21. YÜZYILDA TÜRKİYENİN ENERJİ STRATEJİSİ. BÖLÜM 6

21. YÜZYILDA TÜRKİYENİN ENERJİ STRATEJİSİ. BÖLÜM 6

c) Nükleer Enerji

Türkiye’nin nükleer enerjiye olan ilgisinin onlarca yıllık geçmişi vardır. Nükleer enerjinin düşük yakıt maliyetleri, fosil yakıt fiyatlarındaki istikrarsızlığı kısmen dengeleyecek bir mekanizma olarak algılanmaktadır. Nükleer enerjinin, fosil dışı enerji kaynağı olarak enerji güvenliğini artıracağı da varsayılmaktadır.

Nükleer enerji, çevre kirliliğine neden olmayan enerji kaynağı olarak, iklim değişikliği değerlendirmeleri nedeniyle de destek görmektedir.
Tüm avantajlarına rağmen, nükleer enerjinin çok sayıda riski ve çok yüksek yatırım maliyetleri bulunmaktadır. Türkiye’nin nükleer enerjiye sahip olma arzusunun önündeki en büyük engelin, nükleer enerji yatırımlarının taşıdığı sayısız riskin yatırımcılar ile kamu arasında paylaşılmasındaki güçlük olduğu görülmüştür.
Yüksek ve değişken inşaat maliyetleri, inşaatların sık sık ertelenmesi, santralin uzun faaliyet ömrü sırasında çıkacak atık yönetimi sorunları, kamuoyunun nükleer emniyete yaklaşımındaki değişimlerden kaynaklanan siyasi ve mevzuatla
ilgili belirsizlikler, ömrünü tamamlayan santralin yüksek söküm maliyetleri gibi unsurların hepsi, yatırım başlamadan önce net biçimde ortaya konması ve sözleşmelere yansıtılması gereken maliyet ve risk unsurlarıdır.

Yakın zamana kadar, Türkiye’nin bu karmaşık ticari sorunu çözme girişimleri başarısızlıkla sonuçlanmıştır. Kısa bir süre önce Akkuyu Santrali için Rusya Federasyonu’yla yapılan anlaşmada, aynı zamanda işletmeci de olmayı kabul eden yatırımcının tüm riskleri üstlenmesini öngören sıra dışı koşullar olduğu görülmüştür. Devletlerarası bir anlaşmaya dayanan bu sıra dışı model, kaçınılmaz olarak ticari kaygılar ile siyasi çıkarların birlikte değerlendirilmesi sonucunda şekillenmiştir.

TESPİT 8 

Nükleer enerji projesinin, Türkiye’ye teknoloji transferi için bir fırsat sunabileceği düşünülebilir. Ancak karmaşık ve gizli yüksek teknoloji yoğunluklu bir işbirliği alanı olduğu dikkate alınmalıdır.
Önümüzdeki dönemde, ifade edilen teknoloji transferi niyetinin gerçeğe dönüşmesi karşılıklı etkin ve sürekli çaba harcanmasını gerektirecektir.


III- FOSİL YAKIT PİYASALARI VE “PİYASA DİNAMİKLERİNDE YAPISAL KIRILMA”

a) Fosil Yakıtlarda Genel Resim

Fosil yakıtlar orta vadede küresel enerji arzına hakim olmaya devam edecektir. Diğer enerji kaynaklarına zamanlama belirsizliği taşıyan geçiş ise, özünde teknoloji politikaları sorunudur. Diğer enerji kaynakları aşağıdaki bölümlerde ayrıca ele alınacağı için bu bölümde sadece fosil yakıtlar değerlendirilecektir.

Düşük maliyet, güvenli erişim ve sürdürülebilirlik, fosil yakıt kaynakları düşünüldüğünde öne çıkan üç temel unsurdur. Petrol, gaz ve kömür, bu üç amaç bağlamında farklı özellikler göstermektedir.

Örneğin, kömür kaynakları dünya geneline dağılmışken, petrol ve gaz 33 Coğrafi olarak yoğunlaşmış vaziyettedir; dolayısıyla, erişim açısından risk profilleri nitelik olarak birbirinden farklıdır. Petrol ve kömür çoğunlukla küresel piyasalarda alınıp satılırken, gaz ticaretinin önemli bir bölümü uzun dönemli sözleşmelere dayanmaktadır; dolayısıyla fiyatlandırma bakımından risk profilleri de farklılık
göstermektedir. Kömürün karbon içeriği, enerji eşdeğeri gaz ya da petrolün kinden daha yüksektir. Aynı zamanda, kömür santralleri yerel çevreye daha fazla kirletici madde yaymaktadır ve sürdürülebilirlik açısından kömürün risk profili doğal gaz ve petrolden farklılık göstermektedir.

Üç temel hedefe ulaşma konusunda, devletin rehberlik edeceği ulusal bir strateji geliştirmek mi, yoksa bu karmaşık politika sorununa optimal çözümü bulmayı piyasa dinamiklerine bırakmak mı daha uygundur? Eğer devletin rehberlik edeceği bir ulusal stratejiye gerek var ise, bu strateji sadece ulusal arz güvenliğine mi odaklanmalı, yoksa ülkenin enerji tüketim altyapısı için de hedefler mi belirlemelidir?

Fosil yakıtlara erişim güvenilir, kesintisiz ve iyi işleyen küresel piyasalarla sağlanabiliyor olsaydı, ulusal enerji sorunu küresel enerji fiyatlarını ve ulusal talep trendlerini tahmin etmekten ve bu veriler doğrultusunda yatırım kararlarını almaktan ibaret olurdu.
Bu basitleştirilmiş senaryoda, piyasalar fiyat sinyallerine cevap vermek açısından daha iyi bir konumda oldukları için ulusal stratejiye duyulan ihtiyaç da sınırlı olacaktır. Devlet bu sürece, temelde özel sektör oyuncuları için açık ve şeffaf kurallar koyarak ve piyasadaki aksaklıklara çözüm bularak dahil olacaktır. Devlet ayrıca, ekonomi yönetiminin gereği olarak ulusal enerji faturasının toplam yükünü sınırlamak ve değişkenliğini azaltmak için mekanizmalar oluşturmaya çalışacaktır.34 Bu önlemler, ağırlıklı olarak, fosil yakıt piyasalarındaki kısa dönemli aksamalara ya da dalgalanmalara karşı koyma mülahazalarıyla şekillenecektir.

Ancak bugün dünyanın içinde bulunduğu koşullarda, güvenilir ve kesintisiz fosil yakıt arzına kesin gözüyle bakmak mümkün değildir. Ulusal arzda uzun süreli, yapısal aksamalar yaşanma riski, konuyu ulusal güvenlik meselesi haline getirmekte ve enerji politikalarına devletin daha fazla müdahalesini gerektirmektedir.

Bu tehdit, mevcut ikili enerji ilişkilerinin kolayca ikame edilemediği bölünmüş piyasalarda özellikle belirgindir. Boru hatlarına  dayalı gaz arzı, bu risk dinamiği ni üreten güncel bir örnektir.

Ulusal enerji güvenliğinde, arz risklerine karşı aşağıdaki farklı stratejiler izlenebilir:

- Yerli arz tabanını genişletmek
- Ülkenin temel malları (hammaddeler, madenler vb.)


DİPNOTLAR;


1. Farklı enerji kaynaklarının ithalat etkisi üzerinde yapılacak karşılaştırma, hem ilk yatırımlardaki hem de yakıt maliyetlerindeki ulusal payı dikkate almalıdır.
2. IEA (2012), World Energy Outlook 2012, OECD/IEA, Paris (“WEO 2010”) Burada verilen değerler 2010 yılındaki seviyeleri yansıtmaktadır.
3. Benzinden alınan vergiler, %60 düzeyindedir ve OECD içinde en yüksek oranı oluşturmaktadır (IEA (2010), Energy Policies of IEA Countries: Turkey 2009
 Review, OECD/IEA, Paris, (“IEA Turkey 2009 Review”), s. 58). Yüksek vergi oranlarıyla esas olarak mali hedefler gözetiliyor olsa da, bu vergilerin dünyada
 yaygın biçimde tartışılan, ancak dirençle karşılanan seçici bir karbon vergisi rolü gördüğü düşünülebilir.
4. Mazottan alınan vergilerin oranının, %49’la, OECD ülkeleri arasında Norveç’ten sonra ikinci sırada geldiği belirtilmiştir, IEA Turkey 2009 Review, s. 58.
5. I EA Turkey 2009 Review, s. 151.
6. İthalatın oranı, toplam yerel arz ve brüt ithalata dayandırılarak hesaplanmıştır. Ancak, Türkiye aynı zamanda petrol ürünleri ihraç eden bir ülkedir. 2011 yılında net ithalat değerleri kullanılarak hesaplanan ithal arzın oranı %92,3 seviyesindedir.
7. Veriler, T.C. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı’nın internet sitesinden (www. enerji.gov.tr) alınan istatistiklere dayanmaktadır.
8. BP (2012), Statistical Review of World Energy 2012, BP, London (“BP Statistics 2012”).
9. BP (2012), Statistical Review of World Energy 2012, BP, London (“BP Statistics 2012”).
10. BP Statistics, 2012.
11. Kanıtlanmış gaz rezervleri ile gaz üretimi arasındaki fark, esas olarak İran’ın ve Türkmenistan’ın düşük üretim düzeyinden kaynaklanmaktadır.
12. BP Statistics, 2012.
13. ABD Enerji Enformasyon Dairesi (EIA) Türkiye Analizi, www.eia.gov, son güncellenme tarihi 1 Şubat 2013.
14. BOTAŞ; TPAO.
15. TPAO; WEO 2012, s. 396.
16. EIA’nın verilerine göre, 2010 yılındaki ham petrol ticareti günde 43,7 milyon varil, petrol ürünleri ticareti günde 23,7 milyon varil olarak gerçekleşmiştir. Türkiye’de Boğazlar ve iki boru hattı üzerinden yapılan ticaret ise toplam uluslararası ham ve petrol ürünleri ticaretinin  %5,9’unu oluşturmaktadır (EIA Uluslararası İstatistikler).
17. World Energy Outlook 2011, OECD/IEA, Paris (“WEO 2011”), s. 302.
18. Vatansever, A. (2010), “Russia’s Oil Exports: Economic Rationale versus Strategic Gains”, Carnegie Papers, Energy and Climate Program, 
     No. 116, Aralık 2010.
19. World Energy Outlook 2010, OECD/IEA, Paris (“WEO 2010”), s. 512.
20. WEO 2012, s. 429.
21. ABD Enerji Enformasyon Dairesi (EIA) Türkiye Analizi, www.eia.gov, son güncellenme tarihi 1 Şubat 2013.
22. Bu veriler 2010 ve 2011 yıllarındaki Enerji Dengesi ile ilgili olarak, T.C. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı’nın internet sayfasından (www.enerji.gov.tr) alınan istatistiklere dayanmaktadır.
23. WEO 2012, s. 137.
24. Agy., s. 484.
25. Bu enerji yoğunluğu değerleri, IEA tarafından ABD doları’nın SGP’ye göre düzeltilmiş 2005 yılı değerleri cinsinden yayınlanmaktadır.
26. IEA (2009), Implementing Energy Efficiency Policies: Are IEA Countries on Track?, OECD, IEA, Paris (bundan sonra IEA IEEP 2009 olarak anılacaktır); 
IEA Turkey 2009 Review, s. 45.
27. Bu veriler, 2010 yılındaki Enerji Dengesi ile ilgili olarak, T.C. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı’nın internet sayfasından (www.enerji.gov.tr) alınan
 istatistiklere dayanır; WEO 2012, s. 556.
28. IEA; Karayolları Genel Müdürlüğü, 2011.
29. IEA IEEP 2009, s. 108-109.
30. Türkiye dünyanın başlıca LPG araç piyasalarından bir tanesidir. Türkiye İstatistik Kurumu’nun (TÜİK) verilerine göre, ülkedeki araçların %40,6’sı LPG ile çalışmaktadır. LPG’li araçların karbon salınımları benzinle çalışan araçlara göre genellikle daha düşüktür.
31. IEA, Türkiye’nin düşük karbon AR-GE harcamalarının 2008’de 6 milyon ABD doları düzeyinde olduğunu bildirmektedir, ancak TÜBİTAK’ın Enerji Enstitüsü
bütçesinin bu hesaba katılmadığı anlaşılmaktadır. Enerji AR-GE bütçesi küçük olmakla birlikte, bildirilen rakamlar, zaten düşük olan düzeyi olduğundan da düşük göstermektedir, IEA (2010), Energy Technology Perspectives 2010, OECD/IEA, Paris (bundan sonra ETP 2010” olarak anılacaktır), s. 477.
32. IEA Turkey 2009 Review, s. 104.
33. Yeni gaz rezervleri daha dağınık gibi görünse de, resmin bütününe bakıldığında, rezervler coğrafi olarak Ortadoğu ile Rusya Federasyonu’nda  yoğunlaşmaktadır.
34. Bu gibi önlemler, finansal mekanizmalar ya da enerji bakımından zengin coğrafyalarda üretime dönük varlıklara yatırımlarla sağlanacak yapısal işlemleri
içerebilir. Bir fosil yakıt piyasasındaki kısa dönemli fiyat artışlarının toplam ulusal enerji faturası üzerindeki etkisini hafifletmek için, yakıtların birbiriyle ikame etme olanaklarına yatırım yapmak da gerekli olabilir. Özel sektör oyuncuları, enerji tüketiminde yakıtlar arasında arzulanan ikame imkânını sağlayacak ikili yakıt teknolojilerine ya da yedeklemelere yeterince yatırım yapmayabilirler.



***

21. YÜZYILDA TÜRKİYENİN ENERJİ STRATEJİSİ. BÖLÜM 5

21. YÜZYILDA TÜRKİYENİN ENERJİ STRATEJİSİ. BÖLÜM 5

TESPİT 2 

iii. Türkiye önemli bir enerji transit ülkesi midir?

Türkiye, enerji ticaretinde transit ülke olmak için elverişli bir coğrafi konuma sahiptir. Ülkenin coğrafi konumu, Rusya Federasyonu, Hazar bölgesi ülkeleri, İran ve Irak için Akdeniz havzasına erişim imkânı sağlamaktadır. 2011 yılı itibarıyla, Rusya Federasyonu, Türkmenistan, Kazakistan, Azerbaycan, İran ve Irak kanıtlanmış petrol rezervlerinin %25,3’üne, kanıtlanmış doğalgaz rezervlerinin ise %52,2’sine sahiptirler.10 2011 yılında küresel petrolün %24,9’u ve doğalgazın %26,1’i11 bu ülkeler tarafından üretilmiştir.12

Türkiye petrolde, Boğazlar ve uluslararası iki boru hattıyla transit görevi görmektedir. Boğazlardan, ağırlıklı olarak Rusya Federasyonu petrolü ve giderek artan oranlarda Hazar petrolü geçmektedir. Bakü- Tiflis-Ceyhan (BTC) petrol boru hattı, ağırlıklı olarak Azeri petrolünü taşımakta, ancak Kazak petrolü de bu yoldan dünya piyasalarına ulaştırılmaktadır. Kerkük-Ceyhan boru hattı ise Irak petrolünü taşımaktadır.

Boğazlar hâlâ, Türkiye’nin transit rolünün temel öğesini oluşturmaktadır. 2010 yılında Boğazlar’dan günde 2,9 milyon varil ham petrol ve petrol ürünleri geçmiştir.13 Öte yandan, 2010 yılında söz konusu iki boru hattından günde sadece 1,1 milyon varil14 petrol taşınmıştır. İki boru hattının tam kapasitesi günde 2,8 milyon varildir.15

    2010 yılında, Türkiye üzerinden günde toplam 4 milyon varil ham petrol ve petrol ürünlerinin ticareti yapılmıştır; bu rakam, günlük küresel petrol ticaretinin %5,9’unu temsil etmektedir.16 Türkiye şimdiden önemli bir petrol transit ülkesidir.

    İleriye bakıldığında, Türkiye’nin petrol transit ülkesi olarak işlevinin artması, iki unsura bağlı olacaktır: transit kapasitesi ve komşu ülkelerin Türkiye’den geçecek petrol arzı. Emniyet kaygıları ve trafik yoğunluğu düşünüldüğünde, Boğazlar’ın daha yüksek hacimlerde petrol geçişini kaldırması mümkün görünmemektedir [KUTU 1]. Bu nedenle, Türkiye’nin petrol transit ülkesi işlevinin artması, boru hattı kapasitesinin de yükseltilmesini gerektirecektir.

Yeni transit talebi bakımından, Rusya Federasyonu, Hazar bölgesi, Irak ve ileride bir noktada İran potansiyel tedarikçilerdir. Rusya Federasyonu ihracat yaptığı ülkeleri ve ihracat güzergâhlarını çeşitlendirme arayışındadır.17 Rusya Federasyonu’nun Karadeniz üzerinden ihracatı son on yılda fiilen sabit kalmakla beraber, artan petrol ihracatı gittikçe Baltık ve Kuzey Kutup Denizi limanlarına
yönlendirilmektedir. Bu ülkenin Asya piyasalarına uzanan ESPO boru hattına, Baltık kıyısına uzanan Baltık Boru Hattı Sistemi II’ye ve Kuzey Kutup Denizi üzerinden Asya’ya petrol sevkiyatı altyapısına yaptığı yatırımlar göz önüne alındığında, Türkiye üzerinden yeni bir transit kapasitesi arayışına girme olasılığı düşük görünmektedir.18

Geçiş talebi, başta Kazakistan olmak üzere Hazar bölgesi ülkelerinden de gelebilir; Kazakistan’ın 2015 yılından sonra yeni ihracat kapasitesine ihtiyaç duyacağı ve 2025 yılına gelindiğinde kapasite ihtiyacının günde 2 milyon varile ulaşacağı tahmin edilmektedir.19 Bu ihracat hacminin bir kısmının Karadeniz’den ya da Anadolu üzerinden geçmesi muhtemeldir. Boğazlar’daki çevre ve emniyet
kaygıları düşünüldüğünde, ilave ihracat hacimlerinin Akdeniz’e ulaşması için yeni boru hatlarına ihtiyaç duyulacaktır. Samsun- Ceyhan, Burgaz-Dedeağaç boru hatları ile Bakü-Ceyhan hattının genişletilmesi, değerlendirilmesi gereken alternatif çözümlerdir. Rusya Federasyonu’nun stratejik öncelikleri ve Kazakistan üzerindeki ağırlığı, Türkiye’nin Kazak petrolü için transit rolünün kapsamını belirlemede rol oynayabilir.

İran’ın durumu çok daha karmaşıktır. İran petrol sanayiine yapılacak yeni yatırımların ve ihracat kapasitesindeki artışın zaman çizelgesi, uluslararası siyasi kaygılar nedeniyle son derece belirsizdir.

Türkiye’nin yakın gelecekte İran petrolü için transit ülke rolü oynama olasılığı düşüktür, ancak Türkiye, fırsat oluştuğunda İran’la ve uluslararası toplulukla işbirliğine hazır olmalıdır.

Son olarak, Irak’ın 2011 yılında 2,7 milyon varil olan günlük petrol üretiminin 2020 yılında IEA’nın muhtemel senaryosuna göre 6,1 milyon varile yükseleceği tahmin edilmektedir.20 Türkiye güzergâhlarının genişlemesi umut vaat eden seçenekler sunmakla birlikte, Irak petrol ihracatının ne kadarının Türkiye’den geçeceği şu an için belirsizdir.

TESPİT 3 

Türkiye doğalgazda henüz önemli bir transit ülkesi konumunda değildir. Türk doğalgaz şebekesi, 63,9 milyar m3 ithalat kapasitesine sahip boru hatlarıyla, aralarında Rusya Federasyonu, İran, Gürcistan-Azerbaycan ve Bulgaristan’ın da bulunduğu çeşitli komşu ülkelere bağlıdır.21 Türkiye’nin bir de ihracat için kullandığı ve ülkeyi Yunanistan’a bağlayan ayrı bir gaz boru hattı mevcuttur. Ancak, Yunanistan’a yapılan gaz ihracatı sınırlı bir seviyede kalmıştır (2010 ve 2011 yıllarında bu değer ortalama 0,7 milyar m3 civarında gerçekleşmiştir).22

Her ne kadar Türkiye’den geçen boru hatlarının Azerbaycan, Irak, Türkmenistan, Mısır ve hatta İran’daki doğalgaz arzını Avrupa piyasalarına bağlama ihtimali bulunsa da, siyasi hesaplar genellikle baskın gelip bu ticari kararları ertelemekte dir. Rusya Federasyonu hariç, Türkiye’nin çevresindeki tüm tedarikçi ülkelerin baş etmek durumunda oldukları coğrafi ya da siyasi zorluklar vardır. Bu ülkelerin kendi gaz kaynaklarını Avrupa ve dünya piyasalarına Türkiye üzerinden ihraç etme istekleri ve kapasiteleri belirsizliklerle doludur. Türkmenistan zengin gaz rezervlerine sahiptir ve ülkenin gaz üretiminin Galkynysh sahasındaki geliştiril miş rezervlerle birlikte artması beklenmektedir.23 Ancak, ülke karayla çevrilidir ve ihracatı büyük ölçüde Çin’e bağlanan Orta Asya Gaz Boru hattı sayesinde artmaktadır. Trans-Hazar taşımacılığındaki mevzuat karmaşası, Türkmen gazının Türkiye üzerinden Avrupa’ya akışını geciktirmek için rakip ülkelere büyük ölçüde fırsat sağlamaktadır. İran’ın da önünde siyasi engeller vardır ve çok ağır uluslararası yaptırımlarla karşı karşıyadır.

Irak ise, son zamanlardaki çalkantıların ardından yavaş yavaş toparlanma izlenimi vermekle beraber, bu ülkenin 2010’ların sonuna kadar ihracat için gaz ihraç etme olasılığı düşüktür.24

Yakın gelecekte, Türkiye’nin gaz transit rolündeki en umut verici arz kaynağı Azerbaycan’ın Şah Deniz II gaz sahasıdır. Türkiye ve Azerbaycan 2012 yılında Anadolu boyunca bir boru hattı inşa etmek için (Trans-Anadolu Doğalgaz Boru Hattı Projesi- TANAP) hükümetlerarası bir anlaşma imzalamışlardır. Bu proje, başlangıç olarak, her yıl Şah Deniz II’den Türkiye’nin Avrupa sınırına 16
milyar m3’lük gaz taşıma kapasitesine sahiptir. TANAP’ı Türkiye sınırındaki Avrupa piyasalarına bağlayacak olan boru hattı yoluna hala karar verilmemiştir. Bu alandaki iki rakip; Bulgaristan, Romanya ve Macaristan üzerinden Avusturya’ya bağlanan Nabucco Batı Boru Hattı ile Yunanistan ve Arnavutluk üzerinden İtalya’ya bağlanan Trans-Atlantik Boru Hattı’dır.

TESPİT 4

KUTU 1: BOĞAZLAR 

b) Yeni Enerji Teknolojileri

i. Türkiye enerji verimli bir ekonomiye sahip midir?

Enerji verimliliği, ulusal enerji hedeflerinin hepsine –arz güvenliği, maliyetin düşürülmesi ve CO2 salınımının azaltılması–hizmet eden bir politika hedefidir. Ancak, enerji verimliliğindeki iyileşmelerin; çoğunlukla binalar, taşıtlar, cihazlar, enerji santralleri ve sanayi için ön yatırım maliyetleri vardır. Böylesine büyük ve yaygın yatırımların ulusal politikalar tasarlanırken akılcı bir şekilde değerlendirilmesi, önceliklendirilmesi ve zamanlama bakımından sıraya konması gerekmektedir.

    2010 yılında, Türkiye’nin üretilen birim GSYİH başına birincil enerji kullanımı, yani enerji yoğunluğu, 0,12 ton eşdeğer petrol [tep]/1000 ABD doları (satın alma gücü paritesine (SGP) göre düzenlenmiş dolar kuru bazında) düzeyinde gerçekleşmiştir.25

Bu düzey, dünya, OECD, AB ve OECD dışı ülkelerine göre daha iyi seviyededir (Tablo 5). SGP’ye göre düzenlenmiş ölçümler temelinde, Türkiye’nin enerji verimliliği, Tablo 5’te görüldüğü gibi, benzer kişi başına GSYİH düzeylerine sahip ülkelerin ekonomileriyle karşılaştırıldığında da iyi seviyededir.

TABLO 5 
Kaynaklar: IEA Key World Energy Statistics 2012 & www.iea.org/stats (AB 27 ve
OECD dışı için, 2009 itibarıyla)
*SGP’ ye göre düzeltilmiş 2005 yılı ABD Doları değerleri

   Enerji yoğunluğu, piyasa kurlarıyla hesaplanan GSYİH temelinde ölçüldüğün de, Türkiye’nin performansı OECD ortalamalarının gerisinde kalmakla birlikte, benzer ekonomik gelişme düzeyindeki ülkelerin pek çoğundan yine de daha iyi durumdadır (Tablo 5). 

Bununla beraber, enerji yoğunluğu performansının mevcut durumu, ileriye dönük ciddi yapısal riskleri gizlemektedir.

Türkiye’nin çimento, çelik ve kimyasal ürünler gibi ağır sanayileri halen fazla verimli olmamakla birlikte, verimlilik artışları için kayda değer bir potansiyel mevcuttur.26 2010 yılında nihai enerji tüketimi içinde sanayinin payı, OECD ekonomilerinde %28 iken, Türkiye’de %22,5 oranındadır.27

Diğer bir risk unsuru, kişi başına düşen otomobil sayısında beklenen artıştır. 
Bu sayıda son zamanlarda gerçekleşen artışa rağmen, 2010 yılı itibarıyla AB-27 ülkelerinde 1000 kişiye 475 olan otomobil yoğunluğu, Türkiye’de hâlâ 1000 kişiye 103 düzeyinde kalmıştır.28 Otomobil, benzin ve mazottan alınan yüksek vergiler, ulaşım sektörüne ciddi kısıtlama getirmektedir. Otomobil filosu enerji açısından pek verimli değildir, ancak büyüklüğü vergi politikasıyla yapay olarak kontrol altına alınmakta, bu da Türkiye’de ulaşıma bağlı enerji tüketimini sınırlamaktadır. Ancak, Türkiye ekonomisinin tahmini büyümesinin hızla yükselen otomobil talebi doğuracağına kesin gözüyle bakılabilir. Artan refahtan kaynaklanan talep büyümesinin yanı sıra, otomobil ve yakıt vergilerinde düşüş yönünde değişim de olursa, otomobil sahipliğinde çok büyük artış gerçekleşe bilir. Bu ise, enerji yoğunluğu düzeylerinde hızla bozulmaya yol açacaktır.

Enerji yoğunluğu düzeylerinde otomobil sahipliği artışından kaynaklanan olumsuz eğilimi önlemek, geliştirilmiş yakıt verimlilik standartları oluşturmak ve toplu taşımaya yönelik teşvikler ile mümkün olabilir.

Türkiye’nin şu anki enerji yoğunluğu performansı endişe verici olmamakla birlikte, artan ulusal enerji ihtiyacı ve bundan kaynaklanan karbon salınımları sektörler arasında daha sistemli enerji verimliliği atılımını gerektirmektedir.29 

Enerji yoğunluğu öncelikle bir enerji güvenliği meselesidir ve uzun dönemli arz güvenliği hedefleriyle birlikte ele alınmalıdır.
Dahası, enerji verimliliği dünyanın pek çok ülkesinde giderek bir politika önceliği haline gelmektedir. Türkiye’nin mevcut uluslararası nispi performansını önümüzdeki onyıllarda da sürdürebilmesi için enerji verimliliği alanında gerekli iyileştirmeleri  önceden planlaması gerekecektir.

TESPİT 5 

ii. Türkiye ekonomisi CO2 salınımları bakımından verimli midir?

Türkiye ekonomisinin karbon yoğunluğu, SGP’ye göre düzenlenmiş ortalamalar temelinde, dünya, OECD ve OECD dışı ülkelerin ortalamaları ile karşılaştırıl dığında iyi durumdadır. Türkiye’de 2010 yılında, 1000 ABD doları tutarında GSYİH başına 0,29 kg CO2 salınımı gerçekleşmiştir (Tablo 5). Bu düzey, AB ortalamasının ve çoğu AB ülkesindeki ortalamaların biraz üzerinde olmakla beraber, Latin Amerika ülkeleri hariç, benzer kişi başına GSYİH düzeylerine sahip ülkelerden önemli ölçüde düşüktür. SGP’ye göre düzenlenmemiş
değerler bu kadar olumlu değildir ve bu temelde hesaplanan rakamlara göre, Türkiye’nin performansı Batı Avrupa ülkelerinin gerisinde kalmaktadır.

Türkiye’nin sektörlere göre karbon salınım değerleri, karbon yoğunluğu performansının ardındaki dinamiklere dair bazı ipuçları vermektedir.
Enerji ve ulaşım sektörlerinin karbon salınım payları, dünya, OECD ve AB ortalamalarının altında olmakla beraber inşaat sektörü ve sanayinin
payları bu ortalamalardan yüksektir. Nispeten düşük otomobil sahipliği düzeyi ve LPG’li araçların yaygın kullanımı30, ulaşım sektörünün salınımlardaki düşük payını açıklamaktadır. Türkiye’de 1990’lardan beri kömür santrallerinden doğalgaz santrallerine geçiş yönünde yaşanan büyük değişim, enerji sektörünün karbon performansında kuşkusuz önemli rol oynamıştır.

Güçlü yenilenebilir enerji atılımı ile imalat sanayiinde dönüşüm yaşanmaması halinde, kömüre dayalı enerji üretimindeki tahmini artışın Türkiye’yi karbon yoğunluğu performansı açısından olumsuz etkilemesi ve OECD ülkelerinden
biraz daha uzaklaştırması beklenebilir. Kömürle ilgili arz güvenliği önceliklerinin karbon salınımı hedefleriyle birlikte değerlendirilmesi gerekecektir.

TESPİT 6 

iii. Türkiye önemli yeni enerji teknolojisi varlıklarına sahip midir?

Yeni enerji teknolojilerinin birbiriyle ilintili, ancak farklı iki boyutu vardır:

i. Teknoloji Üretimi: Ülkenin, küresel düzeyde yeni enerji teknolojiler inin imalatına katılma kapasitesi,
ii. Teknolojinin Özümsenmesi: Yeni enerji teknolojilerini, hızla, güvenilir biçimde ve düşük maliyetle edinme ve uygulamaya koyma becerisi.

Türkiye’de politika girişimleri, hatta söylemi, stratejik hedef olarak dünyadaki yeni enerji teknolojilerinin üretimine katılım yönünde açık bir niyet ortaya koymamaktadır. Yeni enerji teknolojilerinde gereken yatırımların büyüklüğü ve bu teknolojilerle ilgili belirsizlikler düşünüldüğünde, kamunun finansman desteği, kamu-özel sektör işbirliği ve hedefe yönelik sınırötesi işbirliği esastır. Bu konular henüz, tutarlı politika tartışmaları kapsamında öne çıkmamıştır.

Türkiye’nin, yeni enerji teknolojileri sanayiinin gelişmesini kolaylaştıracak, hızlandıracak AR-GE ve uygulama yeteneği ile insan sermayesinin oluşturulmasına yönelik kapsamlı ulusal stratejisi henüz bulunmamaktadır. Enerji teknolojisi alanında ARGE ve uygulamaya yönelik kamu desteği çok sınırlıdır. Kamunun AR-GE harcamalarının GSYİH içindeki payı, OECD ülkeleri
arasında en düşük oranı oluşturmaktadır (Şekil 3).31

ŞEKİL 3 

Enerji alanındaki mevcut AR-GE ve uygulama çalışmaları; araştırma enstitüleri ve çeşitli üniversite bölümleri arasında dağılmış durumdadır. Özel sektörün yeni enerji teknolojilerine yaptığı AR-GE ve uygulama yatırımları da sınırlıdır.
Teknoloji transferi ve uygulamaları cephesinde; tarife garantileri, elektrik perakendecileri için satın alma zorunlulukları ve şebeke entegrasyonu ile ilgili konular yeni politikalarla düzenlenmeye çalışılmaktadır. 32

TESPİT 7 


6 CI BÖLÜM İLE DEVAM EDECEKTİR.,

***