elektrik üretiminin 273,4 milyar kWh, tüketiminin ise

278,3 milyar kWh olduğu görülmektedir. Ülkemizin yıllık elektrik enerjisi tüketim artış

hızı son 15 yılda ortalama %5,4 seviyelerinde gerçekleşmiş ve 2002 yılında 132,6

milyar kWh olan elektrik tüketimimiz 2016 yılında yaklaşık 2 katına çıkarak 278,3 milyar

kWh’e ulaşmıştır. Elektrik enerjisi talebindeki artış 2014 yılında %4,4, 2015 yılında

%3,3 iken, 2016 yılında %4,7 olarak gerçekleşmiştir (Çizelge 2.1).

Çizelge 2.1 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Görünümü (GWh)

YIL ÜRETİM İTHALAT İHRACAT TÜKETİM Üretim

Artış Oranı Tüketim

Artış Oranı

2002 129.400 3.588 435 132.553 5,4% 4,5%

2003 140.581 1.158 588 141.151 8,6% 6,5%

2004 150.698 464 1.144 150.018 7,2% 6,3%

2005 161.956 636 1.798 160.794 7,5% 7,2%

2006 176.300 573 2.236 174.637 8,9% 8,6%

2007 191.558 864 2.422 190.000 8,7% 8,8%

2008 198.418 789 1.122 198.085 3,6% 4,3%

2009 194.813 812 1.546 194.079 -1,8% -2,0%

2010 211.208 1.144 1.918 210.434 8,4% 8,4%

2011 229.395 4.556 3.645 230.306 8,6% 9,4%

2012 239.497 5.826 2.954 242.370 4,4% 5,2%

2013 240.154 7.429 1.227 246.357 0,3% 1,6%

2014 251.963 7.953 2.696 257.220 4,9% 4,4%

2015 261.783 7.135 3.194 265.724 3,9% 3,3%

2016 273.387 6.400 1.442 278.345 4,4% 4,7%

14

2.2 Elektrik Enerjisi Üretimi

2016 yılı sonu itibarıyla 273.387 GWh olan elektrik üretimimizin 184.889 GWh’i termik

santrallerden, 67.268 GWh’i hidroelektrik santrallerden, 21.230 GWh’i de diğer

yenilenebilir enerji kaynaklarından sağlanmıştır. 2009 yılı ile birlikte yenilenebilir enerji

kaynak bazlı üretimimizde ciddi artışlar gözlenmektedir. Yenilenebilir enerji

kaynaklarından rüzgar ve jeotermal bazlı üretimimiz 2002 yılındaki 153 GWh

seviyelerinden 2016 yılı sonu itibarıyla güneşin de dahil olmasıyla 21.230 GWh

düzeyine ulaşmıştır. (Çizelge 2.2, Çizelge 2.3 ve Şekil 2.1).

Çizelge 2.2 Kaynak Bazında Türkiye Elektrik Enerjisi Üretimi (GWh)

YIL TERMİK HİDROLİK RÜZGÂR + GÜNEŞ +

JEOTERMAL TOPLAM

ARTIŞ (%)

2002 95.563 33.684 153 129.400 5,4%

2003 105.101 35.330 150 140.581 8,6%

2004 104.464 46.084 151 150.698 7,2%

2005 122.242 39.561 153 161.956 7,5%

2006 131.835 44.244 221 176.300 8,9%

2007 155.196 35.851 511 191.558 8,7%

2008 164.139 33.270 1.009 198.418 3,6%

2009 156.923 35.958 1.931 194.813 -1,8%

2010 155.828 51.796 3.585 211.208 8,4%

2011 171.638 52.339 5.418 229.395 8,6%

2012 174.872 57.865 6.760 239.497 4,4%

2013 171.812 59.420 8.921 240.154 0,3%

2014 200.417 40.645 10.901 251.963 4,9%

2015 179.366 67.146 15.271 261.783 3,9%

2016 184.889 67.268 21.230 273.387 4,4%

15

2016 sonu itibarıyla elektrik üretimimizin %67,6’sı termik santrallerden, %24,6’sı

hidroelektrik santrallerden, %7,8’i da diğer yenilenebilir enerji kaynaklarından

sağlanmıştır. 2002-2016 dönemi içerisinde termik ve hidrolik kaynaklı elektrik üretim

oranları mevcut oranlara kıyasla çok fazla değişkenlik göstermezken rüzgar ve

jeotermal kaynaklı elektrik üretim oranları 2002 yılındaki değeri olan %0,1’lerden 2016

sonu itibarıyla %8’e kadar yükselmiştir.

2016 yılı sonu itibarıyla termik santrallerden ürettiğimiz elektrik enerjisinin toplam

elektrik enerjisi üretimi içindeki oranı %67,6’dır. Bu oran içerisinde ilk sırayı %33,74’lik

payı ile kömür kaynaklı santraller alırken onu %32,1’lik orana sahip doğal gaz + LNG

kaynaklı santraller takip etmekte, termik santralleri ise %24,6’lık pay ile hidrolik

santraller takip etmektedir. 2016 sonu itibarıyla 2014 yılına göre rüzgâr santrallerinde

üretilen elektriğin toplam üretimdeki payının %3,4’ten %5,7’ye yükselmiş olması son

derece önem arz etmektedir.

Çizelge 2.3 Kaynak Bazında Türkiye Elektrik Enerjisi Üretim Oranları

YIL TERMİK HİDROLİK RÜZGAR + GÜNEŞ +

JEOTERMAL 2002 73,9% 26,0% 0,1% 2003 74,8% 25,1% 0,1% 2004 69,3% 30,6% 0,1% 2005 75,5% 24,4% 0,1% 2006 74,8% 25,1% 0,1% 2007 81,0% 18,7% 0,3% 2008 82,7% 16,8% 0,5% 2009 80,6% 18,5% 1,0% 2010 73,8% 24,5% 1,7% 2011 74,8% 22,8% 2,4% 2012 73,0% 24,2% 2,8% 2013 71,5% 24,7% 3,7% 2014 79,5% 16,1% 4,3% 2015 68,5% 25,7% 5,8% 2016 67,6% 24,6% 7,8%

16

Şekil 2.1 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Üretiminin Gelişimi

Çizelge 2.4 Türkiye Elektrik Enerjisi Üretiminin Birincil Enerji Kaynaklarına

Göre Dağılımı (GWh)

2014 2015 2016

BİRİNCİL ENERJİ KAYNAĞI

ELEKTRİK ÜRETİMİ (GWh)

TOPLAM ÜRETİM İÇİNDEKİ

PAYI



PAYI



PAYI

KÖ

MÜ

R

Taşkömürü+ İthal Kömür+ Asfaltit

39.647 15,7% 44.830 17,12% 53.778 19,67%

Linyit 36.615 14,5% 31.336 11,97% 38.460 14,07%

SIV

I YA

KIT

LAR

FUEL-OIL 1.663 0,66% 980 0,37% 1.103 0,40%

MOTORİN 482 0,19% 1.244 0,48% 1.548 0,57%

LPG 0,00% 0,0% 0,0%

Nafta 0,00% 0,0% 2 0,00%

DOĞALGAZ + LNG 120.576 47,9% 99.219 37,9% 87.820 32,1%

YENİLENEBİLİR + ATIK 1.433 0,57% 1.758 0,67% 2.179 0,80%

TERMİK 200.417 79,5% 179.366 68,52% 184.889 67,63%

HİDROLİK 40.645 16,1% 67.146 25,6% 67.268 24,6%

RÜZGÂR 8.520 3,4% 11.652 4,45% 15.492 5,67%

JEOTERMAL 2.364 0,9% 3.424 1,31% 4.767 1,74%

GÜNEŞ 17,4 0,01% 194 0,07% 972 0,36%

GENEL TOPLAM 251.963 100% 261.783 100% 273.387 100%

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

GWh Termik Hidrolik Rüzgar + Jeotermal + Güneş

17

Şekil 2.2 2016 Sonu İtibarıyla Kaynak Bazında Ülkemiz Elektrik Enerjisi Üretim

Oranları

Ülkemizde, enerji sektöründe rekabete dayalı piyasaların oluşturulması stratejisi

çerçevesinde, elektrik, doğal gaz ve petrol sektörlerinde sürdürülebilir bir büyümeyi

temin edecek yatırım ortamının oluşturulmasına yönelik önemli aşamalar kaydedilmiş

ve uygun mevzuat altyapısının hazırlanması ile birlikte özel sektör tarafından

gerçekleştirilen enerji üretim tesisi yatırımları ivme kazanmıştır. Ülkemizde istikrar ve

güven ortamının oluşması ve Bakanlığımız enerji politikalarının başarıyla uygulanması

sonucu enerji yatırımları kamuya yük oluşturmayacak şekilde özel sektör tarafından

gerçekleştirilmektedir. Özel sektörün elektrik üretiminde payı 2002’de %40,2 iken,

2016 Yılı sonu itibarıyla yaklaşık %83,0 düzeyine ulaşmıştır.

Hidrolik24,60%

Doğalgaz + LNG32,10%

Kömür33,74%

Diğer3,90%

Rüzgar5,67%

18

Çizelge 2.5 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Üretiminin Üretici Kuruluşlara ve

Kaynaklara Göre Dağılımı (GWh)

KURULUŞLAR KAYNAK TİPİ 2002 2009 2012 2014

2015

2016

EÜAŞ

TERMİK 50.924 61.115 52.264 47.369 20.355 11.948

HİDROLİK 26.304 28.338 38.311 23.100 34.964 34.630

JEOTERMAL 105

TOPLAM 77.332 89.454 90.575 70.469 55.319 46.578

Üretim Şirketleri

TERMİK 44.640 95.808 122.608 153.048 159.012 172.942

HİDROLİK 7.380 7.620 19.554 17.545 32.181 32.638

RÜZGÂR 48 1.495 5.861 8.520 11.652 15.492

JEOTERMAL 436 899 2.364 3.424 4.767

GÜNEŞ 17,4 194 970

TOPLAM 52.068 105.359 148.922 181.494 206.464 226.809

TOPLAM

TERMİK 95.563 156.923 174.872 200.417 179.366 184.889

HİDROLİK 33.684 35.958 57.865 40.645 67.146 67.268

RÜZGÂR 48 1.495 5.861 8.520 11.652 15.492

JEOTERMAL 105 436 899 2.364 3.424 4.767

GÜNEŞ 17,4 194 972

TOPLAM 129.400 194.813 239.497 251.963 261.783 273.387

19

Çizelge 2.6 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Üretiminin Kamu ve Özel Sektöre Göre

Dağılımı (GWh)

YIL TOPLAM KAMU ÖZEL

SEKTÖR KAMU PAYI

(%)

ÖZEL SEKTÖR PAYI (%)

2002 129.400 77.332 52.068 59,8% 40,2%

2003 140.581 60.506 80.074 43,0% 57,0%

2004 150.698 62.639 88.060 41,6% 58,4%

2005 161.956 66.931 95.025 41,3% 58,7%

2006 176.300 84.716 91.584 48,1% 51,9%

2007 191.558 92.327 99.231 48,3% 51,7%

2008 198.418 97.717 100.701 49,3% 50,7%

2009 194.813 89.454 105.359 45,9% 54,1%

2010 211.208 95.532 115.675 45,2% 54,8%

2011 229.395 92.351 137.045 40,3% 59,7%

2012 239.497 90.575 148.922 37,8% 62,2%

2013 239.293 79.998 159.296 33,4% 66,6%

2014 251.963 70.469 181.494 28,0% 72,0%

2015 261.783 55.319 206.464 21,1% 78,9%

2016 273.387 46.578 226.809 17,0% 83,0%

Şekil 2.3 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Üretiminin Kamu ve Özel Sektöre Göre

Dağılımı

59

,8

43

,0

41

,6

41

,3 48

,1

48

,3

49

,3

45

,9

45

,2

40

,3

37

,8

33

,4

28

,0

21

,1

17

,0

40

,2

57

,0

58

,4

58

,7 51

,9

51

,7

50

,7

54

,1

54

,8

59

,7

62

,2

66

,6

72

,0

78

,9

83

,0

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

(%)

20

2.3 Elektrik Enerjisi Kurulu Gücü

2002 yılında 31.846 MW olan elektrik enerjisi kurulu gücümüz 2016 yılı sonu itibarıyla

yaklaşık 2,5 katına çıkarak 78.497 MW’ye yükselmiştir. 2016 yılında işletmeye alınan

santraller ile ülkemiz kurulu gücüne 5.899 MW’lik kapasite eklenmiştir. 2002-2016

arası son 15 yıllık dönemde ise ortalama yıllık %7,1’lik bir kurulu güç artışı

gerçekleştirilmiştir. (Çizelge 2.7 ve Şekil 2.4).

2002 yılında toplam elektrik enerjisi kurulu gücü içerisinde %38,4’lük pay ile hidrolik

kaynaklar ilk sırayı alırken onu %26,5’lik pay ile doğal gaz, %21,9’luk pay ile kömür ve

%0,1’lik pay ile rüzgar + jeotermal izlemektedir. Geriye kalan %13’lük payı ise diğer

kaynaklar oluşturmaktadır. 2016 sonu itibarıyla ülkemiz elektrik enerjisi kurulu gücü

içerisinde hidrolik kaynakların oranı %34,0, doğal gazın %28,3, kömürün %22,1 ve

rüzgar + güneş + jeotermalin ise %9,4 olarak gerçekleşmiştir. Bu kaynaklar haricinde

kalan diğer kaynakların payı ise %6,2’dir. 2002-2016 döneminde en büyük artış oranı

rüzgâr ve jeotermal kaynaklı kurulu güç payında gözlenmektedir. (Çizelge 2.7, Çizelge

2.8 ve Şekil 2.5).

Çizelge 2.7 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Kurulu Gücü (MW)

YIL TERMİK

HİDROLİK RÜZGÂR JEOTERMAL GÜNEŞ TOPLAM ARTIŞ

(%) Kömür Doğal Gaz

Diğer

2002 6.983 8.438 4.147 12.241 18,9 17,5 31.846 12,4

2003 8.239 10.053 4.683 12.579 18,9 15 35.587 11,7

2004 8.296 11.349 4.500 12.645 18,9 15 - 36.824 3,5

2005 9.117 12.275 4.487 12.906 20,1 15 - 38.820 5,4

2006 10.197 12.641 4.520 13.063 59 23 - 40.502 4,3

2007 10.097 12.853 4.322 13.395 146,3 23 - 40.836 0,8

2008 10.095 13.428 4.072 13.829 363,65 29,8 - 41.817 2,4

2009 10.501 14.555 4.284 14.553 791,6 77,2 - 44.761 7,0

2010 11.891 16.112 4.276 15.831 1.320 94,2 - 49.524 10,6

2011 12.491 16.005 5.436 17.137 1.729 114,2 - 52.911 6,8

2012 12.530 17.164 5.335 19.620 2.261 162,2 - 57.072 7,9

2013 12.563 20.255 5.830 22.289 2.760 310,8 - 64.007 12,2

2014 14.771 21.476 5.555 23.643 3.630 404,9 40,2 69.520 8,6

2015 15.483 21.261 5.159 25.868 4.503 623,9 248,8 73.147 5,2

2016 17.316 22.217 4.878 26.681 5.751 820,9 832,5 78.497 7,3

21

Şekil 2.4 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Kurulu Gücü

Çizelge 2.8 Ülkemiz Elektrik Enerjisi Kurulu Gücü Oranları

YIL TERMİK

HİDROLİK RÜZGÂR + GÜNEŞ +

JEOTERMAL Kömür Doğal Gaz

Diğer

2002 21,9% 26,5% 13,0% 38,4% 0,1%

2003 23,2% 28,2% 13,2% 35,3% 0,1%

2004 22,5% 30,8% 12,2% 34,3% 0,1%

2005 23,5% 31,6% 11,6% 33,2% 0,1%

2006 25,2% 31,2% 11,2% 32,3% 0,2%

2007 24,7% 31,5% 10,6% 32,8% 0,4%

2008 24,1% 32,1% 9,7% 33,1% 0,9%

2009 23,5% 32,5% 9,6% 32,5% 1,9%

2010 24,0% 32,5% 8,6% 32,0% 2,9%

2011 23,6% 30,2% 10,3% 32,4% 3,5%

2012 22,0% 30,1% 9,3% 34,4% 4,2%

2013 19,6% 31,6% 9,2% 34,8% 4,8%

2014 21,2% 30,9% 8,0% 34,0% 5,9%

2015 21,2% 29,1% 7,1% 35,4% 7,3%

2016 22,1% 28,3% 6,2% 34,0% 9,4%

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

MW Kömür Doğal Gaz Diğer Hidrolik Rüzgar Jeotermal Güneş

22

Şekil 2.5 2016 Yılı Sonu İtibarıyla Kaynak Bazında Kurulu Güç Oranları

Termik santrallerin kurulu gücü, 2002 yılında 19.568 MW olup 2016 sonunda ise

44.411 MW’ye yükselmiştir. Çizelgeden görüleceği üzere 2002 yılında tek yakıtlı termik

santrallerin toplam termik santraller kurulu gücü içerisindeki payının %91,2 olduğu, bu

oranın 2016 sonu itibarıyla %90,9’a gerilediği görülmektedir. Tek yakıtlı santraller

içinde doğal gaz ile çalışan santraller ağırlıkta olmakla birlikte onu linyit kaynaklı

santraller takip etmektedir. Tek yakıtlı termik santrallerin sahip olduğu toplam kurulu

güç içerisinde doğal gaz ile çalışan santrallerin sahip olduğu kurulu güç payının 2016

sonu itibarıyla %55,0 olduğu görülmektedir. Doğal gaz santrallerini %22,5’lik oranı ile

linyit kaynaklı santraller takip etmektedir.

Kömür

22,1%

Doğalgaz

28,3%

Jeotermal

1,0%

Hidrolik

34,0%

Rüzgar

7,3%

Diğer

6,2%

Güneş

1,1%

23

Çizelge 2.9 Ülkemiz Termik Santral Kurulu Gücü Dağılımı (MW)

2002 2012 2014 2015 2016

Tek

Yak

ıtlı

Linyit 6.503 8.148 8.238 8.663 9.087

Taşkömürü 335 335 335 350 350

İthal Kömür + Asfaltit 145 4.048 6.198 6.469 7.879

Fuel-Oil 2.009 1.196 509 440 363

Motorin 236 27 11 1 1

LPG 24 0 0 0 0

Nafta 132 5 5 5 5

Doğalgaz +LNG 8.438 17.164 21.476 21.261 22.217

Yenilenebilir + Atık + Atık Isı + Prolitik Yağ

28 159 288 362 488

Toplam 17.849 31.080 37.060 37.552 40.390

Ço

k Y

akıt

lı Katı + Sıvı 456 676 668 667 667

Sıvı + D. Gaz 1.264 3.273 4.074 3.684 3.354

Toplam 1.719 3.949 4.742 4.351 4.021

TERMİK TOPLAM 19.568 35.029 41.802 41.903 44.411

2002-2016 yılları arasındaki süreçte özel sektörün sahip olduğu kurulu güç miktarında

önemli artışlar yaşanmıştır. Türkiye Kurulu Gücünün Kamu ve Özel Sektöre Göre

Dağılımı tablosunda (Çizelge 2.10 ve Çizelge 2.11) 2002 yılında kamunun sahip

olduğu 21.058 MW’lık kurulu güçle toplam kurulu güç içerisindeki payının %66,1, özel

sektörün sahip olduğu 10.788 MW’lık kurulu güçle toplam kurulu güç içerisindeki

payının %33,9 olduğunu görülmektedir.

2016 sonu itibarıyla kamunun sahip olduğu 20.105 MW kurulu gücün toplam kurulu

güç içerisindeki payının %25,6’sını oluşturmaktadır. Özel sektör tarafından işletilen

58.392 MW kurulu güce sahip santrallerin toplam payı %74,4’e yükselmiştir.

24

Çizelge 2.10 Ülkemiz Kurulu Gücünün Kuruluş ve Kaynaklara Göre Dağılımı

(MW)

KURULUŞLAR KAYNAK

TİPİ 2002 2012 2014 2015 2016

EÜAŞ

TERMİK 10.932 12.561 8.884 7.319 6.939

HİDROLİK 10.109 12.214 12.995 13.004 13.166

JEOTERMAL 18

TOPLAM 21.058 24.775 21.879 20.323 20.105

Üretim Şirketleri

TERMİK 8.636 22.468 32.918 34.584 37.472

HİDROLİK 2.132 7.406 10.648 12.864 13.515

RÜZGÂR 19 2.261 3.630 4.503 5.751

JEOTERMAL 162 405 624 821

GÜNEŞ 40 249 833

TOPLAM 10.788 32.297 47.641 52.824 58.392

TOPLAM

TERMİK 19.569 35.029 41.802 41.903 44.411

HİDROLİK 12.241 19.620 23.643 25.868 26.681

RÜZGÂR 19 2.261 3.630 4.503 5.751

JEOTERMAL 18 162 405 624 821

GÜNEŞ 40 249 833

TOPLAM 31.846 57.071 69.520 73.147 78.497

Çizelge 2.11 Ülkemiz Kurulu Gücünün Kamu ve Özel Sektöre Göre Dağılımı

(MW)

YIL TOPLAM KAMU ÖZEL SEKTÖR KAMU

PAYI (%) ÖZEL SEKTÖR

PAYI (%)

2002 31.846 21.058 10.788 66,1% 33,9%

2003 35.587 20.113 15.474 56,5% 43,5%

2004 36.824 20.110 16.714 54,6% 45,4%

2005 38.820 20.905 17.415 53,9% 46,1%

2006 40.502 23.716 16.786 58,6% 41,4%

2007 40.836 23.875 16.961 58,5% 41,5%

2008 41.817 23.981 17.836 57,3% 42,7%

2009 44.761 24.203 20.559 54,1% 45,9%

2010 49.524 24.203 25.321 48,9% 51,1%

2011 52.911 24.150 28.761 45,6% 54,4%

2012 57.071 24.775 32.296 43,4% 56,6%

2013 64.007 23.781 40.227 37,2% 62,8%

2014 69.520 21.879 47.641 31,5% 68,5%

2015 73.147 20.323 52.824 27,8% 72,2%

2016 78.497 20.105 58.392 25,6% 74,4%

25

Şekil 2.6 Ülkemiz Kurulu Gücünün Kamu ve Özel Sektöre Göre Dağılımı

2016 yılında işletmeye açılan 239 santral ile 5.899 MW’lik kapasite artışı sağlanmıştır.

Çizelge 2.12’de devreye giren santral yatırımlarının detayları verilmiştir.

Çizelge 2.12 Elektrik Enerjisi Alanında Yapılan Özel Sektör Yatırımları

2013 2014 2015 2016

YAKIT CİNSİ ADET KURULU

GÜÇ (MW) ADET

KURULU GÜÇ (MW)

ADET KURULU

GÜÇ (MW) ADET

KURULU GÜÇ (MW)

Hidro 112 2.613,4 87 1.366,5 88 2.229,5 56 789,3

Rüzgâr 41 498,1 68 882,3 73 830,8 114 1.245,7

Jeotermal 5 148,6 5 94,1 12 219,0 14 197,0

Güneş 2 12,9

Atık Isı 4 42,5 2 15,1 2 13,5 2 39,6

Biyogaz 3 6,0 1 2,1

Biyogaz (Çöp Gazı) 3 12,7

Biyokütle(Çöp Gazı) 4 13,3 6 14,8 8 22,9 11 28,7

Biyokütle(Hayvansal atık) 1 1,2

Biyokütle 2 3,6 10 21 8 13,6 6 23,1

Biyogaz/Doğal Gaz 2 1,0

Doğal Gaz 44 3.585,6 36 1.677,3 17 203,2 25 1.656,4

Doğal Gaz/Motorin 1 24,6 1 9,8

Linyit 3 58,1 2 435,0 3 430

Linyit/Doğal Gaz 1 37,0

DG/FO/Linyit 1 4,8

DG/FO 1 35,0

Biyokütle(Orman Atığı) 1 30,0

Kömür 1 7,6

Kömür + Diğer 1 15,0

DG+Orman Ürün. 1 27,6

İthal Kömür 4 2.150 1 9,7

Pirolitik Yağ 1 7,0

Yerli Asfaltit 2 270,0

Y./İTH. T.KÖM./LİN. 2 1.400

TOPLAM 222 6.986,4 225 6.302,9 215 4.287,6 239 5.898,6

66

,1

56

,5

54

,6

53

,9

58

,6

58

,5

57

,3

54

,1

48

,9

45

,6

43

,4

37

,2

31

,5

27

,8

25

,6

33

,9

43

,5

45

,4

46

,1

41

,4

41

,5

42

,7

45

,9

51

,1

54

,4

56

,6

62

,8

68

,5

72

,2

74

,4

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

(%) Kamu Sektörü (%) Özel Sektör (%)

26

Çizelge 2.13’de görüldüğü üzere, 2002 yılında yerli kaynak bazlı kurulu güç miktarı

19.143 MW (%60,1) ve ithal kaynak bazlı santrallerin kurulu gücü ise 12.703 MW

(%39,9) olarak gerçekleşmiştir. 2016 sonu itibarıyla yerli kaynak bazlı kurulu güç

miktarının 44.417 MW (%56,6) iken ithal kaynaklardan yakıt sağlayan santrallerin

kurulu gücü ise 34.080 MW (%43,4)’dür.

Çizelge 2.13 Yerli ve İthal Kaynak Bazında Ülkemiz Kurulu Gücü

YIL

YERLİ KAYNAKLAR İTHAL KAYNAKLAR

MW % MW %

2002 19.143 60,1% 12.703 39,9%

2003 19.414 54,6% 16.173 45,4%

2004 19.493 52,9% 17.331 47,1%

2005 20.442 52,7% 18.378 47,3%

2006 21.732 53,7% 18.770 46,3%

2007 22.053 54,0% 18.783 46,0%

2008 22.726 54,3% 19.091 45,7%

2009 23.948 53,5% 20.813 46,5%

2010 25.817 52,1% 23.707 47,9%

2011 27.570 52,1% 25.341 47,9%

2012 30.684 53,8% 26.388 46,2%

2013 34.234 53,5% 29.773 46,5%

2014 36.715 52,8% 32.805 47,2%

2015 41.025 56,1% 32.122 43,9%

2016 44.417 56,6% 34.080 43,4%

27

Şekil 2.7 Yerli ve İthal Kaynak Bazında Ülkemiz Kurulu Gücü Oranları

2.4 Enerji Tüketim Maliyetleri

Çizelge 2.14 incelendiğinde, elektrik tüketim maliyetinin asgari ücret içindeki payının

yıllar içinde azaldığı görülmektedir. 200 kWh’lik elektrik tüketim maliyeti 2002-2016

yılları arasında 2,5 katına çıkarken asgari ücretin de bu yıllar arasında 8,5 katına

çıkmış olduğu görülmektedir.

60

,1

54

,6

52

,9

52

,7

53

,7

54

,0

54

,3

53

,5

52

,1

52

,1

53

,8

53

,5

52

,8

56

,1

56

,6

39

,9

45

,4

47

,1

47

,3

46

,3

46

,0

45

,7

46

,5

47

,9

47

,9

46

,2

46

,5

47

,2

43

,9

43

,4

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

(%) Yerli Kaynaklar (%) İthal Kaynaklar (%)

28

Çizelge 2.14 Elektrik Enerjisi Tüketim Maliyetinin Asgari Ücret İçindeki Payı

YIL ASGARİ ÜCRET

(Net, ₺) 200 kWh’lik Elektrik

Tüketimi (₺)* Asgari Ücret İçindeki

Pay (%)

01.01.2002 164,6 33,1 20,1

01.01.2003 226,0 36,2 16,0

01.01.2004 303,1 31,7 10,4

01.01.2005 350,2 31,7 9,0

01.01.2006 380,5 31,7 8,3

01.01.2007 403,0 31,3 7,8

01.01.2008 481,6 37,3 7,7

01.01.2009 527,1 50,5 9,6

01.01.2010 577,0 54,5 9,4

01.01.2011 630,0 54,4 8,6

01.01.2012 701,2 59,2 8,5

01.01.2013 773,0 73,0 9,4

01.01.2014 846,0 73,0 8,6

01.01.2015 949,1 79,7 8,4

01.01.2016 1.301,0 82,3 6,3

01.01.2017 1.404,06 82,5 5,9 *Bir ailenin aylık ortalama tüketimi

Şekil 2.8 Elektrik Enerjisi Tüketim Maliyetinin Asgari Ücret İçindeki Payı

0%

5%

10%

15%

20%

25%

29

Çizelge 2.15’de de görüleceği üzere doğal gaz tüketim maliyetinin asgari ücret içindeki

payı da yıllar içinde azalmıştır. 2002 yılında %32,2 olan bu pay 2016 yılı sonu itibarıyla

%9,8’e kadar düşmüştür.

Çizelge 2.15 Doğal Gaz Tüketim Maliyetinin Asgari Ücret İçindeki Payı

YIL ASGARİ ÜCRET

(Net, ₺) 125 m3’lük Doğal Gaz


Pay (%)

01.01.2002 164,6 52,6 32,2 01.01.2003 226,0 48,4 21,4 01.01.2004 303,1 39,2 12,9 01.01.2005 350,2 51,2 14,6 01.01.2006 380,5 61,3 16,1 01.01.2007 403,0 76,9 19,1 01.01.2008 481,6 83,1 17,3 01.01.2009 527,1 136,3 25,8 01.01.2010 577,0 90,2 15,6 01.01.2011 630,0 90,2 14,3 01.01.2012 701,2 104,3 14,9 01.01.2013 773,0 134,9 17,4 01.01.2014 846,0 134,9 15,7 01.01.2015 949,1 146,9 15,5 01.01.2016 1.301,0 149,1 11,5 01.01.2017 1.404,06 137,2 9,8

*Bir ailenin aylık ortalama tüketimi

Şekil 2.9 Doğal Gaz Tüketim Maliyetinin Asgari Ücret İçindeki Payı

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

30

Elektrik ve doğal gazın yanı sıra kömür tüketim maliyetinin de asgari ücret içindeki

payının azaldığı görülmektedir. 2002 yılında %6,8 olan bu pay 2016 yılı sonu itibarıyla

%5,2’ye düşmüştür.

Çizelge 2.16 Kömür Tüketim Maliyetinin Asgari Ücret İçindeki Payı

YIL ASGARİ ÜCRET

(Net, ₺) 200 kg’lık Kömür


Pay (%)

01.01.2002 164,6 11,1 6,8% 01.01.2003 226,0 19,5 8,6% 01.01.2004 303,1 23,7 7,8% 01.01.2005 350,2 23,7 6,8% 01.01.2006 380,5 25,9 6,8% 01.01.2007 403,0 30,7 7,6% 01.01.2008 481,6 36,6 7,6% 01.01.2009 527,1 47,8 9,1% 01.01.2010 577,0 47,8 8,3% 01.01.2011 630,0 52,6 8,4% 01.01.2012 701,2 56,6 8,1% 01.01.2013 773,0 55,0 7,1% 01.01.2014 846,0 55,0 6,5% 01.01.2015 949,1 60,8 6,4% 01.01.2016 1.301,0 68,8 5,3% 01.01.2017 1.404,06 73,2 5,2%

*Bir ailenin aylık ortalama tüketimi

Şekil 2.10 Kömür Tüketim Maliyetinin Asgari Ücret İçindeki Payı

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

10%

31

2.5 Tarifeler

2016 sonu itibarıyla elektrik tarifesi genel toplamda da görüldüğü üzere (Çizelge 2.17)

meskenler için kWh elektrik ücreti 41,24 kuruş iken Tek Terimli OG sanayi için 31,67

ve Tek Terimli AG Ticarethaneler için 41,59 kuruş olarak belirlenmiştir.

Çizelge 2.17 2016 Yılı Sonu İtibarıyla Elektrik Tarifeleri

Tek Terimli AG MESKEN

Tek Terimli OG SANAYİ

Tek Terimli AG TİCARETHANE

TEK ZAMANLI ENERJİ BEDELİ (krş/kWh)

22,10 20,52 22,12

DAĞITIM BEDELİ (krş/kWh) 11,08 5,50 11,36

ENERJİ FONU (%1) 0,22 0,21 0,22

TRT PAYI (%2) 0,44 0,41 0,44

ELEKTRİK TÜKETİM VERGİSİ (Sanayi %1; Mesken-Ticarethane %5)

1,11 0,21 1,11

ARA TOPLAM 34,95 26,84 35,25

KDV (%18) 6,29 4,83 6,34

GENEL TOPLAM (krş/kWh) 41,24 31,67 41,59

GENEL TOPLAM (Dolar-cent/kWh) 11,70 8,98 11,80

GENEL TOPLAM (Euro-cent/kWh) 11,10 8,52 11,19

1$= 3,5255 TL, 1 Avro= 3,7166 TL

32

2016 yılı Aralık ayı başı için Başkent Doğal gaz nihai fiyatı konutlar için 1,135143 ₺/m³,

sanayi için 0,886715 ₺/m³ olarak belirlenmişken; İGDAŞ’ta konut için 1,097465 ₺/m³,

sanayi için 0,898185 ₺/m³ fiyat belirlemiştir.

Çizelge 2.18 2016 Yılı Aralık Ayı Başı İtibarıyla Doğal Gaz Tarifeleri (₺/m3)

BAŞKENTGAZ DOĞALGAZ

TARİFESİ İGDAŞ DOĞALGAZ

TARİFESİ

KONUT SANAYİ KONUT SANAYİ

Gaz Bedeli* 0,786615 0,727145 0,786615 0,727145

Dağıtım Bedeli 0,175371 0,024309 0,143440 0,034029

KDV 0,173157 0,135262 0,167410 0,137011

Nihai Fiyat 1,135143 0,886715 1,097465 0,898185

*Gaz bedeli, iletim ve depolama bedelleri toplamı olup ÖTV dahildir.

2.6 Avrupa Birliği Ülkeleri Fiyat Sıralamaları

Avrupa Birliği ülkeleri elektrik fiyatları sıralamasında Türkiye, konutta 2016 yılı ilk yarısı

itibarıyla 0,1267 €/kWh ile 7. sırada yer almakta olup sanayi fiyatlaması sıralamasında

ise 0,0878 €/kWh ile 3. sırada yer almaktadır. Avrupa Birliği ülkeleri doğal gaz fiyatları

sıralamasında Türkiye, konutta 2016 yılı ilk yarısı itibarıyla 0,0336 €/kWh ile 2. sırada

yer almakta olup sanayi fiyatlaması sıralamasında ise 0,0289 €/kWh ile 2. sırada yer

almaktadır.

33

Çizelge 2.19 AB Ülkeleri Elektrik Fiyatları Sıralamasında Ülkemizin Yeri Konut (€/kWh)

2014 2.Dönem

2015 1.Dönem

2015 2.Dönem

2016 1.Dönem

SIRALAMA

Bulgaristan 0,0895 0,0942 0,0957 0,0956 1

Macaristan 0,1146 0,1127 0,1145 0,1114 2

Estonya 0,1325 0,1302 0,1291 0,1208 3

Litvanya 0,1319 0,1256 0,1243 0,1231 4

Malta 0,1248 0,1257 0,1269 0,1257 5

Romanya 0,1248 0,1303 0,1319 0,1263 6

Türkiye 0,1310 0,1360 0,1222 0,1267 7

Hırvatistan 0,1324 0,1317 0,1312 0,1311 8

Polonya 0,1408 0,1444 0,1418 0,1332 9

Çek Cumhuriyeti 0,1274 0,1273 0,1293 0,1420 10

Slovakya 0,1523 0,1506 0,1517 0,1423 11

Kıbrıs 0,2356 0,1957 0,1838 0,1527 12

Finlandiya 0,1538 0,1552 0,1530 0,1541 13

Slovenya 0,1632 0,1589 0,1631 0,1618 14

Hollanda 0,1801 0,1986 0,1846 0,1620 15

Letonya 0,1301 0,1635 0,1650 0,1628 16

Fransa 0,1620 0,1624 0,1675 0,1685 17

Lüksemburg 0,1738 0,1767 0,1767 0,1698 18

Yunanistan 0,1785 0,1767 0,1771 0,1760 19

İsveç 0,1867 0,1851 0,1874 0,1894 20

İngiltere 0,2013 0,2125 0,2183 0,1951 21

Avusturya 0,1987 0,2009 0,1983 0,2034 22

İspanya 0,2367 0,2309 0,2370 0,2185 23

İrlanda 0,2536 0,2426 0,2454 0,2306 24

Portekiz 0,2231 0,2279 0,2285 0,2350 25

İtalya 0,2338 0,2450 0,2428 0,2413 26

Belçika 0,2043 0,2126 0,2352 0,2544 27

Almanya 0,2974 0,2951 0,2946 0,2969 28

Danimarka 0,3035 0,3068 0,3042 0,3088 29

34

Çizelge 2.20 AB Ülkeleri Elektrik Fiyatları Sıralamasında Ülkemizin Yeri Sanayi (€/kWh)

2014 2.Dönem

2015 1.Dönem

2015 2.Dönem

2016 1.Dönem

SIRALAMA

İsveç 0,0833 0,0778 0,0738 0,0770 1

Finlandiya 0,0895 0,0877 0,0875 0,0849 2

Türkiye 0,0952 0,0964 0,0829 0,0878 3

Çek Cumhuriyeti 0,0991 0,0934 0,0947 0,0884 4

Romanya 0,1001 0,1029 0,0989 0,0913 5

Lüksemburg 0,1046 0,1003 0,0965 0,0943 6

Polonya 0,1025 0,1085 0,1059 0,0993 7

Macaristan 0,1123 0,1080 0,1084 0,1004 8

Slovenya 0,1033 0,1009 0,1061 0,1033 9

Hollanda 0,1075 0,1091 0,1024 0,1037 10

Estonya 0,1117 0,1066 0,1117 0,1054 11

Hırvatistan 0,1148 0,1150 0,1159 0,1129 12

Litvanya 0,1417 0,1198 0,1205 0,1136 13

Fransa 0,1117 0,1210 0,1139 0,1191 14

Bulgaristan 0,0909 0,0831 0,0939 0,1202 15

Kıbrıs 0,2256 0,1648 0,1668 0,1238 16

Avusturya 0,1266 0,1247 0,1260 0,1272 17

Slovakya 0,1409 0,1351 0,1346 0,1310 18

İspanya 0,1412 0,1420 0,1371 0,1337 19

Belçika 0,1309 0,1301 0,1297 0,1349 20

Yunanistan 0,1467 0,1460 0,1299 0,1363 21

Portekiz 0,1460 0,1402 0,1420 0,1384 22

Letonya 0,1374 0,1425 0,1432 0,1410 23

Malta 0,1870 0,1679 0,1475 0,1493 24

İrlanda 0,1532 0,1601 0,1531 0,1498 25

İngiltere 0,1606 0,1788 0,1823 0,1643 26

İtalya 0,2033 0,1873 0,1855 0,1771 27

Almanya 0,1992 0,1979 0,1960 0,1974 28

Danimarka 0,2606 0,2589 0,2599 0,2664 29

35

Çizelge 2.21 AB Ülkeleri Doğal Gaz Fiyatları Sıralamasında Ülkemizin Yeri Konut (€/kWh)

2014 2.Dönem

2015 1.Dönem

2015 2.Dönem

2016 1.Dönem

SIRALAMA

Romanya 0,0319 0,0311 0,0340 0,0333 1

Türkiye 0,0373 0,0378 0,0347 0,0336 2

Macaristan 0,0351 0,0353 0,0352 0,0344 3

Bulgaristan 0,0484 0,0477 0,0391 0,0368 4

Polonya 0,0500 0,0501 0,0498 0,0392 5

Litvanya 0,0499 0,0423 0,0436 0,0413 6

Letonya 0,0488 0,0496 0,0485 0,0424 7

Hırvatistan 0,0475 0,0473 0,0459 0,0428 8

Estonya 0,0494 0,0456 0,0384 0,0442 9

Lüksemburg 0,0514 0,0496 0,0482 0,0454 10

Slovakya 0,0519 0,0496 0,0495 0,0460 11

Belçika 0,0650 0,0584 0,0621 0,0547 12

İngiltere 0,0646 0,0635 0,0668 0,0553 13

Yunanistan 0,0798 0,0681 0,0750 0,0564 14

Çek Cumhuriyeti 0,0563 0,0574 0,0583 0,0583 15

Slovenya 0,0634 0,0629 0,0609 0,0599 16

Fransa 0,0762 0,0701 0,0733 0,0650 17

İrlanda 0,0745 0,0673 0,0724 0,0652 18

Almanya 0,0681 0,0676 0,0681 0,0661 19

İspanya 0,0959 0,0731 0,0956 0,0677 20

Avusturya 0,0730 0,0730 0,0711 0,0690 21

Danimarka 0,0878 0,0802 0,0764 0,0717 22

İtalya 0,0951 0,0766 0,0905 0,0731 23

Hollanda 0,0820 0,0756 0,0803 0,0779 24

Portekiz 0,1039 0,0976 0,0982 0,0913 25

İsveç 0,1138 0,1131 0,1173 0,1129 26

36

Çizelge 2.22 AB Ülkeleri Doğal Gaz Fiyatları Sıralamasında Ülkemizin Yeri Sanayi (€/kWh)

2014 2.Dönem

2015 1.Dönem

2015 2.Dönem

2016 1.Dönem

SIRALAMA

Bulgaristan 0,0410 0,0385 0,0322 0,0276 1

Türkiye 0,0313 0,0329 0,0298 0,0289 2

Belçika 0,0354 0,0354 0,0343 0,0310 3

Çek Cumhuriyeti 0,0368 0,0359 0,0356 0,0317 4

Letonya 0,0431 0,0420 0,0356 0,0323 5

Litvanya 0,0453 0,0339 0,0263 0,0324 6

Polonya 0,0448 0,0461 0,0416 0,0333 7

Yunanistan 0,0522 0,0466 0,0406 0,0333 8

İspanya 0,0452 0,0423 0,0384 0,0340 9

İngiltere 0,0417 0,0428 0,0421 0,0346 10

Romanya 0,0381 0,0372 0,0359 0,0346 11

İtalya 0,0386 0,0397 0,0355 0,0348 12

İrlanda 0,0459 0,0438 0,0408 0,0361 13

Slovakya 0,0451 0,0417 0,0416 0,0366 14

Estonya 0,0442 0,0429 0,0326 0,0371 15

Lüksemburg 0,0418 0,0410 0,0404 0,0382 16

Fransa 0,0445 0,0443 0,0425 0,0389 17

Macaristan 0,0494 0,0466 0,0429 0,0403 18

Almanya 0,0478 0,0470 0,0449 0,0404 19

Hırvatistan 0,0502 0,0486 0,0438 0,0409 20

Portekiz 0,0546 0,0512 0,0465 0,0418 21

Slovenya 0,0534 0,0448 0,0464 0,0421 22

Avusturya 0,0481 0,0475 0,0480 0,0445 23

Hollanda 0,0407 0,0470 0,0388 0,0464 24

Finlandiya 0,0579 0,0554 0,0524 0,0514 25

Danimarka 0,0782 0,0702 0,0670 0,0603 26

İsveç 0,0801 0,0819 0,0779 0,0724 27

37

2.7 Petrol ve Doğal Gaz

Ülkemizin petrol ve doğal gaz üretimi incelenecek olursa ham petrol üretiminde yıllara

göre fazla değişiklik olmadığı buna karşılık doğal gaz üretim miktarımızın ise değişken

bir seyir izlediği görülmektedir. 2016 Yılı sonu itibarıyla 17,9 milyon varil ham petrol

üretimine karşılık 381,6 milyon m³ doğal gaz üretimi gerçekleştirilmiştir.

Çizelge 2.23 Ham Petrol ve Doğal Gaz Üretimi

YIL HAM PETROL

ÜRETİMİ (milyon varil)

TPAO HAM PETROL ÜRETİMİ

(milyon varil)

DOĞAL GAZ ÜRETİMİ

(milyon m3)

TPAO DOĞAL GAZ ÜRETİMİ

(milyon m3)

2002 17,0 11,7 378,4 268,0

2003 16,6 11,1 560,6 352,1

2004 15,9 10,5 707,0 432,8

2005 15,9 10,7 896,4 566,9

2006 15,1 10,4 906,6 412,6

2007 14,8 10,3 893,1 421,5

2008 15,0 10,3 1.014,5 495,6

2009 16,7 12,4 729,4 277,3

2010 17,3 11,6 726,0 260,7

2011 16,4 11,2 793,4 317,7

2012 16,2 11,6 664,4 339,7

2013 16,6 12,3 561,5 307,6

2014 17,1 12,1 502,1 251,8

2015 17,5 11,5 398,7 165,7

2016 17,9 12,2 381,6 248,1

38

Ülke genelinde 2016 sonu itibarıyla 27,6 milyon ton ham petrol ve 46,1 milyar m³

doğalgaz tüketimi gerçekleştirildiği görülmektedir. 2002-2016 yılları arasında ham

petrol tüketimine baktığımızda 15 yıllık sürecin sonunda 2002 yılına göre 2016 yılında

ham petrol tüketimimiz yaklaşık %5,7 artmıştır. Doğal gaz tüketimi ise 2002 yılına

kıyasla 2016 yılında 2,7 katına çıkmıştır.

Çizelge 2.24 Ham Petrol ve Doğal Gaz Tüketimi

YIL HAM PETROL TÜKETİMİ

(milyon ton) DOĞAL GAZ TÜKETİMİ

(milyon m3)

2002 26,1 17.065

2003 29,5 21.384

2004 30,6 22.505

2005 29,3 27.467

2006 29,9 31.128

2007 27,7 34.600

2008 27,0 36.100

2009 22,3 34.400

2010 23,8 36.900

2011 25,0 43.800

2012 22,1 45.242

2013 20,8 45.270

2014 19,8 48.717

2015 27,2 47.999

2016 27,6 46.146

39

Petrol arama ve üretimi için yapılan yurtiçi toplam yatırım miktarları 2002 yılında

toplamda 90 milyon Dolar iken 2016 yılında gerçekleşen toplam yatırım miktarı ise 135

milyon dolar olmuştur. Özellikle petrol arama ve üretimi noktasında 2010 yılı itibarıyla

ciddi artışlar gözlenmiştir. Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı (TP)’nin 2002 yılında

petrol arama ve üretimi için yaptığı yurtiçi yatırım miktarı 42 milyon Dolar iken 2016

yılında gerçekleşen yatırım miktarı ise 90 milyon dolar olmuştur.

Çizelge 2.25 Ham Petrol Arama ve Üretim için Yapılan Yurtiçi Yatırım Miktarı

YIL TPAO

(milyon Dolar) DİĞER

(milyon Dolar) TOPLAM

(milyon Dolar)

2002 42 48 90

2003 71 76 147

2004 147 107 254

2005 210 190 400

2006 288 274 562

2007 341 238 579

2008 412 263 675

2009 366 350 716

2010 389 997 1.386

2011 579 541 1.120

2012 502 275 777

2013 396 500 896

2014 489 531 1.020

2015 291 309 600

2016 90 45 135

40

2016 yılında yaklaşık 46,2 milyar m3 doğal gaz ithal edilirken 2015 yılı sonuna göre

%4,6’lık bir azalma gerçekleşmiştir. Bu rakam 2002 yılı için ise 17,1 milyar m3 olarak

gerçekleşmiştir. 2016 sonu itibarıyla gerçekleşmiş ithalat rakamları üzerinden hareket

edildiğinde doğal gaz ithalatının %53,5’inin Rusya’dan, %16,7’sinin İran’dan,

%14’ünün de Azerbaycan’dan yapıldığı görülmektedir (Çizelge 2.26).

Çizelge 2.26 Ülke Bazında Doğal Gaz İthalatı (milyon m3)

YIL RUSYA İRAN AZERBAYCAN CEZAYİR NİJERYA SPOT LNG

TOPLAM

2002 11.574 660 3.722 1.139 17.095

2003 12.460 3.461 3.795 1.107 20.823

2004 14.102 3.498 3.182 1.016 21.798

2005 17.524 4.248 3.786 1.013 26.571

2006 19.316 5.594 4.132 1.100 79 30.221

2007 22.762 6.054 1.258 4.205 1.396 167 35.842

2008 23.159 4.113 4.580 4.148 1.017 333 37.350

2009 19.473 5.252 4.960 4.487 903 781 35.856

2010 17.576 7.765 4.521 3.906 1.189 3.079 38.036

2011 25.406 8.190 3.806 4.156 1.248 1.069 43.874

2012 26.491 8.215 3.354 4.076 1.322 2.464 45.922

2013 26.212 8.730 4.245 3.917 1.274 892 45.270

2014 26.975 8.933 6.074 4.179 1.414 1.598 49.173

2015 26.783 7.826 6.169 3.916 1.240 2.493 48.427

2016 24.740 7.705 6.480 4.193 1.120 1.962 46.200

41

2.8 Kömür

2016 Yılı Sonu İtibarıyla Kamu Uhdesinde Bulunan Kömür Rezervi ve Üretim Bilgileri

(Çizelge 2.27)’inde verildiği üzere linyit rezervinin 12.712 milyon ton, taşkömürü

rezervinin ise 1.297 milyon ton olduğu görülmektedir. 2016 Yılı sonu itibarıyla 27 milyon

ton linyit üretimi gerçekleştirilirken, 1,5 milyon ton taşkömürü üretimi

gerçekleştirilmiştir.

Çizelge 2.27 2016 Yılı Sonu İtibarıyla Kamuya Ait Kömür Rezervi ve Üretim

Bilgileri

KURUM REZERV

(milyon ton) ÜRETİM

(milyon ton)

LİNYİT

TKİ 3.646 13,7

EÜAŞ 8.502 13,3

MTA 564 -

TOPLAM 12.712 27,0

TAŞKÖMÜRÜ TTK 1.297 1,5

42

Çizelge 2.28 2003-2015 Yılları İşletme Ruhsatlı Sahalardan Ruhsat Sahiplerince

MİGEM’e Beyan Edilen Enerji Hammaddeleri Üretim Değerleri

2003-2015 YILLARI ENERJİ HAMMADDELERİ ÜRETİMİ

Sıra No: Maden Adı Kurum

Üretim Miktarı (ton)

2003 2004 2013 2014 2015

1 Asfaltit 414.050 6.441 648.953 336.852 837.112

2 Bitümlü Madde

TKİ 0 721.899 149.828 259.508 288.185

3 Kömür

EÜAŞ 16.057.585 12.658.583 16.011.459 18.987.907 10.855.125

TKİ 28.718.676 24.115.256 23.257.009 22.854.114 12.432.171

Diğer Kamu

11.245.055 1.063.927 399.816

Özel Sektör

3.939.949 4.166.511 12.810.342 23.301.062 35.043.058

Toplam 48.716.210 40.940.350 63.323.865 66.207.011 58.730.170

4 Taşkömürü TTK 2.954.334 2.805.654 2.789.338 1.916.833 2.074.049

KÖMÜR GENEL TOPLAMI

52.084.594 44.774.344 66.911.984 68.720.204 61.929.516


43

3. ÜLKEMİZ TABİİ KAYNAKLAR GÖRÜNÜMÜ

Madencilik sektörünün GSYH içindeki değerinin 2002 yılında 2.914 milyon TL olduğu

ve bu değer ile sektör payının %1,1 olduğu görülmektedir. 2016 yılı ilk yarısı itibarıyla

ise madencilik sektörünün GSYH içindeki değeri 10.836 milyon TL, sektör payı ise

%1,1 seviyelerindedir.

Çizelge 3.1 Madencilik Sektörünün GSYH İçerisindeki Payı

Yıllar

TÜRKİYE GENELİ MADENCİLİK SEKTÖRÜ

Cari fiyatlarla Toplam GSYH

Cari fiyatlarla Toplam GSYH

GSYH İçindeki Madencilik

Sektörü

GSYH İçindeki Madencilik

Sektörü

TL Bazında

Artış Oranı

Sektör Payı

(Milyon TL) (Milyon $) (Milyon TL) (Milyon $) % %

2002 350.476 230.494 2.914 1.916 36,5 1,1

2003 454.781 304.901 3.858 2.587 32,4 1,1

2004 559.033 390.387 5.174 3.613 34,1 1,2

2005 648.932 481.497 6.963 5.166 34,6 1,4

2006 758.391 526.429 8.952 6.214 28,5 1,2

2007 856.387 658.786 10.536 8.105 17,7 1,2

2008 950.144 741.792 13.458 10.172 27,7 1,4

2009 953.973 616.703 14.235 9.216 5,8 1,5

2010 1.105.101 735.828 15.785 10.511 16 1,4

2011 1.294.893 772 298 19.249 11.480 21,9 1,5

2012 1.416.817 786 293 21.104 11.712 10 2

2013 1.561.510 820.012 21.889 11.495 3,3 1,4

2014 1.749.782 800.107 25.457 11.640 16,2 1,5

2015 1.953.561 719.967 24.626 9.076 -3,2 1,3

2016* 1.023.776 350.388 10.836 3.709 2,5 1,1

*2016 yılı ilk 6 ay verisidir. (1 $: 2,92184 TL)

44

Maden ithalat ve ihracatımıza yönelik bilgiler yıl bazında Çizelge 3.2’de verilmiştir.

Çizelge 3.2 Madencilik İthalatı ve İhracatı

YIL İTHALAT (milyar $)

İHRACAT (milyar $)

2002 1,07 0,61

2003 1,35 0,74

2004 1,77 1,10

2005 2,41 1,40

2006 3,08 1,89

2007 3,85 2,51

2008 4,90 2,97

2009 4,48 2,31

2010 4,78 3,32

2011 6,07 3,49

2012 6,82 4,03

2013 5,58 4,87

2014 4,85 4,10

2015 4,61 3,75

2016 3,75 3,24

Şekil 3.1 Madencilik İthalatı ve İhracatı

1,1

1,4

1,8

2,4

3,1

3,9

4,9

4,5

4,8

6,1

6,8

5,6

4,9

4,6

3,8

0,6

0,7

1,1

1,4

1,9

2,5

3,0

2,3

3,3

3,5

4,0

4,9

4,1

3,8

3,2

0

1

2

3

4

5

6

7

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Mily

ar $

İthalat İhracat

45

Çizelge 3.3 2003-2015 Yılları Doğal Taş Üretimleri (1-2)

YIL İGNİMBRİT MERMER ONİKS TRAVERTEN TOPLAM

ÜR

ET

İM (

m3)

2003 7.705 1.300.637 176 198.730 1.507.248

2004 39.820 1.207.584 57 601.068 1.848.529

2005 5.282 1.578.730 451 696.545 2.281.008

2006 20.174 1.855.740 2.578 1.017.672 2.896.164

2007 18.486 2.801.757 5.663 995.065 3.820.971

2008 26.313 2.262.537 2.145 759.118 3.050.113

2009 66.794 2.715.601 2.322 1.002.866 3.787.583

2010 52.055 3.352.070 2.113 879.319 4.285.557

2011 55.873 4.086.222 7.678 1.685.049 5.834.822

2012 14.275 4.488.947 13.335 797.915 5.314.472

2013 29.380 4.255.545 15.665 713.697 5.014.287

2014 32.195 4.220.564 10.688 812.840 5.076.287

2015 36.579 5.613.435 6.905 1.239.369 6.896.288


YIL ANDEZİT BAZALT GRANİT DİĞER SERPANTİN YAPITAŞI DİYABAZ GABRO TOPLAM

ÜR

ET

İM (

To

n)

2003 80.605 42.401 106.169 0 0 0 622 229.797

2004 81.900 28.555 125.030 17.592 0 0 790 253.867

2005 517.831 749.589 160.930 31.506 1.027.345 0 458 2.487.659

2006 2.485.956 2.909.031 320.069 382.377 5.763 0 0 6.103.196

2007 4.115.184 4.914.124 252.354 239.531 305.262 0 2.071 9.828.526

2008 3.307.107 8.448.618 367.959 161.166 22.671 0 1.276 12.308.797

2009 1.908.544 12.963.003 324.718 112.318 14.000 0 5.538 15.328.121

2010 6.436.380 20.320.391 239.819 207.961 26.745 0 1.969 27.233.265

2011 2.878.093 18.656.135 245.911 651.932 2.514.601 270.270 293.777 25.510.719

2012 2.891.804 19.300.297 566.650 296.802 1.025.427 65.756 94.835 24.241.571

2013 3.358.863 23.422.845 896.348 641.662 14.701 37.945 335.958 252.563 28.960.785

2014 6.803.746 21.966.172 1.219.916 1.242.236 13.112 33.553 226.939 255.070 31.760.744

2015 4.860.348 22.710.931 157.463 108.155 138.454 68.302 331.027 198.947 28.573.627


46

2016 Yılı Sonu İtibarıyla Doğal Taşların İhracat Değerleri Tablosu incelendiğinde

toplam doğal taşlar ihracat tutarının yaklaşık 1,7 milyar dolar olduğu görülmektedir.

Çizelge 3.4 2016 Yılı Sonu İtibarıyla Doğal Taşların İhracat Değerleri

DOĞAL TAŞLAR İHRACAT

DEĞER ($)

MERMER, TRAVERTEN, HAM BLOK VE PLAKALAR HALİNDE 799.672.152

MERMER, İŞLENMİŞ 732.894.130

TRAVERTEN, İŞLENMİŞ 104.086.539

GRANİT, HAM 5.841.899

GRANİT, İŞLENMİŞ 4.939.645

KAYAGAN TASI (ARDUVAZ), HAM 355.619

KAYAGAN TASI (ARDUVAZ), İŞLENMİŞ 518.123

YONTULMAYA VEYA İNŞAATA ELVERİŞLİ DİĞER TAŞLAR 18.527.086

TOPLAM 1.666.835.193

Çizelge 3.5 2003-2015 Yılları Metalik Maden Üretimleri

Sıra No:

Maden Adı Üretim Miktarı (Ton)

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

1 Altın (metal)

5,39 3,26 4,17 8,04 9,92 11,02 14,47 16,89 24,4 29,39 33,98 31,26 20

2 Antimuan 650 8.711 28.377 25.316 28.111 50.357 24.917 25.974 43.340 131.839 83.553 55.791 35.501

3 Bakır 2.919.579 1.616.432 2.618.813 4.293.530 4.806.198 5.208.831 5.173.773 5.469.844 5.687.058 7.684.052 7.983.438 6.422.445 3.642.130

4 Boksit 333.574 1.176.929 453.765 879.214 1.264.933 818.928 1.473.181 1.311.064 1.024.915 1.521.150 795.562 1.091.442 518.550

5 Çinko 371.504 495.191 485.236 554.425 464.690 627.870 362.327 238.125 793.048 1.183.184 1.520.571 225.588 107.824

6 Demir 4.208.156 4.119.484 4.598.230 3.785.121 4.849.397 4.696.950 3.854.972 5.814.045 6.450.480 4.969.901 8.589.362 11.887.154 7.760.957

7 Gümüş 96 97 137,56 167,34 198 294,4 351,6 363,52 246,5 193,89 181,6 183,88 287

8 Kadmiyum 0 0 0 141 12.650 2.291 15 0 0 0 12.000 0 0

9 Krom 504.803 1.168.336 1.620.386 1.849.864 3.639.752 5.100.482 6.240.290 8.624.042 9.971.368 12.431.661 11.131.311 10.241.477 8.301.218

10 Kurşun 173.910 253.590 366.305 279.727 684.931 565.374 599.705 526.277 1.044.222 1.076.088 1.491.669 2.206.054 33.369

11 Manganez 25.202 21.204 52.273 32.144 42.033 51.703 141.246 134.336 172.480 192.756 321.785 245.830 142.809

12 Molibden 0 0 0 0 185 25 0 0 2.848 0 1.240 0 2.670

13 Nikel 0 0 52.988 20.000 107.000 51.250 106.127 224.662 75.018 336.730 95.187 268.545 765.346

14 Alüminyum 821.666

15 Pirit 640 63.674 109.100 116.091 124.130 131.315 135.190 124.000 107.972 95.220 49.491

Toplam 8.537.479 8.859.977 10.277.155 11.783.331 16.009.188 17.290.457 18.101.049 22.500.064 25.414.855 29.651.584 32.133.866 32.739.761 22.180.837


47

Çizelge 3.6 2003-2015 Yılları Endüstriyel Hammaddeler Üretimleri


Sıra No:

Maden Adı Üretim Miktarı (Ton)

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

1 Alçıtaşı 2.354.234 2.300.703 3.500.864 4.369.771 5.546.496 7.338.127 4.369.589 6.321.891 5.723.439 8.248.446 9.790.097 9.051.158 8.638.715

2 Alünit (Şap) 622 0 0 6.683 2.511 15.324 2.068 433.310 0 0 13.568 0 0

3 Barit 113.254 113.775 157.179 161.993 184.041 482.740 213.187 172.618 250.786 1.677.221 736.316 203.984 655.943

4 Bentonit 945.925 1.281.468 501.142 1.134.251 1.742.487 1.553.588 932.487 798.397 471.528 1.033.568 622.872 1.088.444 3.134.911

5 Bor 2.424.185 2.261.977 3.478.784 3.955.574 4.406.970 4.998.826 3.923.494 5.823.836 6.348.487 4.220.291 4.065.655 7.309.708 5.071.896

6 Civa 0 0 0 0 65 0 0 0 0 0 0 0 0

7 Çört 0 0 0 34.606 12.532 5.134 109.409 115.518 169.362 140.294 3.803.881 30 288.023

8 Dikit 0 0 3.100 0 0 80 50 0 0 0 0 0 0

9 Diyatomit 36.303 1.324 44.122 45.420 33.135 62.685 27.634 18.448 45.187 86.403 84.571 61.884 86.656

10 Feldispat 3.396.326 3.936.742 4.560.226 5.771.892 6.548.796 6.767.500 4.212.547 6.281.597 7.076.068 9.479.699 13.764.126 7.960.844 10.422.766

11 Fluorit 4.375 0 0 0 0 2.931 3.756 25.189 4.524 5.197 3.874 4.271 6.238

12 Fosfat 0 0 900 1.300 1.300 1.000 1.000 0 0 0 510.080 604.000 713.230

13 Grafit 0 28 0 0 0 3.236 2.400 0 5.250 31.500 28.740 3.850 0

14 İllit 0 0 0 27.898 57.774 61.577 36.509 35.622 17.265 0 800 16.200 44.000

15 Kalsedon 2.941 3.945 4.716 4.706 5.461 4.370 2.162 1.814 896 2.287 2.249 1.689 1.154

16 Kalsit 1.077.476 2.534.016 3.177.661 5.875.732 7.171.456 6.176.997 6.291.822 8.629.005 10.084.119 9.248.471 9.727.092 11.054.222 10.071.769

17 Kaolen 581.479 734.473 908.862 1.064.107 914.117 792.044 727.649 787.287 1.229.352 988.081 1.168.441 2.032.103 1.887.302

18 Killer (Kil+K.kili + Ser.Kili +Halloyisit vb)

2.387.371 3.626.625 1.962.072 3.034.560 2.871.145 3.261.379 2.412.609 4.030.961 3.747.503 4.119.513 3.411.915 4.445.962 7.130.271

19 Kuvars 377.805 395.248 503.715 408.725 343.299 555.841 550.246 747.223 471.201 931.310 870.166 973.240 929.594

20 Kuvars Kumu 3.098.668 2.073.725 1.729.525 2.608.260 4.997.694 2.422.587 4.499.154 4.022.433 7.020.622 7.085.380 7.969.392 10.258.912 12.013.933

21 Silis Kumu 85.870

22 Kuvarsit 1.456.376 1.279.929 962.818 1.463.162 1.803.670 1.207.131 1.393.631 1.795.149 3.896.477 2.499.094 3.087.670 2.521.107 2.839.449

23 Kükürt 0 0 0 0 0 300 5.230 427 3.820 5.889 8.069 0 823

24 Leonardit 5.737 2.996 1.780

25 Manyezit + Hidromanyezit

558.432 2.218.236 571.142 466.193 802.406 677.784 861.180 2.316.763 2.588.276 2.475.828 2.597.465 2.377.157 3.335.258

26 Mika 4.772 321 3.584 772 3.313 8.392 4.172 387 277 1.253 1.504 9.240 637

27 Montmorillonit 520.000 0 260.000 428.756 530.879 125.000 279.473 539.943 630.306 655.974 315.880 330.329 379.102

28 Nef. Siyenit 51 205 0 0 400 0 759 1.308 1.500 4.000 404 2.241 0

29 Obsidyen 0 32 0 0 226 0 19 106 300 1.230 3.240 400 0

30 Olivin +Dünit 20.464 71.396 94.439 191.298 145.839 170.631 168.567 192.394 221.079 244.753 126.990 244.138 184.623

31 Perlit 330.184 366.489 333.400 474.966 478.579 551.266 522.832 545.585 702.673 887.600 1.075.949 897.125 843.242

32 Pomza 2.167.277 2.426.037 1.860.037 3.515.644 3.995.423 3.449.733 4.322.543 4.198.751 5.822.501 4.556.632 5.159.047 6.710.170 11.043.842

33 Radyolarit 0 0 0 7.056 62.040 82.363 458 51.280 58.774 43.045 17.895 24.046 32.786

34 Rutil (Tüvenan) 2.000 4.900 12 0 20 20 4.000 1.000 0 5.000 5.000 5.000 5.000

35 Sepiyolit (+Lületaşı +Paligorskit)

31.885 19.554 10.478 19.242 36.402 3.824 3.448 16.342 30.716 31.180 59.426 52.658 28.804

36 Sileks (Çakmaktaşı)

19.029 9.938 9.823 7.228 12.325 7.818 7.038 6.222 2.248 5.403 5.051 596 6.131

37 Sodyum Sülfat (Soda)

920.074 890.354 766.636 826.206 1.120.968 961.295 807.314 1.600.603 2.491.441 1.366.179 1.000.150 779.894 167.688

38 Stronsiyum Tuzu 159.923 127.957 30.100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

39 Talk 17.099 8.233 8.775 4.969 12.722 3.364 6.887 1.826 9.959 14.537 1.132 5.048 9.681

40 Trona 204 6.000 12 2.184 1.716 23.673 1.581.149 1.623.192 1.749.068 1.852.817 1.665.077 1.828.167 1.854.290

41 Turba 20.352 62.108 71.749 185.944 145.403 113.112 65.315 214.620 148.012 108.610 156.357 150.828 134.647

42 Vermikülit 1.604 716 425

43 Zeolit 156.887 192.240 249.572 121.014 104.138 107.951 141.728 33.813 214.179 60.258 33.197 49.366 55.224

44 Zımpara +Diyasporit

5.458 11.953 9.378 13.899 19.108 57.722 28.198 67.989 113.602 54.848 43.776 38.816 75.538

45 Zirkon (Tüvenan) 0 0 0 0 0 75 10.000 0 500 200 0 1100 1.500

TOPLAM 20.804.060 26.959.931 25.774.823 36.234.011 44.114.856 42.057.420 38.531.713 51.452.849 61.351.297 62.171.991 71.944.455 71.101.639 82.182.741

48

2002 yılında üretilen konsantre bor miktarı 1.368.000 ton iken bu miktar 2016 yılı sonu

itibarıyla 1.512.843 ton’a yükselmiştir. Aynı dönem içerisinde bor kimyasalları ve

eşdeğer ürün açısından 2002 Yılında 436.000 ton üretim gerçekleşirken bu rakam

2016 yılı sonu itibarıyla 4,2 katına çıkarak 1.831.547 ton üretime ulaşmıştır.

Çizelge 3.7 Bor Üretim Miktarı (Ton)

YIL KONSANTRE BOR BOR KİMYASALLARI VE EŞDEĞERİ ÜRÜN

2002 1.368.000 436.000

2003 1.399.000 519.000

2004 1.693.000 715.000

2005 1.953.000 923.000

2006 1.948.000 1.021.000

2007 2.128.000 1.102.000

2008 2.285.000 1.312.000

2009 1.924.000 1.002.000

2010 2.371.000 1.400.000

2011 2.335.000 1.779.000

2012 2.415.869 1.788.062

2013 1.995.861 1.775.996

2014 1.875.240 1.994.100

2015 1.852.126 1.840.039

2016 1.512.843 1.831.547

Şekil 3.2 Bor Üretim Miktarı

1,4

1,4

1,7

2,0

1,9

2,1

2,3

1,9

2,4

2,3

2,4

2,0

1,9

1,9

1,5

0,4

0,5

0,7

0,9

1,0

1,1

1,3

1,0

1,4

1,8

1,8

1,8

2,0

1,8

1,8

0

1

2

3

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Mily

on

to

n

Konsantre bor Bor Kimyasalı ve Eşdeğeri Ürün

49

2002 yılında bor satışları toplamda 201 milyon Dolar iken bu tutar 2016 yılı sonu

itibarıyla 713 milyon dolara ulaşmıştır. Bunun 689 milyon Dolar ile %96,7‘sini ihracat

oluştururken 24 milyon Dolar ile %3,3’lük kısmını iç pazar satış değerleri

oluşturmaktadır. 2002 yılına nazaran bor ihracatımız 3,7 katına, toplam bor satışımız

da 3,5 katına çıkarak bu alanda önemli bir büyüme kaydedilmiştir.

Çizelge 3.8 Bor Satış Değeri (Milyon Dolar)

YIL

İÇ SATIŞ DEĞERİ İHRACAT DEĞERİ

TOPLAM Konsantre Bor

Bor Kimyasalları

TOPLAM Konsantre

Bor Bor

Kimyasalları TOPLAM

2002 3 12 15 65 121 186 201

2003 4 17 21 68 139 207 228

2004 5 19 24 56 196 252 276

2005 3 20 23 58 241 299 322

2006 3 20 23 58 309 367 390

2007 3 12 15 54 330 384 399

2008 3 13 16 66 453 519 535

2009 2 14 16 33 402 435 451

2010 2 16 18 49 580 629 647

2011 3 19 22 65 766 831 853

2012 2 23 25 38 760 798 823

2013 0,2 25,3 25,5 37,1 765,6 802,7 828,2

2014 0,2 27,6 27,8 49,1 823,9 871,0 898,8

2015 0,2 22,6 22,8 30,3 756,5 786,8 809,6

2016 0,3 23,4 23,7 23,5 665,5 689,0 712,7

Şekil 3.3 Bor Satış Değeri

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Mily

on

Do

lar

İç Satış İhracat

50

Özellikle son 10 yıl içinde maden üretiminden alınan devlet hakkında da önemli artışlar

gerçekleşmiştir. Yıllara göre devlet hakkına yönelik bilgiler yıl bazında Çizelge 3.9’da

verilmiştir.

Çizelge 3.9 Maden Üretiminden Alınan Devlet Hakkı Bilgileri

YIL DEVLET HAKKI (TL)

2002 45.089.712

2003 43.226.256

2004 33.693.890

2005 59.380.416

2006 74.384.350

2007 96.806.420

2008 120.553.112

2009 124.862.245

2010 188.810.953

2011 297.931.139

2012 335.063.364

2013 389.865.512

2014 434.567.344

2015 522.347.292


Şekil 3.4 Maden Üretiminden Alınan Devlet Hakkı Bilgileri

45

43

34

59 74 97 12

1

12

5 18

9

29

8 33

5 39

0 43

5

52

2

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Mily

on

TL

51

Yıllara göre Maden İşleri Genel Müdürlüğü (MİGEM)’e yapılan müracaat sayısı ve

müracaattan düzenlenen ruhsat sayısına yönelik bilgiler yıl bazında Çizelge 3.10’da

verilmiştir.

Çizelge 3.10 Yıllar İtibarıyla Müracaat Sayısı ve Müracaattan Düzenlenen Ruhsat

Sayısı

Yıl İlk Müracaat Sayısı İlk Müracaattan

Düzenlenen Ruhsat Sayısı (AR+İR)

İLK MÜRACAATTA RUHSAT DÜZENLEME

ORANI 2002 6.426 4.401 68,5% 2003 6.856 4.452 64,9% 2004 3.984 2.625 65,9% 2005 15.555 9.423 60,6% 2006 18.208 10.970 60,3% 2007 17.669 10.856 61,4% 2008 17.299 10.006 57,8% 2009 10.377 6.223 60,0% 2010 9.461 5.130 54,2% 2011 4.342 1.777 40,9% 2012 5.069 1.620 32,0% 2013 5.577 1.179 21,1% 2014 3.181 838 26,3%

2015 1.169 250 21,4% * (1 Ocak 2017 itibarıyla en güncel verilerdir.)

2016 sonu itibarıyla Maden Grubuna Göre Türkiye Geneli Ruhsat Dağılımı Tablosu

(Çizelge 3.11) incelendiğinde arama ruhsatları sayısının 5.445, işletme ruhsatlarının

sayısının 12.297 ve toplam ruhsat sayısının 17.742 olduğu görülmektedir.

Çizelge 3.11 Maden Grubuna Göre Türkiye Geneli Ruhsat Dağılımı

I(a)

Grubu I(b)

Grubu II(a) Grup

II(b) Grup

II(c) Grup

III. Grup IV. Grup V. Grup TOPLAM

Arama Ruhsatları

0 0 157 1.225 0 11 4.030 22 5.445

İşletme Ruhsatları

832 4.220 3.298 13 59 3.865 10 12.297

Toplam Ruhsat Sayısı

0 832 4.377 4.523 13 70 7.895 32 17.742

52

MİGEM tarafından verilen toplam ruhsat sayısı ve alan bilgileri yıl bazında Çizelge

3.12’de verilmiştir.

Çizelge 3.12 MİGEM Tarafından Verilen Toplam Ruhsat Sayısı ve Alanı

YIL

KAMU ÖZEL TOPLAM

ADET ALAN (hektar)

ADET ALAN (hektar)

ADET

ALAN (hektar)

100 hektar= 1 km2

100 hektar= 1 km2

100 hektar= 1 km2

2003 42 77.862 5.099 3.521.377 5.141 3.599.240 2004 52 160.757 4.376 3.121.211 4.428 3.281.968 2005 137 113.895 8.482 3.858.403 8.619 3.972.298 2006 89 48.534 12.002 6.271.471 12.091 6.320.006 2007 129 388.599 11.843 5.997.529 11.972 6.386.127 2008 152 179.258 11.806 7.492.586 11.958 7.671.843 2009 150 182.926 7.634 4.297.793 7.784 4.480.720 2010 71 54.032 6.242 3.365.390 6.314 3.419.522 2011 80 102.312 2.777 1.246.085 2.857 1.348.397 2012 215 308.969 2.519 1.427.052 2.734 1.736.021 2013 132 164.542 1.901 1.013.628 2.033 1.178.171

2014 190 750.937 1.667 761.092 1.857 1.512.029

2015 161 1.816.923 2.317 1.174.053 2.478 2.990.976

2016 125 514.249 1.753 820.462 1.878 1.334.711

MİGEM tarafından denetlenen saha sayılarına yönelik bilgiler yıl bazında Çizelge

3.13’de verilmiştir.

Çizelge 3.13 Denetlenen Saha Sayıları

YILLAR DENETLENEN SAHA SAYISI

2006 3.917

2007 4.804

2008 5.391

2009 6.061

2010 6.199

2011 6.315

2012 7.107

2013 6.898

2014 6.395

2015 6.493

2016 5.795

53

4. NÜKLEER ENERJİ VE NÜKLEER SANTRAL PROJELERİMİZ

4.1 Dünyada Nükleer Enerjinin Durumu

Uluslararası Atom Enerjisi Ajansı’nın (IAEA) Ocak 2017 verilerine göre 31 ülkede

toplam 449 nükleer reaktör faaliyette bulunmaktadır. Aralarında daha önce işletmede

nükleer santral bulunmayan Birleşik Arap Emirlikleri’nin de bulunduğu 16 ülkede ise

hali hazırda toplam 60 nükleer santralin inşaatı devam etmektedir (Çizelge 4.1).

Dünya genelinde elektrik üretiminin %11’i nükleer enerjiden sağlanmaktadır. 99 santral

ile dünyanın en fazla nükleer santraline sahip ABD, 2015 yılında elektrik üretiminin

%19,5’ini nükleer enerjiden elde etmiştir. 36 nükleer santralin üretime devam ettiği, 7

santralin ise inşa aşamasında olduğu Rusya elektrik üretiminin %18,6’sını, 25 santrali

bulunan Güney Kore %31,7’sini, 58 nükleer santralin üretimde olduğu Fransa ise

%76,3’ünü nükleer enerjiden sağlamaktadır. 36 nükleer santrale sahip Çin ise

önümüzdeki yıllarda gerçekleşecek elektrik talebini karşılamak için 21 yeni nükleer

santral inşasına başlamıştır.

4.2 Ülkemizin İçin Nükleer Enerjinin Önemi

Rekabetçi bir elektrik piyasası ve enerji arz güvenliğinin sağlanması amacıyla

hazırlanan Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesinde yakıt

çeşitliliğini arttırmak amacıyla nükleer enerjiyi arz portföyüne dâhil etmek hedefine de

yer verilmiştir.

Şekil 4.1. Nükleer santrallerin Türkiye için önemi

54

Çizelge 4.1 Dünyada İşletmedeki ve İnşaat Halindeki Nükleer Santral Sayıları ile

Ülkelerin Elektrik Üretiminde Nükleer Enerjinin Payı

Ülkeler İşletmedeki Nükleer

Santral Sayısı*

İnşaat Aşamasındaki

Santral Sayısı*

Elektrik Üretiminde

Nükleer Enerjinin Payı

(%)**

ABD 99 4 %19,5

Fransa 58 1 %76,3

Japonya 42 2 %0,5

Çin 37 20 %3,0

Rusya 35 7 %16,

Güney Kore 25 3 %31,7

Hindistan 22 5 %3,5

Kanada 19 - %16,6

Birleşik Krallık 15 - %18,9

Ukrayna 15 2 %56,5

İsveç 10 - %34,3

Almanya 8 - %14,1

İspanya 7 - %20,3

Belçika 7 - %37,5

Çek Cumhuriyet 6 - %32,5

Tayvan 6 2 %16,3

İsviçre 5 - %33,5

Finlandiya 4 1 %33,7

Macaristan 4 - %52,7

Slovakya 4 2 %55,9

Pakistan 4 3 %4,4

Arjantin 3 1 %4,8

Brezilya 2 1 %2,8

Bulgaristan 2 - %31,3

Meksika 2 - %6,8

Romanya 2 - %17,3

Güney Afrika 2 - %4,7

Ermenistan 1 - %34,5

İran 1 - %1,3

Hollanda 1 - %3,7

Slovenya 1 - %38

BAE - 4 -

Beyaz Rusya - 2 -

TOPLAM 449 60 Dünya geneli %11

*UAEA 10 Ocak 2017 itibarıyla

**UAEA 2017 yılı verileri

55

2016 yılı sonu itibariyle elektrik enerjisi üretiminde doğalgazın payı %32,1, kömürün

payı %33,7 seviyelerindedir. 2009 yılında Yüksek Planlama Kurulu tarafından

yayınlanan Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesi’nde yer aldığı

üzere, ülkemiz 2023 yılında doğalgazın elektrik üretimindeki payını %30’un altına

indirmeyi ve enerji arz güvenliğimizin sağlanmasında nükleer enerjiyi, enerji ithalatının

azaltılması noktasında bir seçenek değil zorunluluk olarak görmektedir.

4.3 Ülkemiz Nükleer Enerji Programı

Ülkemiz 1956 yılında kurulan Uluslararası Atom Enerjisi Ajansı’nın aynı yıl içinde üyesi

olmuş 1965’te ilk nükleer santrali kurmak için çalışmalara başlamıştır. 1974 yılında şu

anki Akkuyu sahası ilk nükleer santral için 1976 yılında saha lisansı alınmıştır. Saha

lisansının alınmasına müteakip 1977-2009 yılları arasında dört kez nükleer santral

ihalesi açılmış, ancak, bu ihaleler sonuçlandırılmamıştır.

12 Mayıs 2010 tarihinde ilk nükleer santralin kurulumuna yönelik Rusya Federasyonu

ile bir hükümetlerarası anlaşma imzalanmıştır. İkinci nükleer santralin kurulumuna

yönelik anlaşma ise 3 Mayıs 2013 tarihinde Japonya ile imzalanmıştır.

4.3.1 Akkuyu Nükleer Santral Projesi

Rusya ile imzalanan anlaşma uyarınca kurulacak nükleer santral, 4 ünite VVER-1200

tipi (AES-2006) 4 reaktör ile toplam 4800 MWe kurulu güce sahip olacaktır. Anlaşma

çerçevesinde projenin yürütülmesi için 13 Aralık 2010 tarihinde Akkuyu NGS Elektrik

Üretim A.Ş. proje şirketi kurulmuştur.

56

Çizelge 4.2. Türkiye’de nükleer enerji programının gelişimi

1956 Türkiye ile ABD arasında “Barış için Atom” anlaşmasının imzalanması

1956 “Atom Enerjisi Komisyonu”nun (AEK) kurulması

1956 İTÜ ve İstanbul Üniversitesi’nin ortak “Reaktör Komitesi”nin oluşturulması

1957 Türkiye’nin UAEA’ya üye olması

1958 “Reaktör Komitesi”nin görevini AEK’ya devretmesi

1962 TR-1 araştırma reaktörünün işletmeye alınması

1965 Yabancı uzmanların oluşturduğu konsorsiyum tarafından nükleer enerjinin Türkiye için uygun bir seçenek olduğuna karar verilmesi

1967 – 1970 Nükleer santrallerle ilgili ilk etütlerin yapılması

1970 Nükleer enerji çalışmalarının TEK’e devredilmesi

1972 TEK Nükleer Santraller Dairesinin kurulması

1974 – 1975 İlk nükleer santral için Akkuyu sahasının seçilmesi

1976 Akkuyu sahası için AEK’nın yer lisansı vermesi

1977 Akkuyu nükleer santrali için ilk ihalenin yapılması (İlk İhale)

1980 Akkuyu nükleer santrali için yapılan ilk ihalenin iptal edilmesi

1980 İkinci nükleer santral için Sinop sahasının seçilmesi

1982 AEK’nın TAEK olarak yeniden yapılandırılması

1983 Akkuyu ve Sinop nükleer santralleri ihalesi için tekliflerin alınması (İkinci İhale)

1986 Akkuyu ve Sinop nükleer santralleri ihalesi için teklif veren firmalarla görüşmelerin durdurulması

1988 TEK Nükleer Santraller Dairesinin kapatılması

1993 BTYK kararı sonrasında TEAŞ’ın yatırım programına nükleer santrallerin dahil edilmesi

1995 TEAŞ ile KAERI arasında teknik şartnamelerin hazırlanmasında teknik destek alınması için anlaşma yapılması

1997 TEAŞ tarafından Akkuyu nükleer santrali için üçüncü ihalenin yapılması (Üçüncü İhale)

2000 Akkuyu nükleer santrali için yapılan üçüncü ihalenin iptal edilmesi

2002 TAEK’in Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığına bağlanması

2008 Akkuyu nükleer santrali için ihalenin yapılması (Dördüncü İhale)

2009 Akkuyu nükleer santrali için dördüncü ihalenin iptal edilmesi

2010 Türkiye ile Rusya Federasyonu arasında Akkuyu sahasında bir nükleer santralin kurulumu ve işletimine dair hükümetlerarası anlaşmanın imzalanması

2013 Türkiye ile Japonya arasında Sinop sahasında bir nükleer santralin kurulumu ve işletimine dair hükümetlerarası anlaşmanın imzalanması

2014 EÜAŞ ile Westinghouse ve SNPTC arasında üçüncü nükleer santral için münhasır görüşmelere başlamak üzere Mutabakat Zaptının imzalanması

57

Elektrik Satınalım Anlaşması (ESA), Proje Şirketi ile TETAŞ arasında imzalanacaktır.

ESA uyarınca TETAŞ, Akkuyu nükleer santralinin ilk iki ünitesinde üretilecek elektriğin

%70’ini, üçüncü ve dördüncü ünitelerde üretilecek elektriğin ise %30’unu her bir

ünitenin işletmeye alınmasından itibaren 15 yıl süreyle satın alacaktır.

Akkuyu nükleer santralinin inşaatına 2018 yılı sonuna kadar başlanması

öngörülmektedir. İlk ünitesinin 2023 yılında diğer ünitelerin de birer yıl arayla 2026 yılı

sonuna kadar işletmeye alınması planlanmaktadır.

4.3.2 Sinop Nükleer Santral Projesi

3 Mayıs 2013 tarihinde Japonya ile imzalanan milletlerarası anlaşma uyarınca, Sinop

ili sınırları içerisinde kurulması planlanan nükleer santralin toplam kurulu gücü 4480

MW olacaktır. Santralin inşasına 2019 yılı sonuna kadar başlanması

hedeflenmektedir. Anlaşma uyarınca, santralin ilk iki ünitesinin 2023 ve 2024

yıllarında, diğer ünitelerinin ise 2027 ve 2028 yıllarında işletmeye alınması

planlanmaktadır. Sinop Nükleer Güç Santraline ilişkin sahanın uygunluğunu teyit

etmek amacıyla fizibilite çalışmalarına devam edilmektedir.

4.3.3 Üçüncü Nükleer Santral Projesi

Ülkemizde üçüncü nükleer santral projesinin geliştirilmesine yönelik olarak

24.11.2014 tarihinde EÜAŞ ile Westinghouse EC ve SNPTC şirketleri arasında bir

mutabakat zaptı imzalanmıştır.

59

5. ÜLKEMİZ ENERJİ DİPLOMASİSİ

Ülkemiz dünyanın mevcut petrol ve doğal gaz kaynaklarının %70’inin yer aldığı ve söz

konusu kaynaklara ihtiyaç duyulan bölgelere yakın konumuyla jeostratejik açıdan

büyük öneme haizdir. Ülkemiz yürütmekte olduğu enerji diplomasisi ile diğer ülkelerle

enerji ilişkilerini, karşılıklı yarar temelinde, enerji arz ve talep güvenliğini dikkate alarak

istikrarın ve refahın bir aracı olarak geliştirmekte ve uygulamaktadır. Bu kapsamda

üretici ve tüketici ülkeler ile yakın ilişkiler kurulmasını ve bu ilişkilerin çok taraflı fayda

yaklaşımıyla sürdürülmesini hedeflemektedir.

5.1 Enerji Sektöründeki Küresel Gelişmeler

Enerji arz güvenliği, dünya ekonomik ve siyasi yaşamının önemli bir belirleyicisidir.

Enerjinin kullanımının tüm alanlarda artış göstermesi sebebiyle, günümüzde ülkelerin

ekonomik ve politik istikrar göstergeleri doğrudan enerji arz güvenliğinin sağlanmasına

bağımlı hale gelmiştir. Ancak, enerji kaynaklarının genel itibari ile az sayıda ülkenin

elinde olması enerji arz güvenliği sorununu doğurmaktadır.

Dünya enerji talebi, her ülkede farklı oranlarda olmakla birlikte, küresel ölçekte sürekli

artmakta ve bu talebi karşılamak için gereken küresel enerji yatırımları da giderek

büyümektedir. Ülkelerin önceliği, enerji yatırımlarının gerçekleştirilmesi yönündedir.

Uluslararası Enerji Ajansı (UEA)’nın 2016 senaryosuna göre, 2040 yılına kadar küresel

enerji talebindeki %30 artışın tüm yakıt türlerinde bir artışa sebep olacağı

öngörülmekle birlikte, 2040 yılında hala milyonlarca insanın en temel enerji

hizmetlerinden mahrum kalacağı düşünülmektedir.

OECD ülkelerindeki toplam talep bir düşüş eğilimi göstermekle birlikte, küresel enerji

tüketiminde Hindistan, Güneydoğu Asya ve Çin'in yanı sıra Afrika, Latin Amerika ve

Orta Doğu bölgeleri sanayileşmeye ve kentleşmeye doğru yönlendirilmektedir. 2030'lu

yılların ortalarına gelindiğinde, Asya'da gelişmekte olan ülkeler OECD'nin tamamından

daha fazla petrol tüketirlerken, Çin ve Hindistan’da güneş fotovoltaiklerinde (PV) en

büyük artış görülecek; ancak, pek çok ülkede yoğun çabalara rağmen, küresel nüfusun

büyük bir kısmı modern enerjiye erişemeyecektir.

60

UEA projeksiyonlarına göre, küresel enerji arzında toplam 44 trilyon dolarlık bir

yatırıma ihtiyaç duyulmaktadır; söz konusu yatırımın %60'ı bu yakıtları kullanan

santraller de dahil olmak üzere petrol, gaz ve kömür çıkarımı ile arzı ve yaklaşık %

20'si de yenilenebilir enerjiye yönlendirilmektedir. Ham petrol üretimindeki yatırımlar

gerilemektedir. Geleneksel enerji kaynaklarına olan talep düşmekle birlikte elektrik

tüketiminde artış devam etmektedir. 2040 yılına kadar tüm yeni enerji üretim

kapasitesinin yaklaşık %60'ı yenilenebilir enerjiye ait olacaktır.

Petrol üretiminde Orta Doğu’nun payı 1970’lerden bu yana görülen en yüksek orana

ulaşmıştır. Bu durum petrol arzı güvenliği açısından önemli bir gösterge olarak

görülmelidir.

Önümüzdeki 25 yıl içinde enerji verimliliğindeki gelişmelere bağlı olarak enerji

talebindeki yüksek artış hızının düşmesi, kömür ve petrol talebinde düşüş görülürken,

doğal gaz talebinin artmaya devam etmesi, nükleer enerjide büyümenin devam etmesi

öngörülmektedir. Küresel enerji talebindeki büyümenin ¼’ünün Çin’de gerçekleşmesi

öngörülmektedir.

Bu gelişmeler kapsamında, enerji alanında dengelerin değişmekte olduğunu, bu

çerçevede dış politika ve enerji politikasının çoğu zaman iç içe geçebildiğini, bölgelerde

yaşanan siyasi ve ekonomik gelişmelerin enerji sektörü açısından belirleyici nitelikte

olduğunu görmekteyiz.

5.2 Enerji Diplomasisi Kapsamındaki Faaliyetlerimiz

Bakanlığımız ülkemizin sahip olduğu jeostratejik konumunu etkin kullanarak bölgesel

petrol ve doğal gaz projelerinde öncü rol oynamak suretiyle ulusal arz güvenliğinin

sağlanması ve bölgesel arz istikrarına katkıda bulunulmasını esas alan politika ve

stratejileri uygulayarak ülkemizi enerji koridoru ve terminali haline getirmeyi

hedeflemektedir.

Bu kapsamda, gündemde olan boru hattı projeleri ile petrol ve doğal gaza dayalı

tesislerin kurulumunun gerçekleştirilmesi için çeşitli ülkelerle gerekli işbirlikleri

sağlanmaktadır.

61

Ayrıca, elektrik arz güvenliğine katkı sağlamak ve yeterli enerjinin kesintisiz ve kaliteli

bir şekilde temini açısından komşu ülkelerle ikili ve çok taraflı (bölgesel) olmak üzere

elektrik enterkoneksiyonlarına da önem verilmektedir.

Ülkemiz; Ortadoğu, Hazar Bölgesi ve Orta Asya gibi dünyanın petrol ve doğal gaz

rezervlerince zengin ülkelere coğrafi olarak yakın bir konumda bulunmaktadır. Kaynak

ülkeler ile tüketici ülkeler arasında doğal bir köprü konumunda olan Türkiye, enerji

kaynaklarının ve taşıma güzergâhlarının çeşitlendirilmesini sağlamaya yönelik

projelerde önemli bir aktör olarak yer almaktadır.

Ülkemizin jeopolitik ve jeostratejik konumu, doğal kaynakların yetersiz olduğu

bölgelerde yaşayan insanların hayatlarına olumlu katkılar sağlayacak proje ve

çalışmalarda yer alma konusunda büyük bir sorumluluk yüklemektedir. Enerji koridoru

ve terminali konseptimizi sağlamlaştıran yurtdışı temaslarımızda, önceki yıllardaki

Türkiye algısı ile şimdiki Türkiye algısı arasında büyük ölçüde farklılıklar bulunduğu

görülmektedir.

2035 yılına kadar %35’i aşan oranda artması beklenen dünya enerji tüketiminin büyük

bir bölümünün içinde bulunduğumuz bölgeden karşılanması öngörülmektedir. Dünya

petrol rezervlerinin %65’i ve doğal gaz rezervlerinin %71’i Türkiye’yi çevreleyen Hazar

Havzası ve Ortadoğu ile Rusya Federasyonu’nda bulunmaktadır.

Türkiye, üretici bölgelerden enerji arzı sağlayan önemli bir enerji ticareti merkezi olma

yolunda emin adımlarla ilerlemektedir. Bu doğrultuda, uzun yıllardır bölgemizde önemli

projelerin gerçekleştirilmesi için çaba gösterilmektedir.

Ülkemizde de altyapı güçlendirme hedefi doğrultusunda yatırımlara hız verilmiştir.

Örneğin dünya piyasalarında bollaşan LNG’den daha fazla istifade edilmesi hedef

altyapı projeleri ile mümkün olacaktır.

Ülkemizin uluslararası projelerle ilgili temel prensibi üç ana parametre üzerine

kurgulanmıştır. 1)Karşılıklı kazan-kazan prensibine uygun, 2)Türkiye’nin ve bölgenin

arz güvenliğine katkı sağlayan 3)Bölgesel barışa destek olacak tüm projeler ile

ilgilenilmeye devam edilecektir. Teknik olarak fizibilitesi uygun, ülkelerin ikili ilişkilerinin

gelişmesine katkı sağlayacak ve bölgesel barışa hizmet edecek projelerin

desteklenmesine devam edilecektir.

62

5.3 İkili İlişkilerimiz

Bölgemizde işbirliğine ve siyasi irade tarafından desteklenen geniş çaplı projelere

büyük önem veren Türkiye, Azerbaycan ile birlikte Trans Anadolu Doğal Gaz Boru

Hattı (TANAP) Projesini geliştirerek Hazar gazının Avrupa’ya ulaştırılabilmesi için

önemli bir adım atmıştır. Güney Gaz Koridorunun gerçekleştirilmesini sağlayacak olan

TANAP Projesi ile ilk aşamada Azeri gazının Avrupa’ya arz edilmesi ve devamında

başta Türkmenistan olmak üzere, diğer Hazar menşeili gazların Avrupa’ya

ulaştırılmasının önü açılmıştır. Proje ile Şahdeniz Sahasının 2’inci aşamasından

üretilecek 16 milyar m3 doğal gazı taşıyacak, nihai olarak 32 milyar m3 kapasiteye

ulaşabilecek, yaklaşık 1850 km uzunluğunda boru hattının inşa edilmesi

planlanmaktadır. TANAP Projesi Temel Atma Töreni, 17 Mart 2015 tarihinde Kars

ilimizde gerçekleştirilmiştir. İlk gazın BOTAŞ’a Eskişehir’de tesliminin Haziran 2018’de

gerçekleştirilmesi hedeflenmektedir. İlk gazın Haziran 2019’da Trans Adriyatik Doğal

Gaz Boru Hattına (TAP) Yunanistan sınırında teslimi için çalışmalar devam etmektedir.

TANAP Projesi’ne Türkmen doğalgazının dâhil olması konusunda enerji güvenliği ve

enerji kaynaklarının, tedarik güzergâhlarının ve satış piyasalarının çeşitlendirilmesi

hususlarını görüşmek amacıyla Türkiye, Türkmenistan ve Azerbaycan’ın yetkilileri 1

Mayıs 2015 tarihinde Aşkabat’ta bir araya gelmişlerdir. Toplantı sonunda enerji

alanında işbirliğinin geliştirilmesine ilişkin bir Deklarasyon imzalanmıştır. Ülkemiz,

Türkmenistan, Azerbaycan, Gürcistan ve Avrupa Komisyonu’nun katılımı ile Türkmen

Gazı’nın Hazar Denizi üzerinden ülkemize ve daha sonra Avrupa’ya ulaştırılmasına

(Hazar Geçişli Doğalgaz Boru Hattı Projesi-HGDP) yönelik beşli diyalog süreci

başlamıştır. Bu kapsamda oluşturulmasına karar verilen Çalışma Grubunun 22 Şubat

2016 tarihinde İstanbul’da gerçekleştirilen toplantısında, anılan projenin hayata

geçirilmesinin önündeki fiziksel ve hukuki altyapılara dair eksiklikler üzerinde

tartışılmıştır.

Ortadoğu bağlamında bölgesel bir ayrım gözetmeksizin Irak hidrokarbon kaynaklarının

güvenilir bir güzergâh olan Türkiye üzerinden uluslararası piyasalara olan arzını

artıracak projelerde ülkemiz aktif bir şekilde etkinliğini sürdürmektedir. Bu çerçevede,

bir yandan ülkenin zengin hidrokarbon yataklarının geliştirilmesi projelerinde Türk

şirketleri yoğun gayretler sergilerken, diğer yandan da üretilen kaynakları uluslararası

pazarlara ulaştıracak mevcut Irak-Türkiye Ham Petrol Boru Hattı’nın tam kapasiteyle

63

çalıştırılması ve altyapı tesislerinin güçlendirilmesi yönünde çalışmalar

sürdürülmektedir.

Ayrıca, başta komşu ülkeler olmak üzere enerji üreticisi ülkelerle (Lübnan, Nijerya,

Güney Afrika Cumhuriyeti, Kenya, Gabon, Somali, Botswana, Ekvator Ginesi gibi)

kamunun ve özel sektörün yatırım yapabilmesinin mümkün olması yönünde çalışmalar

gerçekleştirilmektedir.

Enerji ve madencilik alanında işbirliğinin arttırılması için 2016 yılında 9 farklı ülkeyle

(Belarus, KKTC, Venezuela, Rusya, Çin, Somali, Uganda, Gine, Gana) toplam 16

anlaşma imzalanmıştır.

Temmuz 2016’da Gazze’nin elektrik kapasitesinin tespiti ve ihtiyaçların belirlenmesi

amacıyla Bakanlığımız teknik heyetinin Gazze/Filistin’e gerçekleştirdiği ziyaretin ikinci

ayağında 5-6 Şubat 2017 tarihlerinde İsrail ve Filistin’de Gazze’nin elektrik ihtiyacının

kısa vadede çözümüne yönelik görüşmeler yapılmıştır.

Bakanlığımızın Afrika’ya açılım stratejisi kapsamında Bakanlığımız özellikle Sahraaltı

Afrika’ya yönelik kapsamlı analizler gerçekleştirmektedir.

Mısır, Cibuti, Kamerun, Nijer, Sudan, Kenya, Gambiya, Gana, Gine, Uganda, Somali

ve Tanzanya ile enerji ve madenler alanında işbirliğimizi geliştirmek üzere Mutabakat

Zabıtları imzalanmış olup önümüzdeki dönemde Nijerya, Güney Afrika Cumhuriyeti,

Gabon, Moritanya, Botswana, Mozambik, Zambiya, Burkina Faso, Namibya, Etiyopya

Kongo ve Madagaskar ile benzer anlaşmalar imzalanmasına yönelik çalışmalar

sürdürülmektedir.

Kamu ve özel sektörün Afrika’yı tanıması ve yatırım fırsatlarının öğrenilmesi amacıyla

Bakanlığımız “Enerji Takımları” mekanizmasını oluşturmuştur. Bugüne kadar, Sudan,

Yemen, Somali ve Nijer’e bürokratlarımız ve işadamlarımızın yer aldığı enerji takımları

gönderilmiştir. Önümüzdeki dönemde, Gabon, Etiyopya, Kenya, Mozambik, Güney

Afrika Cumhuriyeti, Gana, Moritanya, Tanzanya, Fildişi Sahilleri ve Nijerya’nın

öncelikli ülkeler olarak ziyaret edilebileceği düşünülmektedir.

Yüzer Santral Gemileri (Powership) ile Afrika ülkelerinin elektriğe erişim sorununa

çözüm bulunmaya çalışılmaktadır. Son dönemde özel sektörümüzün yüzer santral

gönderdiği ülkelerden birisi Gana’dır.

64

İnsani yardım olarak THY sponsorluğunda ve Bakanlığımız koordinesinde, Sahra-Altı

Afrika Ülkelerinin kırsal alanının sağlık ocaklarında aşı dolaplarının kesintisiz

çalışabilmesi için taşınabilir güneş enerjisi sistemleri kurulumları gerçekleştirilmektedir.

Hedefimiz, Sahra-Altı Afrika ülkelerinde yaklaşık 100 sistemin kurulmasıdır.

5.4 Çok Taraflı İlişkilerimiz

Çok Taraflı ilişkiler bağlamında; arz güvenliği, yenilenebilir enerji, enerji kaynaklarının

çeşitlendirilmesi vb. konularda karşılıklı görüş alışverişinde bulunulması amacıyla

uluslararası kuruluşlarla işbirliği içinde kongre/konferans/seminer benzeri etkinlikler

düzenlenmesi faaliyetlerimiz devam etmektedir.

Ekonomik İşbirliği Teşkilatı (EİT) Enerji/Petrol Bakanları Toplantısı’nın 2017 yılı içinde

ülkemizde düzenlenmesi öngörülmektedir.

Birinci D-8 Enerji Bakanları Toplantısı’nın da 2017 yılı içinde ülkemizde düzenlenmesi

öngörülmektedir.

2015 yılında ülkemizin G-20 Dönem Başkanı olması nedeniyle düzenlediğimiz enerji

alanındaki çalıştaylar ve çalışma grubu toplantıları ülkemizin enerji politikalarının

anlatılması açısından önemli bir fırsat teşkil etmiştir.

2015 yılı Türkiye Dönem Başkanlığı'nda Bakanlığımızca koordine edilen G20 Enerjinin

Sürdürülebilirliği Çalışma Grubu tarafından herkes için enerjiye erişim, enerji verimliliği,

yenilenebilir enerji, piyasaların şeffaflığı, verimsiz fosil yakıt sübvansiyonları konuları

ele alınmıştır. Dönem Başkanlığımızda; üç Çalışma Grubu toplantısı, G20 Sahra-altı

Afrika’da Enerjiye Erişim Üst Düzey Konferansı” ve G20 tarihindeki ilk “G20 Enerji

Bakanları Toplantısı” düzenlenmiştir.

2016 yılı G20 Dönem Başkanlığı Çin tarafından yürütülmüş olup, Enerjinin

Sürdürülebilirliği birinci Çalışma Grubu Toplantısı (ESWG) 28 Ocak 2016 tarihinde

Xiamen’de, ikinci ESWG Toplantısı 12-14 Nisan 2016 tarihlerinde Shenzhen’de

gerçekleştirilmiştir. Çin Dönem Başkanlığı’nda ele alınan başlıca gündem maddeleri

enerjiye erişim, enerji verimliliği, temiz enerji (yenilenebilir enerji odaklı), küresel enerji

enterkoneksiyonu olarak belirlenmiştir. Üçüncü ESWG Toplantısı 28 Haziran 2016

tarihinde Pekin’de gerçekleştirilmiştir. Çin Dönem Başkanlığı’nca Pekin’de 29 Haziran

2016 tarihinde G20 Enerjiye Erişim Konferansı ve G20 Doğal Gaz Günü; 30 Haziran

65

2016 tarihinde G20 Enerji Bakanları Toplantısı düzenlenmiştir. Söz konusu toplantılara

Bakanımız Sayın Berat Albayrak Başkanlığında katılım sağlanmıştır. G20 Enerji

Bakanları Toplantısı’nda; “Bakanlar Toplantısı Pekin Bildirisi”, “Asya ve Pasifik’te

Enerjiye Erişimin Güçlendirilmesi: Başlıca Engeller ve G20 Gönüllü İşbirliği Aksiyon

Planı”, “G20 Yenilenebilir Enerji Gönüllü Aksiyon Planı” ve “Enerji Verimliliği Öncü

Programı” metinleri benimsenmiştir. Ülkemiz ve Almanya Çin Dönem Başkanlığı

döneminde ESWG grubunun ve düzenlenen toplantıların Eşbaşkanlık görevini

yürütmüştür.

G20 çalışmalarına katkılarımız 2017 Almanya Dönem Başkanlığı’nda da devam

etmektedir. Almanya Enerjinin Sürdürülebilirliği Çalışma Grubu’nun yapısında

değişiklik yaparak, G20 Sürdürülebilirlik Çalışma Grubu’nu oluşturmuştur. Söz konusu

Çalışma Grubu’nun altında Enerji Çalışma Grubu ve İklim Çalışma Grubu’na yer

verilmiştir. Almanya Dönem Başkanlığı’nda 13 Aralık 2016 tarihinde “G20 Paris İklim

Anlaşması’ndan sonra Enerji Politikası Çalıştayı” düzenlenmiştir. 2017 yılı G20

Enerjinin Sürdürülebilirliği ve İklim Çalışma Grubu Toplantıları 14 Aralık 2016, G20

Sürdürülebilirlik Çalışma Grubu Toplantısı da 15 Aralık 2016 tarihinde

gerçekleştirilmiştir.

Uluslararası Atom Enerjisi Ajansı’nın 2016 yılı Eylül ayında düzenlenen 26. Genel

Konferansı’na Sayın Bakanımız tarafından katılım sağlanmıştır. Ülkemiz ve UAEA

arasındaki yakın işbirliği nükleer enerji programımızdaki gelişmelerle birlikte ülkemizin

ihtiyaçları doğrultusunda devam etmektedir.

Ülkemiz Şangay İşbirliği Örgütü Enerji Kulübünün 2017 Dönem Başkanlığını

yürütmektedir. Diyalog ortağı olduğumuz bu organizasyonda özellikle üye ülkeler

arasında enerji işbirliğinin artması yönünde çalışmalar yürütülmektedir.

Ülkemiz önümüzdeki dönemde, birçok önemli etkinliğe ev sahipliği yapmaya devam

edecektir. 23. Dünya Enerji Kongresi 9-13 Ekim 2016 tarihlerinde İstanbul’da büyük bir

başarıyla düzenlenmiştir. Kongreye dört ülke devlet başkanı, 50’den fazla Bakan ve

uluslararası kuruluş Başkanı ile toplamda 26’dan fazla konuşmacı katılmıştır. “Barış

için Paylaş” teması ile düzenlenen organizasyon 2016 yılının enerji alanında en çok

ses getiren etkinliği olmuştur. 22. Dünya Petrol Kongresi 9-13 Temmuz 2017

tarihlerinde İstanbul'da düzenlenecektir.

66

5.5 Avrupa Birliği ile İlişkilerimiz

Enerji Faslı’nın müzakereler açılmasına yönelik çalışmalar devam etmekte olup bu

çerçevede; 2006 yılında yazılmış olan Enerji Faslı Tarama Raporu’nun, 2016 yılında

güncellenmesine ilişkin çalışmalar kapsamında 8 Ocak 2016 tarihinde enerji

sektöründeki her bir alt sektöre dair güncel bilgiler Avrupa Komisyonu’na (AK)

gönderilmiştir. Fasıl henüz müzakerelere açılmamıştır.

Akdeniz’deki hidrokarbon arama çalışmaları takip edilmektedir. Bölgede doğalgaz

arama faaliyetlerimiz KKTC’nin deniz yetki alanlarında 7, karada ise 2 olmak toplam 9

ruhsat üzerinde yapılan arama-üretim paylaşım anlaşması kapsamında

yürütülmektedir. Deniz alanlarında Barbaros Hayreddin Paşa sismik gemisi ile KKTC

Magosa körfezinde ve Güney Kıbrıs Alsancak-2B sahasında iki boyutlu sismik veri

toplama projesi kapsamında çalışmalar gerçekleştirilmiştir.

TEİAŞ ile ENTSO-E arasında Uzun Dönem Anlaşması 15 Nisan 2015 tarihinde,

ENTSO-E ile TEİAŞ arasında Gözlemci Üyelik Anlaşması ise 14 Ocak 2016 tarihinde

imzalanmıştır. Esas hedefimiz TEİAŞ’ın ENTSO-E tam üyeliğidir. Fakat, ENTSO-E

yetkililerince tam üyelik için TEİAŞ’ın AB Elektrik Direktifi’ne uygun olarak ayrışmış

olması gerektiği ifade edilmiştir. Bu çerçevede Bakanlığımız, AB yetkilileri ve TEİAŞ

arasında çalışmalar devam etmektedir.

AB-Türkiye Yüksek Düzeyli Enerji Diyalogu açılış toplantısı 16 Mart 2015 tarihinde

Ankara’da gerçekleştirilmiştir. Yüksek Düzeyli Enerji Diyalogunun ikinci toplantısı ise

28 Ocak 2016 tarihinde Sayın Bakanımız Dr. Berat Albayrak ve Enerjiden Sorumlu

Avrupa Birliği Komiseri Sayın Miguel Arias CANETE’nin başkanlığında İstanbul’da

düzenlenmiştir. 23. Dünya Enerji Kongresi marjında 11 Ekim 2016 tarihinde Sayın

Bakanımız Dr. Berat Albayrak ile Maroş Şevçoviç arasında ikili bir görüşme

gerçekleşmiştir.

AB ve Akdeniz ülkeleri arasında işbirliğini artırmayı amaçlayan Akdeniz için Birlik

kapsamında oluşturulan bölgesel elektrik piyasaları, doğalgaz, yenilenebilir enerji ve

enerji verimliliği platformlarına ilişkin çalışma ilkelerini içeren belgeler ülkemizin de

görüşleri doğrultusunda nihai haline getirilmiştir. Bu kapsamda 2016 yılı içinde

Bölgesel Elektrik Piyasası ve Doğalgaz platform toplantıları ile platform çalışma grubu

faaliyetlerine aktif katılım sağlanmıştır.

67

6. PETROL VE DOĞAL GAZ BORU HATLARI VE PROJELERİ

6.1 Uluslararası Transit Boru Hattı Projeleri

6.1.1 Irak-Türkiye Ham Petrol Boru Hattı

Irak-Türkiye Ham Petrol Boru Hattı (ITB), 27 Ağustos 1973 tarihinde, Türkiye

Cumhuriyeti ile Irak Cumhuriyeti Hükümetleri arasında imzalanan Ham Petrol Boru

Hattı Anlaşması çerçevesinde Irak’ın Kerkük ve diğer üretim sahalarında üretilen ham

petrolün Ceyhan (Yumurtalık) Deniz Terminaline ulaştırılması amacıyla inşa edilen 986

km uzunluğundaki ilk hat 1976 yılında işletmeye alınmış, inşaat çalışmaları 1985

yılında başlayan ikinci boru hattı 1987 yılında tamamlanmış ve yıllık taşıma kapasitesi

70,9 milyon tona yükseltilmiştir. 19 Eylül 2010 tarihinde Ülkemiz ile Irak arasında

ITB’nin süresi dolan anlaşmalarının ve ilgili protokollerinin yenilenmesine ve 15 yıl

boyunca uzatılmasına yönelik Değişiklik Anlaşması imzalanmıştır. 2014 yılı Mayıs

ayından itibaren günlük 500-600 bin varil Irak petrolü Ceyhan Terminaline

gönderilmektedir.

6.1.2 Bakü-Tiflis-Ceyhan Ham Petrol Boru Hattı (BTC)

Bakü-Tiflis-Ceyhan Ham Petrol Boru Hattı (BTC) ile başta Azeri petrolü olmak üzere,

Hazar Bölgesi’nde üretilecek petrolün emniyetli, ekonomik ve çevresel açıdan uygun

bir boru hattı sistemi aracılığıyla Azerbaycan, Gürcistan üzerinden Ceyhan’a taşınması

ve buradan da tankerlerle dünya pazarlarına ulaştırılması amaçlanmaktadır

Toplam 1769 km uzunluğundaki BTC boru hattının 1076 km’lik Türkiye kısmının

Anahtar Teslim Müteahhitliği Boru Hatları İle Petrol Taşıma Anonim Şirketi (BOTAŞ)

tarafından gerçekleştirilmiştir. Aynı zamanda boru hattının Türkiye kısmının işletimi

BOTAŞ International Limited (BIL) tarafından gerçekleştirilmektedir.

Bakü (Azerbaycan), Tiflis (Gürcistan) üzerinden Ceyhan Terminaline ulaşan boru

hattının kapasitesi yıllık 50 milyon tondur.

31 Aralık 2016 itibariyle toplamda yaklaşık 2 Milyar 615 Milyon Varil petrol 3425 tanker

vasıtasıyla dünya pazarlarına taşınmıştır. Azerbaycan’daki üretime bağlı olarak hattan

zaman zaman Türkmen ve Kazak petrolleri de taşınmaktadır.

68

6.1.3 Trans Anadolu Doğal Gaz Boru Hattı Projesi (TANAP)

Yıllık 10 milyar m3 Azeri gazının inşa edilecek bir boru hattı ile Ülkemiz üzerinden

Avrupa’ya transit taşınması için 26 Haziran 2012 tarihinde Trans Anadolu Doğal Gaz

Boru Hattı diğer adıyla TANAP Projesine ilişkin Azerbaycan ile Ülkemiz arasında bir

Hükümetlerarası Anlaşma ve Hükümetimiz ile Proje Şirketi arasında bu

Hükümetlerarası Anlaşmaya ek Ev Sahibi Hükümet Anlaşması imzalanmıştır. Bu

anlaşmalar ile TANAP Projesinin hayata geçirilmesini sağlayacak hukuki altyapı tesis

edilmiştir. Toplam yatırım miktarı 45 milyar Dolar’a ulaşan, Şah Deniz Faz II, Güney

Kafkasya Boru Hattı Genişleme Projesi (SCPX), TANAP ve Trans Adriyatik Doğal Gaz

Boru Hattı’nın nihai yatırım kararları Aralık 2013’te Bakü’de düzenlenen bir törenle

alınmıştır. Ülkemiz TPAO vasıtasıyla Şah Deniz Faz II ile Güney Kafkasya Boru Hattı

Genişleme Projesinde %19 ve BOTAŞ vasıtasıyla TANAP Projesinde %30 hisseye

sahiptir. Böylelikle Ülkemiz doğal gazın üretiminden son kullanıcıya kesintisiz ve uygun

koşullarda arz edilmesine kadar olan süreçlerin tümünde aktif bir rol oynamaktadır.

TANAP Projesi ile yıllık 32 milyar m3 kapasiteye sahip, Gürcistan sınırımızdan

Yunanistan sınırımıza uzanacak 1.850 km uzunluğunda bir boru hattının inşası

planlanmaktadır. Projeye ilişkin faaliyetler BOTAŞ’ın yüzde 30, SOCAR’ın yüzde 58 ve

BP’nin yüzde 12 hisse ile ortak olduğu TANAP Doğal Gaz İletim A.Ş. tarafından

sürdürülmektedir. TANAP Projesinde 2018 yılında Eskişehir ve Trakya’da belirlenen

çıkış noktaları üzerinden Türkiye’ye ve 2020 yılında ise Avrupa’ya gaz arzının

sağlanması hedeflenmektedir.

Projenin mühendislik, inşaat ve tedarik çalışmaları kapsamında Türk müteahhitlerinin

ve tedarikçilerinin projeye katkı sağlaması için azami gayret gösterilmiş ve hat

borularının %80’inin Türk üreticilerden tedarik edilmesi, bunun yanı sıra inşaat

faaliyetlerinde de büyük oranda Türk şirketlerinin yer alması sağlanmıştır.

Mühendislik çalışmaları kapsamında; Boru hattına ilişkin detay mühendislik çalışmaları

tamamlanmış olup, istasyonların (kompresör ve ölçüm istasyonları) detay mühendisliği

ise % 98,77 oranında tamamlanmıştır.

TANAP Projesi yeni bir ipek yolu niteliğindedir. 20 ilden, 67 ilçeden ve 582 köyden

geçmekte olan projenin temel atma töreni 17 Mart 2015 tarihinde Sayın

Cumhurbaşkanımızın ev sahipliğinde Azerbaycan Cumhurbaşkanı, Gürcistan Devlet

69

Başkanı ve Avrupa Birliği Komisyonu Başkan Yardımcısı’nın katılımıyla Kars’ta

gerçekleştirilmiş ve projenin inşaatına başlanmıştır.

2016 sonu itibarıyla 1560 km pist açımı, 1412 km boru dizgisi ve 1316 km ana hat boru

kaynağı gerçekleştirilmiştir. Proje genelinde inşaatın yaklaşık % 62’lik kısmı

tamamlanmış olup, halen her üç Lot’ta da pist açımı, boruların hat güzergâhı üzerine

dizgi, kaynak, kaplama ve hendeğe indirme faaliyetlerine devam edilmektedir.

6.1.4 Türkiye-Bulgaristan Enterkonnektörü (ITB) Projesi

ITB Projesi, Ülkemiz ve Bulgaristan doğalgaz iletim sistemlerinin çift yönlü akışa imkân

verecek şekilde bağlantısının sağlanması yoluyla entegrasyonu arttırmayı

hedeflemektedir. ITB Projesi, Güney Gaz Koridoru projeleri arasında yer almakta ve

Avrupa Komisyonu tarafından ortak menfaat projeleri (projects of common interest)

kapsamında değerlendirilmektedir. Proje, AB’nin 994/2010 sayılı Direktifi kapsamında

üye ülkelere getirilen düzenleme yükümlülükleri açısından (üye ülkelerin komşu ülkeler

ile gaz bağlantılarının çift yönlü hayata geçirilmesi ve N-1 kuralı gibi) Bulgaristan için

özellikle önem arz etmektedir.

Proje kapsamında, iki ülke Bakanlıkları arasında 28 Mart 2014 tarihinde bir Mutabakat

Zaptı imzalanmıştır. Söz konusu Mutabakat Zaptına istinaden bir ön fizibilite raporu ve

yol haritası hazırlanması amacıyla Ortak Çalışma Grubu oluşturulmuştur. Ortak

Çalışma Grubu’nun ilk toplantısı 20 Mayıs 2014 tarihinde İstanbul’da, ikinci toplantısı

21 Ağustos 2014 tarihinde Sofya’da, son toplantı ise 16-17 Ekim 2014 tarihlerinde

Ankara’da gerçekleştirilmiştir.

Avrupa Komisyonu tarafından projenin Bulgaristan kesimi kapsamında

gerçekleştirilecek olan fizibilite, temel mühendislik ve ÇED çalışmaları için 190.000

Avro tutarında finansal destek ayırılmıştır.

70

6.1.5 Türkiye-Yunanistan Doğal Gaz Boru Hattı (ITG)

Avrupa Birliği INOGATE (Interstate Oil and Gas Transport to Europe) Programı

kapsamında geliştirilen Güney Avrupa Gaz Ringi’nin ilk aşaması olarak Türkiye ve

Yunanistan doğal gaz şebekelerinin enterkoneksiyonunu içeren Türkiye

Cumhuriyeti’nden Yunanistan Cumhuriyeti’ne doğal gaz arzına ilişkin Hükümetlerarası

Anlaşma 23 Şubat 2003 tarihinde imzalanmış olup 18 Kasım 2007 tarihinde iki ülke

başbakanlarının da katıldığı açılış töreni ile birlikte başlayan Türkiye’den Yunanistan’a

gaz arzı devam etmektedir.

6.1.6 Rusya-Türkiye-Avrupa Doğal Gaz Boru Hattı Projesi (Türk Akımı)

Yakın dönemde, Rusya ile TürkAkım Gaz Boru Hattı Projesine yönelik görüşmeler

gerçekleştirilmiş ve projeye yönelik siyasi desteği sağlamak, teknik, ekonomik ve

hukuki çerçeveyi belirlemek amacıyla Türkiye Cumhuriyeti Hükümeti ile Rusya

Federasyonu Hükümeti arasında TürkAkım Gaz Boru Hattı’na ilişkin Hükümetlerarası

Anlaşma 10 Ekim 2016 tarihinde İstanbul’da Sayın Cumhurbaşkanımız ve Rusya

Devlet Başkanı Sayın Putin’in huzurlarında imzalanmıştır.

Türk Akım Gaz Boru Hattı Projesi; Rusya Federasyonu’ndan başlayarak Karadeniz

üzerinden Türkiye Cumhuriyeti’nin Karadeniz kıyısındaki alım terminaline ve

devamında Ülkemiz toprakları üzerinden Türkiye Cumhuriyeti’nin komşu devletleriyle

olan sınırlarına kadar uzanan her biri yıllık 15,75 milyar metreküp kapasiteye sahip iki

hattan oluşan yeni bir gaz boru hattı sistemidir.

Proje, Rusya Federasyonu’ndan Ülkemize doğal gaz arzının yanı sıra Rus gazının

Ülkemizin toprakları üzerinden Avrupa’ya arzını sağlamak amacıyla inşa edilecek,

deniz bölümü ve kara bölümünden teşkil bir boru hattı sistemidir. Deniz bölümünde yer

alan iki hattın inşası ve işletimi Rusya Federasyonu tarafından yapılacaktır. Kara

bölümünde yer alan hatlardan biri sadece Türkiye Cumhuriyeti’ne doğal gaz arz

edecek olup, iletim sistemimizin bir parçası olarak BOTAŞ tarafından inşa edilecektir.

Kara bölümündeki diğer hat ise Avrupa’ya gaz arz edecek olup, inşası ve işletimi %50

oranında ortaklık payı ile iki ülkenin şirketleri tarafından kurulacak yeni bir şirket

tarafından yapılacaktır.

71

Rusya Federasyonu ve Ukrayna arasında geçtiğimiz yıllarda yaşanan doğal gaz

anlaşmazlıkları Batı Hattı’ndan Ülkemize arz edilen gazın zaman zaman kesilmesine

neden olmakta ve bu durum özellikle kış aylarında arz güvenliğimizi tehlikeye

sokmaktadır. TürkAkım kapsamında inşa edilecek boru hatlarından birisinin sadece

Ülkemize gaz arzı sağlanması öngörülmekte olup, devreye alınması ile birlikte Batı

Hattı’ndan alınan yıllık toplam 14 milyar metreküp gazın, mevcut sözleşmelerin şart ve

koşulları değişmeksizin Türk Akımı üzerinden Ülkemize teslim edilmesi

planlanmaktadır. Böylece başka bir ülkenin iletim sistemi kullanılmadan doğrudan

Rusya Federasyonu’ndan Ülkemize taşınacak gazın, üçüncü taraflardan kaynaklı

muhtemel kesintilere maruz kalmaması sağlanmış olacaktır.

10 Ekim 2016 tarihinde İstanbul'da imzalanan "Türkiye Cumhuriyeti Hükümeti ve

Rusya Federasyonu Hükümeti Arasında TürkAkım Gaz Boru Hattı Projesi'ne İlişkin

Anlaşma" Bakanlar Kurulu Kararı ile onaylanmış ve Resmi Gazete'de yayımlanmıştır.

Böylelikle anılan Anlaşma'nın ülkemizdeki iç hukuk onay süreci tamamlanmıştır.

Projenin hayata geçirilmesi sürecine ilişkin olarak South Stream Transport B.V. şirketi

ve ilgili kamu kurum/kuruluşlarının katılımları ile toplantılar düzenlenmektedir. Proje

takvimine göre, halihazırda Ülkemizin münhasır ekonomik bölgesi ve karasularında

mühendislik çalışmaları yürütülmekte olup, 2017 yılının ikinci yarısında inşaatın

başlaması ve 2019 sonunda hattın işletmeye alınması planlanmaktadır.

6.1.7 Trans Adriyatik Doğal Gaz Boru Hattı (TAP) Projesi

Şah Deniz Konsorsiyumu (SDC) 28 Haziran 2013 tarihinde Avrupa’ya Güney Avrupa

üzerinden, TAP projesi yoluyla ulaşmayı uygun bulduğunu duyurmuştur. TAP

Projesi’nin Temel Atma Töreni Sayın Bakanımızın da katılımlarıyla 17 Mayıs 2016

tarihinde Selanik’te gerçekleştirilmiştir. TAP’a ilk gaz teslimatının 2019-20 yıllarında

yapılması planlanmaktadır. Bu kapsamda, TANAP Doğal Gaz Boru Hattı’nın doğal

gazı Avrupa’ya taşıyacak 48” çap ve 459 km uzunluktaki Eskişehir-İpsala bölümünün

inşaatı sürmektedir.

72

6.2 Ülkemize Doğal Gaz Arzı Sağlayan Uluslararası Hatlar

6.2.1 Rusya – Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı (Batı Hattı)

18 Eylül 1984 tarihinde, Türkiye Cumhuriyeti ve Eski Sovyetler Birliği hükümetleri

arasında doğal gaz sevkiyatı konusunda Hükümetlerarası Anlaşma imzalanmıştır.

Ülkemize Bulgaristan sınırında Malkoçlar’dan giren, Hamitabat, Ambarlı, İstanbul,

İzmit, Bursa, Eskişehir güzergahını takip ederek Ankara’ya ulaşan hat 845 km

uzunluğundadır.

1987 yılından itibaren, tedricen artan miktarlarda doğal gaz alımına başlanmış olup,

1993 yılında maksimum miktar olan 6 milyar m3/yıl’a ulaşılmıştır. Sonradan yapılan

geliştirmeler ile hattın kapasitesi 14 milyar m³/yıla yükseltilmiştir. Halihazırda Batı Hattı

vasıtasıyla ülkemize yıllık 4 milyar m3 BOTAŞ tarafından, yıllık 10 milyar m3 özel sektör

tarafından olmak üzere toplamda 14 milyar m3 miktarında doğal gaz ithal edilmektedir.

6.2.2 İran – Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı

Bu proje ile başta İran olmak üzere doğudaki kaynaklardan alınacak doğal gazın boru

hattı ile Türkiye’ye taşınması amaçlanmıştır.Bu kapsamda, 8 Ağustos 1996 tarihinde

İran Ulusal Gaz Şirketi (NIGC) ile BOTAŞ arasında plato dönemde 9,6 milyar m3 doğal

gaz ithalatına ilişkin Doğal Gaz Alım-Satım Anlaşması imzalanmıştır. Yaklaşık 1.491

km uzunluğunda, çapı 48” ve 16” arasında değişen Doğu Anadolu Doğal Gaz Ana

İletim Hattı Doğubayazıt’tan başlayıp, Erzurum, Sivas ve Kayseri üzerinden Ankara’ya

uzanmakta, bir branşman da Kayseri, Konya üzerinden Seydişehir’e ulaşmaktadır.

Haziran 2001 sonu itibarıyla tüm boru hattı sistemi gaz alabilir duruma gelmiş, İran

Bazargan’daki Ölçüm İstasyonu’nun tamamlanmasıyla 10 Aralık 2001 tarihinde

İran’dan gaz alımı başlamıştır.

73

6.2.3 Rusya – Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı (Mavi Akım)

15 Aralık 1997 tarihinde BOTAŞ ve Gazexport arasında imzalanan plato dönemde

yıllık 16 milyar m3 doğal gaz ithalatına ilişkin Doğal Gaz Alım- Satım Anlaşması

kapsamında, doğal gaz Rusya Federasyonu’ndan Karadeniz geçişli bir hat ile

Türkiye’ye ulaşmaktadır. Rusya Federasyonu - Karadeniz - Türkiye Doğal Gaz Boru

Hattı; Rusya topraklarında, İzobilnoye-Djubga arasında 56” çapında 308 km ve 48”

çapında 62 km olmak üzere toplam 370 km uzunluğundaki Boru Hattı Sistemi,

Karadeniz geçişinde, Djubga-Samsun arasında her biri yaklaşık 390 km uzunluğunda

24” çapında paralel 2 hat, Türkiye topraklarında Samsun - Ankara arasında 48”

çapında ve 501 km uzunluğundaki Boru Hattı Sistemi olmak üzere üç ana bölümden

oluşmaktadır. Hat, 20 Şubat 2003 tarihinde işletmeye alınmış, 17 Kasım 2005 tarihinde

resmi açılış töreni yapılmıştır.

6.2.4 Bakü-Tiflis-Erzurum Doğal Gaz Boru Hattı (BTE)

Bakü – Tiflis – Erzurum Doğal Gaz Boru Hattı, Azerbaycan’ın Hazar Denizi’nde

bulunan Şah Deniz sahasından üretilen gazı Türkiye’ye taşıyan, 690 km

uzunluğundaki ve maksimum 20 milyar m3 kapasiteli bir boru hattıdır.

Azerbaycan’dan gaz teminine ilişkin yapılan müzakereler sonucunda 12 Mart 2001

tarihinde, Azerbaycan doğal gazının Türkiye’ye sevkine ilişkin Türkiye ile Azerbaycan

arasında bir Hükümetlerarası Anlaşma ve BOTAŞ ile Azerbaycan Devlet Petrol Şirketi

SOCAR arasında 6,6 milyar m3 doğal gazın ithalatına yönelik Doğal Gaz Alım-Satım

anlaşması imzalanmıştır.

Boru hattı, 2005-2007 yılları arasında inşa edilmiş olup, 2007 yılının Temmuz ayının

ortasından bu yana faaliyettedir.

Şah Deniz sahasının ikinci aşama üretimine paralel olarak BTE’nin Azerbaycan ve

Gürcistan topraklarındaki kısmının (Güney Kafkasya Doğal Gaz Boru Hattı)

kapasitesinin artırılarak Türkiye-Gürcistan sınırında Trans Anadolu Doğal Gaz Boru

Hattı Projesine bağlanması planlanmaktadır. Bu kapsamda 17 Aralık 2013 tarihinde

boru hattının Azerbaycan ve Gürcistan topraklarındaki kesiminin (Güney Kafkasya

Doğalgaz Boru Hattı) kapasitesinin artırılması kararı alınmış olup, akabinde 20 Eylül

2014 tarihinde Bakü’de temel atma töreni gerçekleştirilmiştir.

74

Şekil 6.1 Uluslararası Doğal Gaz Boru Hatları ve Projeleri

Şekil 6.2 Uluslararası Petrol Boru Hatları

dÜnya ve tÜrkİye - enerji.gov.tr ve tabii... · faaliyetleri izleme kapsamındaki bilgiler;...

Documents