Elektrisitetssektoren i Tyrkia -Electricity sector in Turkey
| |
| Data | |
|---|---|
| Installert kapasitet (2022) | 100 GW |
| Produksjon (2021) | 329 TWh |
| Andel fossil energi | 65 % generasjon, 47 % kapasitet |
| Andel fornybar energi | 45 % generasjon, 53 % kapasitet |
| GHG- utslipp fra elektrisitetsproduksjon (2019) | 138 Mt CO2eq (kraftverk inkludert varme solgt av kraftstasjoner) |
| Gjennomsnittlig strømbruk (2021) | 327 TWh |
| Distribusjonstap (2020) | 9,5 % |
| Forbruk etter sektor (% av totalt) | |
| Bolig | 21 % (2018) |
| Industriell | 117 TWh (2019) |
| Jordbruk | 7 TWh (2019) |
| Kommersiell og offentlig sektor | 28 % (2018) |
| Trekkkraft | 1 TWh (2019) |
| Tjenester | |
| Sektoroppdeling | Delvis |
| Andel privat sektor i overføring | 0 |
| Andel privat sektor i distribusjon | Se tekst |
| Konkurransedyktig forsyning til store brukere | Ja |
| Konkurransedyktig forsyning til privatbrukere | Kun til de som forbruker over 1400 kWh per år |
| Institusjoner | |
| Antall tjenesteleverandører | EÜAŞ , private selskaper |
| Ansvar for overføring | Tyrkisk elektrisitetsoverføringsselskap |
| Ansvar for regulering | Energimarkedstilsynet |
| Ansvar for politikkutforming | Energi- og naturressursdepartementet |
Tyrkia bruker mer strøm per person enn det globale gjennomsnittet, men mindre enn det europeiske gjennomsnittet, med etterspørsel som topper om sommeren på grunn av klimaanlegg. Mesteparten av elektrisiteten produseres fra kull, gass og vannkraft, med vannkraft fra øst overført til storbyer i vest. Elektrisitetsprisene er statskontrollert, men engrosprisene er sterkt påvirket av prisen på importert gass.
Hvert år brukes rundt 300 terawatt-timer (TWh) elektrisitet, som er nesten en fjerdedel av den totale energien som brukes i Tyrkia . I gjennomsnitt slippes det ut omtrent fire hundre gram karbondioksid per kilowattime generert elektrisitet (400 gCO 2 /kWh); denne karbonintensiteten er litt mindre enn det globale gjennomsnittet. Siden det er 100 GW produksjonskapasitet , kan det produseres mye mer elektrisitet. Selv om bare en liten andel eksporteres; forbruket anslås å øke, og det er planer om mer eksport i løpet av 2020-årene.
Tyrkias kullkraftverk er den største kilden til landets klimagassutslipp . Mange brunkullkraftverk er subsidiert, noe som øker luftforurensningen . Import av gass, hovedsakelig til Tyrkias kraftstasjoner , er en av hovedutgiftene for landet . Om vinteren er elektrisitetsproduksjonen sårbar for reduksjoner i gassforsyningen fra andre land. Sol- og vindkraft er nå de billigste generatorene av elektrisitet, og flere av begge bygges. Hvis det bygges nok sol- og vindkraft, bør landets vannkraftverk være nok til å dekke vindstille overskyede uker . Fornybar energi genererer en tredjedel av landets elektrisitet, og akademikere har foreslått at målet om 32 % fornybar energi innen 2030 økes til 50 %, og at kullkraft bør fases ut innen midten av 2030-årene. Økt bruk av elektriske kjøretøy forventes å øke etterspørselen etter strøm.
Forbruk
Hvert år brukes rundt 300 TWh elektrisitet i Tyrkia: dette dekker nesten en fjerdedel av det totale endelige energibehovet, resten kommer fra kull, olje og gass. På grunn av etterspørselen etter klimaanlegg topper om sommeren: med august høyest (32 TWh i 2021) og februar typisk lavest (24 TWh i 2021). Totalt nasjonalt forbruk delt på folketallet er under 4 000 kWh i året, mye under gjennomsnittet på rundt 10 000 kWh i året for andre OECD -land i Europa, men halvparten så mye igjen som det globale gjennomsnittet. Andelene av energibruken i 2019 var 45 % for industri, 29 % for tjenester og 21 % for husholdninger. Forbruket er spådd å øke.
Fra og med 2021 er husholdningenes strømforbruk beregnet til gjennomsnittlig 230 kWh i måneden og er dominert av kjøleskap, etterfulgt av fjernsyn og deretter vaskemaskiner. Romoppvarming og elektriske kjøretøy har det største potensialet for respons på etterspørselssiden .
Mellom 2019 og 2024 planlegger Tyrkia å investere 11 milliarder dollar i energieffektivitet; og innen 2035 erstatte 80 % av strømmålerne med smartmålere . Elektrisitetens andel av energiforbruket forventes å øke, fra 22 % i 2019 til kanskje 28 % i 2040, blant annet på grunn av elektrifisering av veitransport.
Etterspørselsprognoser
Etterspørselsprognoser er viktig, fordi å bygge for mye kraftproduksjonskapasitet kan være dyrt, både for statlige energisubsidier og gjeldsrenter i privat sektor. Omvendt risikerer å bygge for lite å forsinke helsefordelene ved elektrifisering, hvorav den største er renere luft på grunn av utfasing av fossilt brensel .
Distribusjonsselskaper, noen detaljhandelsselskaper og industrisoner sender sine etterspørselsprognoser til energidepartementet og det tyrkiske elektrisitetsoverføringsselskapet (TEIAŞ) hvert år. TEİAŞ publiserer deretter lave, grunnleggende og høye 10-års prognoser, ved å bruke "DECADES"-modellen; mens energidepartementet bruker "Modellen for analyse av energibehov".
| Årsprognose laget | Prognoseår | Prognostisert beløp (TWh) | Faktisk beløp | Forecaster |
|---|---|---|---|---|
| 2018 | 2019 | 317 | 304 | Myndighetene |
| 2020 | 307 | |||
| 2018 | 2021 | 322 til 345 | 329 | akademikere |
| 2020 | 2030 | 359, 396, 454 | TEİAŞ |
Noen offisielle etterspørselsprognoser er overvurdert, noe som kan skyldes lav økonomisk vekst. I 2019 var den faktiske produksjonen 76 % av fast kapasitet, og overkapasiteten fortsatte inn i begynnelsen av 2020-årene.
Industri
Andelen elektrisitet som brukes i industrien forventes å øke på bekostning av andelen fossilt brensel ettersom Tyrkia går over til mer teknologiproduksjon. Det brennes mindre kull til industrien og oljeforbrenningen forblir statisk. En anslag viser til og med at elektrisitet går forbi gass for å bli den største industrielle energikilden med 30 %, men mer effektiv belysning og industrimotorer, sammen med politiske endringer som støtter effektivitet, kan begrense etterspørselsveksten.
Elektrifisering av transport
I 2021 ble det solgt mindre enn 3000 helelektriske biler , men produksjon og bruk av enkelte typer elektriske kjøretøy, som biler produsert av Togg , kan øke etterspørselen i løpet av 2020-årene. Shura Energy Transition Center , en tenketank , har anbefalt å lade elbiler automatisk når mye vind- og solenergi er tilgjengelig. Arkitekturen i Tyrkia gjør at mange byboere bor i boligblokker uten parkering utenfor gaten: Forskrifter krever minst én lader per 50 nye parkeringsplasser i kjøpesentre og offentlige parkeringsplasser. Å få gamle dieselbiler og lastebiler av veien vil ha helse- og miljøgevinster, men dette vil kreve ny forurensningslovgivning, og fra og med 2021 er de eneste kommersielle elektriske kjøretøyene som er planlagt for masseproduksjon varebiler. Regjeringen har som mål å avslutte salget av fossilt brenselbiler og lastebiler innen 2040. Ford håper å bygge en fabrikk for å lage batterier for kommersielle elektriske kjøretøyer .
Generasjon
Av de totalt 329 TWh elektrisitet produsert i 2021; naturgass produserte 42 %, kull 26 %, vannkraft 13 % og vind 10 %. Installert kapasitet nådde 100 GW i 2022. Akademikere har foreslått at målet på 32 % fra fornybar energi innen 2030 bør økes til minst 50 %. Det statseide Electricity Generation Company (EÜAŞ) har omtrent 20 % av markedet, og det er mange private selskaper. Karbonintensiteten ved generering i løpet av 2010-årene var litt over 400 gCO 2 / kWh, rundt det globale gjennomsnittet.
Kull
Kullkraft i Tyrkia genererer mellom en fjerdedel og en tredjedel av landets elektrisitet. Det er 55 kullkraftverk med en total kapasitet på 20 gigawatt ( GW ).
Luftforurensning fra kullkraftverk skader folkehelsen. Det er anslått at i 2019 forårsaket luftforurensning fra kullkraftverk nesten 5000 for tidlige dødsfall og over 1,4 millioner arbeidsdager tapt på grunn av sykdom. Røykgassutslippsgrensene ble forbedret i 2020, men data fra obligatorisk rapportering av utslippsnivåer er ikke offentliggjort. Tyrkia har ikke ratifisert Gøteborg-protokollen , som begrenser fint støv som forurenser andre land.
Tyrkias kull består nesten av lavkalori brunkull , men regjeringens politikk støtter fortsatt bruk. Derimot stenger Tyskland brunkullfyrte stasjoner under 150 MW. Tørke i Tyrkia er hyppig, men termiske kraftstasjoner bruker betydelige mengder vann.
Kullkraftverk er den største kilden til klimagasser . Kullstasjoner slipper ut over 1 kg karbondioksid for hver generert kilowattime, over det dobbelte av gasskraft . Akademikere foreslår at for å nå Tyrkias mål om karbonnøytralitet innen 2053, bør kullkraft fases ut innen midten av 2030-årene.Gass
I 2020 forbrukte kraftverk 29 % av naturgass i Tyrkia . Statseide gasskraftverk er mindre effektive enn private anlegg, men kan utkonkurrere dem, da staten garanterer en pris på elektrisiteten deres. Gasskraftverk brukes mer når tørken reduserer vannkraften, som i 2021 som var et rekordår for gassforbruk.
Vannkraft
Vannkraft er en kritisk kilde til elektrisitet, og i noen år kan betydelige mengder genereres på grunn av Tyrkias fjellrike landskap, overflod av elver, og det er omgitt av tre hav. De viktigste elvebassengene er Eufrat og Tigris . Mange demninger er bygget over hele landet, og en topp på 28 GW kraft kan genereres av vannkraftverk. Nesten 90 TWh ble produsert i 2019, rundt 30 % av landets elektrisitet. Det er mange retningslinjer som støtter vannkraft. Bygging av noen demninger har vært kontroversielt av forskjellige grunner: for eksempel miljøvernere som hevder de skader dyreliv som fisk, eller nedstrøms land som klager over redusert vannføring.
På grunn av endringer i nedbør varierer generasjonen betydelig fra år til år. Og ifølge S&P Global Platts , når det er tørke i Tyrkia under den høye etterspørselen etter elektrisitet i august, kan målet til Statens hydrauliske verk om å spare vann til vanning komme i konflikt med det tyrkiske elektrisitetsoverføringsselskapet som har som mål å generere elektrisitet. Til tross for at tørken øker på grunn av klimaendringer , er vannkraft spådd å forbli viktig for lastbalansering . Konvertering av eksisterende dammer til pumpet lager har blitt foreslått som mer gjennomførbart enn nytt pumpet lager.
Vind
Vindkraft genererer omtrent 10 % av Tyrkias elektrisitet, hovedsakelig i vest i Egeerhavet og Marmara - regionene, og blir gradvis en større andel av fornybar energi i landet . Fra 2022 har Tyrkia 11 gigawatt (GW) vindturbiner . Energidepartementet planlegger å få installert ytterligere 10GW i 2020-årene, men det internasjonale energibyrået sier at det ikke er nok, og det er teknoøkonomisk potensial for mye mer.
Det statseide Electricity Generation Company (EÜAŞ) har omtrent 20 % av markedet, og det er mange private selskaper. Den høyeste daglige andelen vind var 25 % i 2022.
Å bygge ny vind- og solkraft i Tyrkia er billigere enn å drive eksisterende kullanlegg som er avhengig av importert kull . Og ifølge modellering fra Carbon Tracker vil ny vind være billigere enn alle eksisterende kullanlegg innen 2027.Solar
Tyrkia ligger i en fordelaktig posisjon i Midtøsten og Sørøst-Europa for solenergi , og det er en voksende del av fornybar energi i landet, med nesten 8 GW som genererer omtrent 4% av landets elektrisitet. Solenergipotensialet er høyt i Tyrkia, spesielt i provinsene i sørøst og Middelhavet. Forholdene for solenergiproduksjon er sammenlignbare med Spania . I 2020 ble Tyrkia rangert på 8. plass i Europa for solenergi, men det kan øke langt raskere dersom subsidiene til kull ble avskaffet og auksjonssystemet ble forbedret. Hver gigawatt installert solenergi ville spare over 100 millioner dollar i gassimportkostnader.
Topp daglig produksjon i 2020 var over 1 TWh i september. I følge modellering fra Carbon Tracker ble ny solenergi billigere enn ny kullkraft i 2020, og vil bli billigere enn eksisterende kullkraftverk i 2023. Ifølge tenketanken Ember er det billigere å bygge ny sol- og vindkraft i Tyrkia enn å drive eksisterende kull anlegg som er avhengig av importert kull. Men de sier at det er hindringer for å bygge solenergi i bruksskala , for eksempel: mangel på ny kapasitet for solenergi ved transformatorer , et 50 MW-tak på et enkelt solkraftverks installerte kapasitet, og at store forbrukere ikke kan signere langsiktig kraft kjøpsavtaler for nye solcelleanlegg. Ulisensierte kraftverk, som for det meste er solenergi, genererte omtrent 4 % av elektrisiteten i 2021.
Geotermisk
.jpg)
Det er nesten 2 gigawatt elektrisk geotermisk kraft i Tyrkia, som er en betydelig del av fornybar energi i Tyrkia. Geotermisk kraft i Tyrkia startet på 1970-tallet, i et prototypeanlegg, etter systematisk utforskning av geotermiske felt. På 1980-tallet ble pilotanlegget det første geotermiske kraftverket. Det lille geotermiske kraftverket ble utvidet til landets største i 2013. Over 60 kraftverk opererer i Tyrkia fra og med 2020, med potensial for flere. I tillegg til å bidra til elektrisitetsproduksjon, brukes geotermisk energi også i direkte oppvarmingsapplikasjoner. Ved utgangen av 2021 hadde Tyrkia 1,7 GW installert kapasitet, den fjerde største i verden etter USA, Indonesia og Filippinene.
Det er nesten 2 GW med geotermisk varme og steder for mye mer, inkludert forbedrede geotermiske systemer . Imidlertid kan utslippene av karbondioksid være høye, spesielt for nye anlegg, så for å forhindre at karbondioksid oppløst ut av bergartene slippes ut i atmosfæren, blir væsken noen ganger fullstendig reinjisert etter at varmen er brukt.
Kjernefysisk
Tyrkias første atomkraftverk , ved Akkuyu , er planlagt å starte produksjon i 2023, og forventes å vare i minst 60 år. Atomkraftdebatten har en lang historie, med byggestarten i Mersin-provinsen i 2018 som det sjette store forsøket på å bygge et atomkraftverk siden 1960. Atomkraft har blitt kritisert, for å være svært dyrt for skattebetalerne.
Planene om et atomkraftverk i Sinop og et annet i İğneada har stoppet opp.
Hybrid, distribuert og virtuell generasjon
Hybridgenerering ble mer populær på begynnelsen av 2020-tallet. Dersom distribuert generasjon installert effekt er under 11 kW, er det kun tillatt å kobles til lavspentnettet, ikke høyspentnettet. Det første virtuelle kraftverket ble opprettet i 2017 med vind-, sol- og vannkraft; og geotermisk varme ble lagt til i 2020.
Overføring og lagring
Transmisjonssystemoperatøren er Turkish Electricity Transmission Corporation ( TEİAŞ ), som er et statseid monopol fra og med 2022. Det er planlagt å selge en minoritetsandel til privat sektor i 2022. Transmission er regulert av Energy Market Regulatory Authority ( EMRA). Den første langdistanseoverføringslinjen var fra Zonguldak til Istanbul i 1952, og fra 2021 er det 72 000 km. Nettet går på 400 kV og 154 kV, og det er over 700 transmisjonsnettstasjoner. Overføringskostnader, inkludert tap og driftskostnader, deles likt mellom produsent og forbruker.
Det er viktig å redusere nettap og utfall, og det samme er å forbedre nettkvaliteten. Strømforbruket er ofte langt fra generasjonen, så nettforbedringer er nødvendige for å forhindre flaskehalser og øke fleksibiliteten. Det er 11 internasjonale sammenkoblinger, inkludert alle Tyrkias naboer over land unntatt Armenia (selv om forholdet er i bedring ). Selv om TEİAŞ ikke lenger er observatørmedlem av ENTSO-E , fortsetter den å delta på tekniske diskusjoner i arbeidsgrupper. Fra og med 2020 tillater koblinger med EU 500 MW eksport og 650 MW import, mens handel med andre land er mulig, men vanskelig å automatisere ettersom de ikke oppfyller ENTSO-E-synkroniseringskravene. I 2020 var den totale eksporten 2,5 GWh, mest til Hellas, og importen 1,9 GWh, mest fra Bulgaria.
I følge en studie fra 2018 fra Sabancı University kan 20 % av Tyrkias elektrisitet genereres fra vind og sol innen 2026 uten ekstra overføringskostnader, og 30 % med en mindre økning i nettinvesteringer. Med økningen i elektrisitet generert av solcellepaneler, kan energilagring bli viktigere. Et pumpet vannkraftverk planlegges ferdigstilt innen 2022. Konvertering av eksisterende dammer til pumpelager har blitt foreslått som mer gjennomførbart enn nytt pumpelager. Mobile 10 MW-batterier kan være nyttige i fremtiden for å redusere midlertidig overbelastning av overføringer mellom regioner, eller større for frekvensregulering. Å legge til termisk islagring til hypermarkedskjølesystemer anslås å være økonomisk levedyktig.
Det landsomfattende strømbruddet i 2015 var ikke forårsaket av en naturkatastrofe, men av den begrensede kapasiteten og mangelen på motstandskraft til hovedforbindelsen øst-vest mens den ble vedlikeholdt - noe som gjorde at den ikke var i stand til å omfordele nok av den østlige vannkraften til den høyforbrukende vesten. . Det påvirket ikke Van-provinsen i stor grad ettersom den ble levert fra Iran , og EU-sammenkoblingen bidro til å gjenopprette strømmen. Mer integrasjon med andre land vil øke motstandskraften.
Fordeling
Som en del av elektrisitetsindustriens reformer mellom 2009 og 2013 ble eierskapet til all elektrisitetsdistribusjonsinfrastruktur beholdt av statseide Turkish Electricity Distribution Corporation (TEDAŞ), men ansvaret for drift, vedlikehold og nye investeringer i distribusjonsnett ble overført til 21 privateide regionale enheter under lisenser fra EMRA. Elektrisitet på spenninger opp til 36 kV distribueres av regionale selskaper og mange organiserte industrisoner .
Det er over en million kilometer med distribusjonsledninger, hvorav ca 80 % er luftledninger og resten er jordkabler. Gjennomsnittlig tap på tvers av alle distribusjonsnett (inkludert både tekniske og ikke-tekniske tap) er rundt 12 %. I 2019 estimerte TEDAŞ System Average Interruption Duration Index (OKSÜRE på tyrkisk) til 1308, noe som er mye dårligere enn europeiske naboland: ingen estimat har imidlertid blitt publisert siden den gang. Likevel måler minst ett distribusjonsselskap det, sammen med den relaterte frekvensindeksen (OKSIK på tyrkisk).
Det er planer om et smart nett . Ifølge Shura Energy Center vil en økning av Tyrkias andel av elbiler til 10 % innen 2030 jevn distribusjon, blant mange andre fordeler.
Ifølge Chamber of Electrical Engineers gir de regionale monopolene overfortjeneste. Inntekten deres bestemmes av EMRA, ettersom distribusjonsavgifter fastsettes årlig av EMRA.
Motstandsdyktighet
Jordskjelv i Tyrkia er vanlige og noen ganger kutter overføringslinjer og ødelegger transformatorstasjoner. Hvis den permanente kontrollsentralen til et distribusjonsnett blir ødelagt i en katastrofe, kan en mobilsentral ta kontroll. Installasjon av mer lokal solenergi med batterier, og mikronett på sårbare steder, kan hjelpe vitale bygninger som sykehus med å beholde strømmen etter en naturkatastrofe, som jordskjelv eller flom. Akademikere foreslår at kostnad-nytte-analyse av slike nødkraftsystemer bør ta hensyn til eventuelle fordeler ved motstandskraft og også kostnadene ved å installere et øybart system.
Marked
Energy Exchange Istanbul (EXIST), er operatørselskapet for strømmarkedet som er ansvarlig for day-ahead og intra-day markeder. EXIST ble etablert i 2015 og opererer under en lisens fra Energy Markets Regulatory Authority (EMRA). Fra og med 2022 er engrosprisen den samme over hele landet, men det har blitt foreslått at prissoner bør defineres for å gjenspeile overbelastning av nett, for eksempel for å få utløpsvannkraft til forbrukerne.
Selv om engrosmarkedet drives av EXIST; prisene kontrolleres av EUAŞ, det statlige kraftproduksjonsselskapet. Gasskraftverk setter markedsprisen. Nasjonalt laste- og ekspedisjonssenter utarbeider fremdriftsestimater for etterspørselen for hver time, og disse brukes til å veilede planlegging av generasjon 24 timer i forveien.
Det tyrkiske elektrisitetsoverføringsselskapet (TEİAŞ) er den fysiske operatøren av balansekraftmarkedet og markedet for tilleggstjenester. Fordi prisen bestemmes i marginen, er strømprisen veldig avhengig av naturgassprisen. Regjeringen har satt et tak på engrosprisen for elektrisitet til tre ganger gjennomsnittet av de foregående 12 månedene, som er høy nok til at gass- og importerte kullanlegg kan forbli i drift selv når drivstoffkostnadene er høye.
Fordi gasskraftverk ofte er prissetterne , påvirkes engrosprisene for elektrisitet sterkt av engrosprisene på naturgass, som i seg selv påvirkes av USD-kursen . Med over 20 % av kapasiteten er det statlige elektrisitetsselskapet en nøkkelaktør i markedet sammen med private grossister (som Enerjisa , Cengiz , Eren , Limak og Çelikler ) og et over disk-marked . I 2019 ble 150 TWh, omtrent halvparten av elektrisiteten som ble produsert, omsatt på day-ahead- spotmarkedet . Markedsprising er ikke helt gjennomsiktig, kostnadsreflekterende og ikke-diskriminerende. Når liraen faller kan bilaterale kontrakter noen ganger ikke konkurrere med regulerte tariffer: men når valutakursen er stabil foretrekker industrikunder bilaterale kontrakter (nesten ingen husholdninger er på disse). I 2021 lanserte EXIST et fremtidsmarked for strøm.
Selv om det fra og med 2021 er mye overflødig produksjonskapasitet, eksporteres veldig lite. I 2021 eksporterte Tyrkia 4,1 TWh og importerte 2,3 TWh. Internasjonal handel med noen land er hemmet av geopolitiske vanskeligheter som Kypros-striden ; for eksempel vil Tyrkia bli forbigått av EuroAsia Interconnector . Fordi TEIAŞ ikke er ubundet, kan det ikke bli et fullverdig medlem av European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E), men nettene er synkronisert og det er teknisk samarbeid. Nettet er koblet på tvers av de fleste landegrenser, og omtrent 1 % av elektrisiteten blir importert eller eksportert. Det gjøres tekniske studier for å øke forbindelsene til det europeiske nettet . I 2022 ble eksportkapasiteten til Irak økt fra 150 MW til 500 MW.
Noen kraftlektere som forsyner andre land brenner tung fyringsolje, men planlegger å konvertere til LNG. For eksport til EU vil Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) fases inn fra 2023 til 2026. Selv om tyrkisk elektrisitet sannsynligvis vil være billigere enn den som genereres i EU, er virkningen av CBAM uklar fra og med 2021. Flere koblinger overføring er nødvendig, og å bli et fullverdig medlem av ENTSO-E vil hjelpe eksporten.
Detaljhandel
Selv om loven om elektrisitetsmarked fra 2013 sier at distribusjonsselskaper ikke kan detaljhandel, kjøper de fleste kunder fra detaljhandelens "armer" til sine lokale distribusjonsselskaper. Husholdninger som forbruker over en viss mengde, og alle ikke-husholdningskunder, kan bytte leverandør. Prisøkningene i utsalget har ofte vært på grunn av svekkelse av liraen . Prisene kan variere fra region til region, men det er noe omfordeling, og strøm er subsidiert til ca. 2 millioner husstander. Et eksempel på et regionalt detaljhandelsselskap er YEPAŞ (P = perakende = detaljhandel).
Det brukes europeiske ledningsfargekoder . Schuko -plugger (plugg type C med 2 runde pinner, og type F med 2 runde pinner og 2 jordklemmer) og stikkontakter er standard, ved 230 V og 50 Hz. For offentlig lading av elektriske kjøretøy brukes den europeiske standarden Combined Charging System . Fra og med 2022 er det ingen Tesla-superladere.
Etter kjøp av eiendom i et byområde er jordskjelvforsikring obligatorisk før strøm kobles til. Ved naturkatastrofer eller pandemier kan Energi- og naturressursdepartementet dekke de økonomiske kostnadene som følger av utsettelse (inntil ett år) av strømregningen, men ikke selve regningsbeløpet. Fra 2022 er merverdiavgiftssatsen for privatkunder og landbruksvanning 8 %.
Økonomi og finans
Som ellers auksjoneres ny fornybar energi. I 2019 var den verdijusterte utjevnede kostnaden for energi (VALCOE - kostnaden inkludert kraftsystemverdi, men ikke miljøeksternaliteter) for landvind litt mindre enn solenergi, men solenergi forventes å bli den mest kostnadskonkurransedyktige kraftgenereringsteknologien slutten av 2020-tallet. I følge Chamber of Engineers var 75 % av elektrisiteten i 2021 dollarindeksert. I 2021 ble ny vind og sol billigere enn eksisterende kraftstasjoner som brenner importert kull. Fra og med 2018, hvis alle nåværende økonomiske fornybare prosjekter ble utviklet, ville den ekstra elektrisitetsproduksjonen være tilstrekkelig til å redusere Tyrkias naturgassimport med 20 %, og hver GW solenergi installert ville spare over 100 millioner dollar på gassregningen. Ifølge EMRA vil eksport til EU sammen med YEK-G være unntatt fra CBAM-elektrisiteten.
Fra og med 2019 ble omtrent 15 % av kraften generert av offentlig sektor. I løpet av 2010-årene lånte kraftselskaper tungt i dollar, men økonomisk vekst ble overvurdert og de overbygde produksjonskapasiteten. Dette resulterte i bankgjeld på 34 milliarder dollar innen 2019 og inntekter som falt i dollar på grunn av fallet i liraen ; videre var 7 % av gjelden misligholdt . På begynnelsen av 2020-tallet skylder tyrkiske elektrisitetsselskaper fortsatt mye utenlandsk valuta, gjeld blir restrukturert og anleggene endrer eierskap. I 2021 betalte BOTAŞ mer for gass enn før, og ga gasskraftverk til en ulempe for kullkraftverk.
Omtrent halvparten av elektrisiteten som ble brukt i 2019 ble produsert fra lokale ressurser. Den totale importavhengigheten i kraftsektoren var over 50 % i 2019. Det har for eksempel blitt spådd at mer handel ville være til fordel for elektrisitet i Bulgaria ved å stabilisere prisen.
Hovedveksten i sol og vind i løpet av 2020-årene er spådd å være i Renewable Energy Resource Areas (YEKA): disse bruker auksjoner og inkluderer et krav om å produsere hovedsakelig i Tyrkia. EU har klaget over at lokale innholdskrav er i strid med handelsavtaler. Build Own Operate brukes til å bygge Akkuyu kjernekraftverk for å sikre at ansvaret for kostnadsoverskridelser ligger hos Rosatom . Kraftkjøpsavtaler tilbys av myndighetene både for kjernekraft og lokalt kull. Finansieringen av den nasjonale handlingsplanen for energieffektivitet og videreføring utover 2023 er uklar.
Kapasitetsbetalinger
Kapasitetsmekanismeforskriften sier at hensikten med betalingene er å skape tilstrekkelig installert kraftkapasitet, herunder ledig kapasitet som kreves for forsyningssikkerhet i kraftmarkedet, og/eller opprettholde pålitelig installert kraftkapasitet for langsiktig systemsikkerhet. Kapasitetsmekanismens budsjett for 2021 var på 2,6 milliarder lira (460 millioner dollar). Noen vannkraftverk, anlegg som brenner lokalt kull og anlegg eldre enn 13 år som brenner importert drivstoff er kvalifisert. I 2022 var ti vannkraftverk, flere gasskraftverk og mange brunkullsfyrte anlegg kvalifisert for kapasitetsmekanismen: og kapasitetsbetalinger inkluderte variable kostnadskomponenter og markedsbytteprisen, samt faste kostnadskomponenter og total installert kraftkapasitet etter kilde . Disse betalingene har blitt kritisert av noen økonomer.
Feed-in-tariffer
Fra og med 2021 er innmatingstariffer i lire per MWh: vind og sol 320, hydro 400, geotermisk 540, og ulike takster for ulike typer biomasse: for alle disse er det også en bonus på 80 per MWh hvis lokale komponenter er brukt. Tariffer vil gjelde i 10 år og lokal bonus i 5 år. Satsene fastsettes av presidentskapet, og ordningen erstattet de tidligere USD-denominerte innmatingstariffer for fornybar energi. Således, som i noen andre land, er engrosprisen på fornybar elektrisitet mye mindre volatil i lokal valuta enn prisen på fossilt drevet elektrisitet.
Sluttbrukerpriser
Det kompliserte systemet med priser til sluttforbrukere er regulert av myndighetene. I 2020 betalte privatkunder rundt 75 lira (US$13) per 100 kWh, hvorav 39 lira (US$6,9) gikk til produksjonsbedrifter og 21 lira (US$3,7) til distribusjonsselskaper; resten var skatt. En grønn tariff kalt YETA ( sertifikatene kalles YEK-G ) for å la forbrukere kun kjøpe bærekraftig elektrisitet ble innført i 2021. YETA-prisen er høyere enn vanlig pris med et visst beløp per kWh (ca. 1 lira i 2022).
Strømprisene ble kraftig økt tidlig i 2022 etter en stor svekkelse av liraen i 2021. Husholdningenes forbruk under 210 kWh i måneden er priset billigere. Det er noen tidsbaserte priser: med 2200 til 0600 som er billigst etterfulgt av 0600 til 1700, og 1700 til 2200 er den dyreste. I følge Shura Energy Center vil det være fordelaktig å flytte til mer tidsbasert sluttbrukerpriser : med prisene som er noe høyere tidlig på morgenen og mye høyere sent på ettermiddagen, siden det er rikelig med solskinn for å møte etterspørselen midt på dagen. dag (se også andekurve ). Shura foreslo i 2020 at fremtidig prising skulle være mer konkurransedyktig og bedre reflektere kostnadene, med lavinntektsfamilier som fortsatt støttes med direkte betalinger. Sårbare familier støttes med direkte betaling for sitt strømforbruk inntil 0,15 MWh/mnd. Tidlig i 2022 ble prisene for små bedrifter et politisk tema, ettersom de hadde steget mye på grunn av globale energipriser og svekket lira. Det var gateprotester, og hovedopposisjonslederen for det republikanske folkepartiet Kemal Kılıçdaroğlu nektet å betale sin egen regning til støtte. Presidenten sa at bedrifter også ville bli flyttet til et prissystem, antallet husholdninger som støttes ville bli nesten doblet til fire millioner, og sivilsamfunnsorganisasjoner ville bli flyttet til husholdningssatsen.
Drivhusgassutslipp
Tyrkias kullkraftverk (hvorav mange er subsidiert) er den største kilden til klimagassutslipp fra Tyrkia . Produksjon av offentlig varme og elektrisitet slapp ut 138 megatonn CO2 - ekvivalenter (CO 2 e) i 2019, hovedsakelig gjennom kullbrenning. Nesten alt kull som brennes i kraftverk er lokal brunkull eller importert steinkull. Kullanalyse av tyrkisk brunkull sammenlignet med andre brunkull viser at den er høy i aske og fuktighet, lav energiverdi og høy utslippsintensitet (det vil si tyrkisk brunkull avgir mer CO 2 enn andre lands brunkull per energienhet ved forbrenning). Selv om importert steinkull har en lavere utslippsintensitet ved forbrenning, ettersom det transporteres mye lenger , er utslippene av klimagasser i livssyklusen lik brunkull.
I motsetning til andre europeiske land har utslippsintensiteten ikke forbedret seg siden 1990 og er fortsatt over 400 g CO2/kWh, rundt gjennomsnittet for G20 - land. Investeringer i vind og sol hemmes av subsidier til kull. I følge en studie fra 2021 av flere frivillige organisasjoner, hvis subsidier til kullkraft ble fullstendig avskaffet og en karbonpris innført på rundt 40 dollar (som er mye billigere enn EU-kvoten ), ville ingen kullkraftverk være lønnsomme og alle ville stenge før 2030. En avkarboniseringsplan for 2021 av Istanbul Policy Center, en tenketank, har nesten all kullkraft stengt innen 2035; mens naturgassanlegg vil fortsette å kjøre for å gi fleksibilitet for sterkt økt vind- og solenergi, men med en mye lavere kapasitetsfaktor.
Turkish Solar İndustry Association foreslår at bygging av solcelleanlegg ved siden av vannkraft vil bidra til å stabilisere produksjonen i tørketider. Shura foreslår også at overflødig fornybar elektrisitet kan brukes til å produsere grønt hydrogen . Tyrkia er ikke på linje med EUs karbonfangst- og lagringsdirektiv.
Politikk og regulering
Fra 2020 er Tyrkias tre hovedpolitiske mål å møte forventet økt etterspørsel, et forutsigbart marked og å redusere importkostnadene. For å oppfylle disse målene inkluderer politikken økende produksjon fra solenergi, vind og innenlandsk kull; og begynner å produsere kjernekraft. Fra og med 2022 er noen av disse produksjonsmetodene subsidiert - for eksempel vil EÜAŞ kjøpe den kommende kjernekraften til en avtalt pris. Kull er sterkt subsidiert i Tyrkia. Lagrings- og overføringsforbedringer støttes også - for eksempel å øke mengden pumpet vannkraft.
Regjeringen har som mål at halvparten av elektrisiteten skal være fra fornybar energi innen 2023; med kapasitetsmål på 32 GW for vannkraft, 12 GW for vind, 10 GW for sol, og 3 GW for biomasse og geotermisk kombinert. Shura Energy Transition Center har foreslått at langsiktige planer og mål også vil være nyttige, sammen med en policy for distribuert generasjon, ble markedsdesign for å stimulere nettfleksibilitet også foreslått. Målene er å utvikle lokal produksjonskapasitet som vindturbiner, teknologioverføring og å skape et konkurransedyktig hjemmemarked for lavkost fornybar energi. For vind- og solanbud er det et høyt krav til innenlandsk innhold, og importerte solcellemoduler er avgiftsbelagt. Ifølge EU-kommisjonen er kravene til det innenlandske innholdet i strid med regler fra Verdens handelsorganisasjon og EU-Tyrkia tollunion . En solcellefabrikk ble åpnet i 2020. Det er foreslått å utvikle reguleringer for å spesifisere rollen til aggregatorer i å tilby fleksibilitet, og inkludere energilagringssystemer og etterspørselssidestyring innen tilleggstjenester .
Historie
I 1875 ble et fransk selskap tildelt en 5-årig konsesjon for å drive Istanbuls Üsküdar - distrikt, Thessaloniki og Edirne , og ble tildelt en 4-årig konsesjon for elektrisk belysning av flere andre byer. Til tross for avtalen ble det imidlertid ikke gjort fremskritt. Den første kraftstasjonen i det osmanske riket var en liten vannkraftstasjon bygget i 1902 utenfor Tarsus . Elektrisitet ble overført til sentrum på høyspenning, deretter distribuert til kunder med lav spenning for deres belysning. I løpet av denne perioden ble anbud på makt generelt tildelt utlendinger på grunn av mangel på osmansk økonomi og ekspertise.
Silahtarağa kraftstasjon (nå et museum som er en del av SantralIstanbul ) genererte strøm i Istanbul for trikkelinjer , belysning og telefonnettet fra 1914, og var den første store kraftstasjonen. Ved starten av den tyrkiske republikken i 1923 ble én av tjue mennesker forsynt med strøm. Mellom 1925 og 1933 bygde mange byer dieselkraftverk, og et par ble drevet av vedgass .
Elektrisitetssektoren ble nasjonalisert på slutten av 1930-tallet og begynnelsen av 1940-tallet, og ved slutten av nasjonaliseringen ble nesten en fjerdedel av befolkningen forsynt med strøm. Det var imidlertid bare store byer som Istanbul, Ankara og Izmir som fikk kontinuerlig strøm på 1950-tallet; andre byer ble elektrifisert bare mellom skumring og 10 eller 11 om kvelden.
Den tyrkiske elektrisitetsmyndigheten ble opprettet i 1970 og konsoliderte nesten hele sektoren. På slutten av 1900-tallet ble nesten hele befolkningen forsynt med strøm. Privatiseringen av elektrisitetssektoren startet i 1984 og begynte "for alvor" i 2004 etter at elmarkedsloven ble vedtatt i 2001.
I 2009 falt etterspørselen etter elektrisitet på grunn av den store resesjonen . I 2015 var det en dags nasjonal blackout, og en uavhengig energibørs ble opprettet. Også på 2010-tallet ble nettet synkronisert med det kontinentale Europa, og det tyrkiske elektrisitetsoverføringsselskapet (TEİAŞ) ble med i European Network of Transmission System Operators (ENTSO-E) som observatør - selv om de senere dro. Energieffektivitet og produksjonsmål ble satt for 2023 , hundreårsdagen for etableringen av det moderne Tyrkia .
Notater
Referanser
Kilder
- Ayas, Ceren (2020). Dekarbonisering av Tyrkias økonomi: langsiktige strategier og umiddelbare utfordringer (Rapport). CAN Europe, SE Change Net, TEPAV.
- Difiglio, prof. Carmine; Güray, Bora Şekip; Merdan, Ersin (november 2020). Tyrkias energiutsikter . iicec.sabanciuniv.edu (Rapport). Sabanci University Istanbul internasjonale senter for energi og klima (IICEC). ISBN 978-605-70031-9-5.
- Godron, Philipp; Cebeci, Mahmut Erkut; Tör, Osman Bülent; Saygin, Değer (2018). Øke andelen fornybar energi i Tyrkias kraftsystem: Alternativer for overføringsutvidelse og fleksibilitet (PDF) (Rapport). SHURA Energy Transition Center. ISBN 978-605-2095-22-5.
- IEA (mars 2021). Tyrkia 2021 – Gjennomgang av energipolitikken (teknisk rapport). Det internasjonale energibyrået .
- TEİAŞ 2019-2023 Strateji̇k Plani [Turkish Electricity Transmission Corporation 2019-2023 Strategic Plan] (Rapport) (på tyrkisk). Tyrkisk elektrisitetsoverføringsselskap .
- Godron, Philipp; Saygin, Değer (2018). Leksjoner fra globale erfaringer for å akselerere energiomstillingen i Tyrkia gjennom sol- og vindkraft (PDF) (Rapport). SHURA Energy Transition Center. ISBN 978-605-2095-40-9.
- Saygın, Değer; Tör, Osman Bülent; Teimourzadeh, Saeed; Koç, Mehmet; Hildermeier, Julia; Kolokathis, Christos (desember 2019). Transformasjon av transportsektoren: Integrering av elektriske kjøretøy i Tyrkias distribusjonsnett (PDF) . SHURA Energy Transition Center (Rapport).
- Tyrkia 2021-rapport (se kapitler: 15 Energi, 27 Miljø og klimaendringer) (Rapport). EU-kommisjonen . 2021.
- Tyrkias energiovergang: Milepæler og utfordringer (PDF) (Rapport). Verdensbanken . 2015.
- Investorveiledning for elektrisitetssektoren i Tyrkia (Rapport). Departementet for energi og naturressurser (Tyrkia) . desember 2020.
- Turkey Smart Grid 2023 Vision and Strategy Roadmap Summary Report (Rapport). ELDER, Association of Distribution System Operators. 2018.
- Akyazı, Pınar Ertör; Sperfeld, Franziska; Helgenberger, Sebastian; Şahin, Ümit; Nagel, Laura, red. (desember 2020). Cobenefits Policy Report: Frigjøring av bifordelene ved å avkarbonisere Tyrkias kraftsektor (Rapport). IASS IPC/UfU.
- Boom and Bust 2021: Tracking The Global Coal Plant Pipeline (Rapport). Global energimonitor . 2021-04-05.
Videre lesning
- Elektrisitets geopolitikk: nett, rom og (politisk) kraft (Rapport). Stiftung Wissenschaft und Politik (SWP). 2022.
- ETKB 2019-2023 Strateji̇k Plani [Departement of Energy and Natural Resources 2019-2023 Strategic Plan] (Rapport) (på tyrkisk). Departementet for energi og naturressurser (Tyrkia) . mai 2020.
- EÜAŞ - En orientering for investorer, forsikringsselskaper og banker (PDF) (Rapport). Europe Beyond Coal . januar 2020.
- 2021 Yili Cumhurbaşkanliği Yillik Programi [2021 Presidential Year Plan] (PDF) (Rapport) (på tyrkisk). Formannskapet for strategi og budsjett . oktober 2020.
- Tyrkisk klimagassinventarrapport [TurkStat-rapport] . Tyrkisk statistisk institutt (teknisk rapport). april 2021.
Eksterne linker
- Marked, produksjon og forbruk kortsiktig statistikk Energibørs Istanbul
- Timegenerering etter kilde for valgt dag Turkish Electricity Transmission Corporation
- Årlig produksjonsstatistikk (på tyrkisk) Turkish Electricity Transmission Corporation
- Utsalgspriser
- Foreningen av distribusjonssystemoperatører
- Smart Grid Tyrkia
- Live karbonutslipp fra elektrisitetsproduksjon elektrisitetKart Live bygget av Tomorrow