IEA(Uluslararası Enerji Ajansı)
Elektrik  Sektörü Raporu
(2024-2026'ya Kadar  Analiz ve Tahmin)
Bölüm-10

Yazarlar
Eren Çam, Zoe Hungerford, Niklas Schoch,
Francys Pinto Miranda, Carlos David Yáñez de Le
 

Aşağıdaki  IEA(International Energy Agency) " Electricity 2024 (Analysis  and forecast to 2026)" sektör raporu IEA web sitesindeki orjinal İngilizce versiyonundan alınarak ETP  Sabri Günaydın tarafından yapay zeka çeviri yazılımları kullanarak Türkçe'ye çeviri yapılmış, kontrol edilerek düzenlenmiştir. Rapor bölümler halinde yayınlanacaktır.

Kaynak:https://www.iea.org/reports/electricity-2024#overview 

IEA bu yayının orijinal İngilizce versiyonunun yazarı olmasına rağmen, bu çevirinin doğruluğu veya eksiksizliği konusunda hiçbir sorumluluk kabul etmez. Electricity 2024 (Analysis  and forecast to 2026) sektör raporunun  çevirisi olan "IEA Elektrik Sektörü 2024 Raporu"  çevirisi tamamen ETP 'nin sorumluluğundadıt. 

Türkçe çeviride  göreceğiniz olası hataları " iletisim@etp.com.tr "  adresine e-posta göndermenizi rica ederiz.

IEA (topluca "OECD/IEA") adına Ekonomik İşbirliği ve Kalkınma Örgütü ("OECD"), CC lisanslı İçerikteki tüm fikri mülkiyet haklarının sahibi olmaya devam eder. Bu yayın tüm hakları saklı olmak üzere telif hakkıyla korunmaktadır. (CC BY 4.0) 



Bölgesel  Odaklanma

Asya Pasifik

Yenilenebilir enerjinin elektrik arzındaki payı artıyor ancak kömür ana kaynak olmaya devam ediyor.

Asya Pasifik'teki elektrik talebi 2023 yılında %4,8 oranında artmış ve küresel elektrik kullanımındaki ek büyümenin çoğunu sağlamıştır. Talebin 2024'ten 2026'ya kadar yıllık ortalama %4,6 oranında artacağı tahmin edilirken, Çin'in 2026'ya kadar bölgedeki büyümenin %70'ine yakınını sağlaması bekleniyor. Küresel elektrik tüketiminin %50'sinden biraz fazlasını oluşturan Asya Pasifik'te yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik üretimindeki payı 2026'da %27'den %35'e yükselecek, ancak kömür yakıtlı enerji ana arz kaynağı olmaya devam edecek. 2023 yılında kömür, bölgenin elektrik üretiminin %57'sini oluştururken, nükleer, hidroelektrik, güneş ve rüzgâr gibi düşük karbonlu kaynaklar ise üretimin %32'sine katkıda bulunacaktır. Enerji için kömüre olan güçlü bağımlılığı nedeniyle Asya Pasifik, 455 g CO2/kWh'lik küresel ortalamaya kıyasla 2023 yılında 590 g CO2/kWh ile analiz edilen bölgeler arasında en yüksek elektrik üretimi CO2 yoğunluğuna sahiptir. Bölgenin elektrik üretiminden kaynaklanan emisyonlarının, hidroelektrikte varsayılan iyileşme nedeniyle 2024'teki düşüşün ardından 2025-2026'da %0,2'lik hafif bir artış kaydetmesi beklenmektedir.

 

Çin

Güneş PV modülleri ve bataryaların üretimi ve ilgili malzemelerin işlenmesi elektrik talebinin önemli etkenleridir

Çin'de salgın sonrası ekonomik toparlanma, elektrik talebinde 2023'te %6,4'lük güçlü bir artışa yol açmış, hizmetler ve sanayi sektörleri en güçlü toparlanmayı yaşamıştır. Ülkenin ekonomik büyümesinin yavaşlaması ve ağır sanayiden uzaklaşması beklendiğinden, elektrik talebindeki büyüme hızının 2024'te %5,1'e, 2025'te %4,9'a ve 2026'da %4,7'ye gerileyeceğini tahmin ediyoruz ki bu da pandemi öncesi 2016-2019 döneminde gözlemlenen ortalama %6,5'lik büyüme oranının oldukça altında. Çin'de kişi başına elektrik tüketimi 2022 yılı sonunda Avrupa Birliği'ni geçmiştir. Bununla birlikte, hane başına elektrik kullanımı hala Avrupa Birliği'nin altında olduğundan, bu durum sanayi sektörü tarafından desteklenmektedir. Çinli hanelerin artan elektrik tüketimi, elektrik talebinin itici gücü olmaya devam edecektir.

Çin'in sanayi sektöründe devam eden elektrifikasyon ve karayolu taşımacılığındaki (elektrikli araç şarjı) güçlü büyüme, tahmin dönemi boyunca Çin'in elektrik talebinin artan bir payını oluşturmaktadır. Şu anda ülkedeki araçların %8'inden fazlasını oluşturan elektrikli araçların hızla benimsenmesi, benzin tüketimindeki büyümeyi elektrik lehine belirgin bir şekilde aşındırmaktadır. Çimento ve cam endüstrilerinde 2021'den bu yana inşaat sektörüyle ilgili bir düşüş eğilimi gözlemlenebilir. Buna karşın, PV modüllerinin, elektrikli araçların üretimi ve ilgili malzemelerin işlenmesi, son yıllarda sanayi sektöründe elektrik talebindeki büyümenin önemli itici güçleri olmuştur ve sağlam bir artış eğiliminde kalacaktır.

 

Yenilenebilir enerji kaynakları ve nükleer enerji, 2024-2026 yıllarında elektrik talebindeki artışın tamamını karşılayarak kömür yakıtlı üretimi azaltacak

Şiddetli kuraklıklar nedeniyle hidroelektrik üretimi 2023 yılında yıllık %5,6 ile önemli ölçüde azalmış, bu da kömür yakıtlı üretimde %6,2'lik bir artışa yol açmıştır. Sonuç olarak, 2023 yılında elektrik talebindeki artışın %60'ı kömür yakıtlı arz tarafından karşılanmıştır. Rüzgâr ve güneş enerjisinin üretimdeki payının artmasına rağmen (2022'ye kıyasla iki puan artışla %15), termik üretimdeki artış 2023 yılında elektrik sektörü emisyonlarının %6,2 oranında artmasına yol açmıştır.

Normal hava koşulları ve hidroelektrik üretimindeki toparlanma varsayımıyla, toplam yenilenebilir enerji üretiminin 2024 yılında %21 oranında artması beklenmektedir. 2025-2026 döneminde, güneş enerjisi ve rüzgâr üretimindeki güçlü artışın devam etmesiyle yıllık ortalama %13'lük bir büyüme bekliyoruz. Yenilenebilir enerji kaynaklarının tahmin dönemimizde elektrik talebindeki artışın neredeyse tamamını karşılaması ve artan nükleer üretimle birlikte kömür yakıtlı üretimin yerini almaya başlaması beklenmektedir. Sonuç olarak, 2024-2026 yılları arasında kömür yakıtlı üretimde yıllık ortalama %1,5 civarında bir düşüş öngörüyoruz ve kömürün toplam üretimdeki payı 2023'te %62'den 2026'da %51'e düşecek. Hava durumu ve talep artışındaki yavaşlamanın boyutu, tahmin dönemindeki ana belirsizlik kaynakları olmaya devam ediyor.
 

Kömürün rolü, toplu üretim kaynağından yenilenebilir enerji kaynaklarını desteklemek ve enerji güvenliğini sağlamak için daha esnek bir işletmeye dönüşüyor

Tahminimiz, 2022'den bu yana devreye alınan veya izin verilen yeni kömür projelerine rağmen, 2026'ya kadar kömür yakıtlı üretimde bir düşüş eğilimi gösteriyor. 2024'ten 2026'ya kadar her yıl 40 ila 50 GW yeni kömürlü termik santral kapasitesinin eklenmesini bekliyoruz. Yenilenebilir enerji kaynaklarının payı arttıkça, kömürlü termik santrallerin rolü baz yük arzı sağlamaktan daha esnek çalışmaya doğru değişiyor. Çin'deki kömürlü termik santrallerin ortalama kapasite faktörü 2010 yılındaki %61 seviyesinden 2023 yılında %53'e düşmüştür ve bu eğilim devam edecektir. Hükümet yetkilileri, Ocak 2024'ten itibaren kömürlü termik santraller için, düşük karbonlu üretim yükün artan bir payını karşıladıkça sabit maliyetlerinin bir kısmını geri kazanmalarına yardımcı olmayı amaçlayan yeni bir kapasite ücretlendirme mekanizması duyurdu.

Enerji güvenliği önemli bir sorun olmaya devam etmektedir. 2021 ve 2022'deki elektrik kesintilerinin ardından, 2023 yazının başında ülkenin rekor sıcak hava dalgaları nedeniyle ışıkları açık tutmakta zorlanacağına dair endişeler ortaya çıktı. Yaz puant yükü, bir önceki yıla kıyasla 50 GW artarak 1 340 GW ile tarihi yüksek seviyelere ulaştı. Kuraklık ve 2022 kışından 2023 baharına kadar normalin üzerinde seyreden sıcaklıklar, su rezervuar seviyelerinin son derece düşük olmasına neden oldu. Hükümet, yerli kömür üretimini ve ithalatını artırmak için politikalar uyguladı.

Merkezi hükümet kömür santrallerine yalnızca toplu üretim için izin vermeyi durdurma sözü verirken, eyaletler ekonomiyi canlandırmak ve enerji güvenliği endişeleri nedeniyle pik yükü karşılamak ve esnek üretim ve talep eksikliğini gidermek için yeni projeleri onaylamaya devam ediyor. Batı Çin'deki büyük rüzgar ve güneş enerjisi üslerinin yakınında kömürlü termik santraller inşa etmek, doğu bölgelerine enerji ihraç eden ultra yüksek gerilim (UHV) hatlarında daha yüksek kullanım oranları sağlamak için de bir strateji. 2023'ün ilk on ayında 40 GW'tan fazla termik santral devreye alındı ve son 13 yılda gözlemlenen kurulum oranlarını aştı.

Gaz yakıtlı üretimin tahmin dönemimiz boyunca ortalama %4 civarında büyüyeceği öngörülmektedir. Daha fazla sıvılaştırma kapasitesinin devreye girmesi nedeniyle 2025'ten itibaren LNG piyasasının gevşemesinin gaz fiyatları üzerinde aşağı yönlü baskı oluşturması ve gazla çalışan üretimi artırması beklenirken, yenilenebilir enerji kaynaklarının büyük ölçüde genişlemesi büyümeyi sınırlayacaktır. Yeni reaktörlerin ticari faaliyete başlamasıyla Çin'deki nükleer üretimin yıllık ortalama %4 büyümesini bekliyoruz.

Yenilenebilir enerji kaynaklarının rekor düzeyde kullanımı enerji sektörüne yeni zorluklar getiriyor

2023 yılında, yeni kurulan güneş PV kapasitesi rekor kırdı ve ilk üç çeyrekte 130 GW güneş enerjisi kuruldu - öncelikle dağıtılmış güneş enerjisi şeklinde projelerdir. Yeni kapasite, Avrupa Birliği ve Amerika Birleşik Devletleri'nin 2022'deki toplam güneş enerjisi eklemelerinin iki katına eşdeğerdir. Bu kapasite artışı, 2023 yılında güneş enerjisi üretiminde %29'luk muazzam bir artışa neden oldu. Güneş PV, yenilenebilir kapasite artışına hakim olmaya devam ediyor ancak 2026'ya kadar rüzgarla üretilen elektriğin gerisinde kalmaya devam edecek. Aralık 2023 itibariyle, şebekeye bağlı güneş PV ve rüzgar kapasitesi 2023 sonunda sembolik bir kilometre taşı olan 1 000 GW'a ulaşmaya yakındır. Bu hızlı kurulum hızı, ülkenin 14. Beş Yıllık Plan'da yer alan yıllık rüzgar ve güneş enerjisi üretimini 2020'den 2024'e kadar iki katına çıkarma hedefine ulaşmasını sağlayacaktır.

Ancak dağıtım seviyesindeki şebeke entegrasyonu zorlukları, Hebei, Shandong ve Henan gibi doğu illerinde gözlemlendiği gibi bazı bölgelerde yenilenebilir enerji kapasitesindeki artış oranını sınırlayabilir. Şebeke doygunluğu, bazı yerel yönetimlerin şebeke iyileştirmeleri tamamlanana kadar yeni dağıtık yenilenebilir enerji projelerinin onaylanmasını sınırlandırmasına neden oldu. Ayrıca, şiddetli rekabet ve kapasite fazlası üretim nedeniyle tüm güneş enerjisi endüstrisi zincirinde düşen fiyatlar, bazı büyük güneş enerjisi şirketlerinin halihazırda azalan karlar bildirmesi nedeniyle kurulum oranlarını da engelleyebilir. Benzer şekilde, Çin'in önde gelen rüzgâr enerjisi üreticileri de yeni kurulan kapasitedeki artışa rağmen düşen fiyatlar nedeniyle zarar etmiştir.

Yaz ve kış aylarında talebin zirveye ulaştığı dönemlerde yeterli elektrik arzının sağlanması hükümet için en önemli öncelik olmaya devam ediyor. Ulusal Enerji İdaresi (NEA), 2023/2024 kış dönemi için bazı illerde elektrik arz ve talep dengesinin sıkışık olacağını ve beklenen puant yükün geçen yıla göre 140 GW daha fazla olacağını tahmin etmektedir. Puant yük yönetimi ve değişken yenilenebilir enerji (VRE) entegrasyonu ile ilgili politikalar ve pilot projeler teşvik edilmektedir ve yeni bir önlem artık talep tarafı katılımının 2025 yılına kadar her ilin puant yükünün %3-5'ini karşılamasını gerektirmektedir.

Yenilenebilir enerji kaynaklarında büyümeyi kolaylaştıracak yeni politikalar açıklandı

Enerji sektörünü etkileyen önemli politikalar 2023 yılında uygulamaya konuldu. Yeşil Elektrik Sertifikaları (GECs) piyasasının, programın tüm yenilenebilir enerji türlerini kapsayacak şekilde genişletildiği ve GEC'lerin yeşil elektrik üretimi ve tüketimi için tek sertifika ve çevresel niteliklerin tek kanıtı haline geldiği duyurusunun ardından yükselmesi bekleniyor. Bazı yenilenebilir enerji projeleri, yeniden başlatılmak üzere olan Çin Sertifikalı Emisyon Azaltımı (CCER) programı kapsamında karbon denkleştirmesi yapmaya da uygun olacak. Çifte sayımdan kaçınmak için iki program arasındaki çakışmaların nasıl yönetileceği konusunda şu anda netlik bulunmam
aktadır. Son olarak, spot piyasalarda işlem gören elektriğin payı sınırlı kalsa da, il, bölge ve iller arası pilot spot piyasalarda ilerleme devam etmektedir. Eylül ayında NEA, spot piyasa kurallarının son halini yayınlayarak spot piyasa gelişimi için yayınlanan ilk ulusal standartları belirlemiştir.

Hindistan

Kömür yakıtlı tedarik ana dayanak noktası olmaya devam ediyor, ancak yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik üretimindeki payının 2026 yılında %25'e ulaşması bekleniyor

Fosil yakıtlı olmayan kapasite, yıl içinde eklenen 21 GW'a yakın yenilenebilir enerji ile 2023'ün 3. çeyreğinde toplam kurulu kapasitenin yaklaşık %44'ünü oluşturdu. Yenilenebilir enerji üretimi 2023 yılında elektrik üretimindeki %21'lik payıyla nispeten sabit kalırken, güneş ve rüzgârdaki artış hidroelektrik üretimindeki düşüşle büyük ölçüde dengelendi.

Hindistan'ın 2023 yılındaki elektrik talebi, değişen hava koşullarından büyük ölçüde etkilendi. Ülke son 100 yılın en kurak Ağustos ayını yaşadı ve artan soğutma talebi nedeniyle elektrik talebi 1 Eylül'de 240 GW'ı aşarak yükseldi. Yüksek talep ve düşük hidroelektrik arzı, hükümetin tüm üretim şirketlerini ve bağımsız elektrik üreticilerini (IPP'ler) kesintisiz elektrik arzı sağlamak için ithal kömürün en az %6'sını yerli kömürle karıştırma zorunluluğunu Mart 2024'e kadar uzatmaya yönlendirmesiyle sonuçlandı.

Elektrik talebi 2023 yılında %7 artarken, 2024-2026 yıllarında ortalama %6,5'e yakın bir büyüme öngörülmektedir. Hükümete göre artan talebi karşılamak için önümüzdeki on yıl içinde yaklaşık 80 GW ek termal kapasiteye ihtiyaç duyulmaktadır. Kömür yakıtlı üretim baskın olmaya devam edecek ancak 2023'te toplam elektrik üretiminin %74'ünden 2026'da %68'ine düşmesi bekleniyor. Yenilenebilir enerji üretiminin, 2026'da %25'lik bir paya ulaşmak üzere karışımın yaklaşık %21'inden büyüyeceği tahmin edilmektedir.
 

 

Hidroelektrik, nükleer, depolama ve enerji sistemi verimliliğinin artırılması Hindistan hükümetinin gündeminde üst sıralarda yer alıyor

Hindistan'da 2023 yılında hidroelektrik üretiminde bir yıl öncesine kıyasla %15'lik büyük bir düşüş yaşanmış ve bu da ülkenin çeşitli bölgelerinde elektrik kesintileri ve kıtlıklara yol açmıştır. Örneğin, Karnataka eyaletinde yetersiz yağmura bağlı olarak yaklaşık 1 500-2 000 MW'lık elektrik kesintisi yaşandı. Ülkede rüzgar ve güneş enerjisi üretiminin teşvik edilmesinin yanı sıra, baz yük ve şebekenin dengelenmesi için büyük hidroelektrik ve nükleer enerji santrallerinin geliştirilmesine yeniden odaklanılmaktadır. Hidroelektrik gelişimini desteklemek amacıyla, 15 yıl önce özel sektör şirketlerine verilen 12'den fazla durmuş hidroelektrik projesi (toplam 11,5 GW kapasite), projelerin ilerlemesini sağlamak için Ağustos 2023'te Enerji Bakanlığı altındaki merkezi kamu sektörü kuruluşlarına devredilmiştir.

Hindistan için bir dönüm noktası olan, ülke içinde inşa edilen en büyük nükleer enerji santrali olan 700 MWe'lik Kakrapar Ünite 3 reaktörü Haziran 2023'te Gujarat'ta faaliyete geçti ve Ağustos ayında tam kapasiteye ulaştı. Ülkenin proje zaman çizelgesine dayanarak, nükleer enerji üretiminin 2024-2026 döneminde hızla artmasını ve bu dönemde toplamda tahmini 4 GW kapasiteye sahip yeni santrallerin ticari işletmeye girmesini bekliyoruz. Hindistan'da şu anda ülke elektriğinin yaklaşık %2'sini sağlayan 23 adet işletilebilir nükleer reaktör bulunmaktadır.

Hindistan'ın değişken yenilenebilir enerji (VRE) üretim payının (rüzgar ve güneş PV) 2026 yılına kadar %15'e ulaşmasını bekliyoruz. Güvenli elektrik arzı sağlamak ve yenilenebilir enerjinin yüksek paylarından yeterince faydalanmak için hükümet, enerji depolama teknolojilerini teşvik etmek ve geliştirmek için çeşitli politika önlemleri açıkladı. Merkezi Elektrik Kurumu (CEA) tarafından Mayıs 2023'te yayınlanan Ulusal Elektrik Planı (NEP), 2026-2027 yılları arasında 16,1 GW'lık (7,5 GW pompaj depolamalı hidroelektrik ve 8,7 GW batarya) bir enerji depolama ihtiyacı öngörmektedir. Bununla ilgili olarak Enerji Bakanlığı, enerji depolama sistemlerinin planlanması ve kurulması için ulusal bir çerçeve hazırlandığını duyurmuştur. Bunu takiben, 4 000 MWh batarya enerji depolama sistemi (BESS) projesi için uygulanabilirlik açığı finansmanı (VGF) resmileştirilmiştir. Mevcut tarife bazlı rekabetçi ihale sürecinde, BESS için keşfedilen maliyet 10,18 INR/kWh'dir (0,12 USD/kWh). VGF programı, 2030-2031 yılları arasında BESS'in seviyelendirilmiş maliyetinin 5,5 INR/kWh'den 6,6 INR/kWh'ye (0,066 USD/kWh'den 0,079 USD/kWh'ye) düşürülmesini hedeflemektedir. Uzun süreli depolamanın BESS'ten daha ucuza yerel olarak geliştirilmesini sağlamak için hükümet bu yılın Nisan ayında pompaj depolamalı hidroelektrik projeleri için yeni kılavuzlar yayınladı ve Haziran 2025'e kadar ihale edilen pompaj depolamalı inşaatlar için eyaletler arası iletim ücretlerinden feragat edildi.

Dağıtılmış yenilenebilir enerji (DRE) şu anda belirlenen hedeflerin çok gerisindedir, ancak belirlenen tüketicilerin toplam enerji tüketimlerinin en az %2,7'sini karşılamalarını gerektiren özel Yenilenebilir Satın Alma Yükümlülükleri (RPO) ile birlikte bu oranın artması muhtemeldir.

2026-2027'ye kadar DRE'den tüketim. Termik santrallerin daha yüksek verimliliğe ulaşması ve karbon ayak izinin azaltılması için de çalışmalar devam etmektedir. 65 GW'lık toplam kapasitenin 94 ünitesi süperkritik ve ultra süperkritik teknolojilerle çalışmaktadır. Geçmişte termik enerjinin yenilenebilir enerji kaynaklarıyla ikame edilmesine olanak tanıyan çeşitli önlemler alınmış olsa da, 2023 yılında hükümet kömür/linyit yakıtlı enerji santralleri için 2026 yılına kadar %6 ve 2028 yılına kadar %10 asgari Yenilenebilir Üretim Yükümlülükleri (RGO) getirmiştir. Bu, kömür/linyite dayalı bir santral olan belirlenmiş bir tüketicinin, RGO'sunu yerine getirmek için fosil yakıtlı üretimini minimum yenilenebilir elektrik kaynağı ile desteklemek zorunda kalacağı anlamına gelmektedir. Bunu ya yenilenebilir elektriği kendisi tedarik ederek ya da örneğin bir güç satın alma anlaşması (PPA) yoluyla yenilenebilir enerji tedarik ederek yapabilir.

Şebekeler ve elektrik piyasası tasarımları karbonsuzlaştırmayı desteklemek için dikkat çekiyor

Hindistan, 2023 yılında yenilenebilir enerjinin entegrasyonunu sağlamak için eyaletler arası iletim sistemini güçlendirmeye yönelik yeni planlarını açıkladı. Ekim ayında Kabine, 8,3 milyar INR (yaklaşık 100 milyon ABD Doları) merkezi mali yardımla Ladakh'ta 13 GW'l ı k yenilenebilir enerji projeleri için Yeşil Enerji Koridoru (GEC) Faz-II eyaletler arası iletim sistemini onayladı. Komşu ülkelerle enerji ticaretini artırmak için Hindistan ayrıca önümüzdeki 10 yıl içinde Nepal'den 10 GW enerji satın almayı planlıyor ki bu da sınır ötesi enerji hatlarının kapasitesinin artırılması anlamına gelecek. Nepal'den hidroelektrik ithalatı pazarı, Ekim ayında açıklanan yenilenebilir alım yükümlülüğü yönergeleri kapsamında getirilen ve yükümlülüklerin Hindistan dışında bulunan projeler tarafından karşılanmasına izin veren ek bir madde ile daha da canlanabilir. G20 Yeni Delhi Liderler Deklarasyonu, şebeke ara bağlantılarının ve sınır ötesi güç sistemleri entegrasyonunun rolünü kabul etmiştir. Güney Asya'daki komşu ülkelerle enterkoneksiyonları güçlendirmenin yanı sıra hükümet, 2023'ün ikinci yarısında Tek Güneş Tek Dünya Tek Şebeke (OSOWOG) girişiminin bir parçası olarak Suudi Arabistan, BAE ve Singapur ile elektrik enterkoneksiyonları kurmayı planladığını duyurdu.

2023 yılında yeni şebeke kodu, genel erişim şebekesi yönetmelikleri ile birlikte yürürlüğe girmiştir. Bu girişimler, yenilenebilir enerji şebeke entegrasyonu, güvenilirlik ve rezervlerin yeterliliği, reaktif güç ve atalet desteği, alıcıların tedarik maliyetlerini optimize etmeleri için esneklik ve programlama, sevkiyat ve performans izlemenin çeşitli yönlerini sağlamaktadır.

Hindistan'da elektrik piyasasının yeniden tasarlanmasına ilişkin bir yol haritası, 2023 yılında Enerji Bakanlığı'na bağlı üst düzey bir grup tarafından hazırlandı ve yenilenebilir enerjinin şebekeye entegrasyonunu ve elektrik üretim kaynaklarının optimizasyonunu sağlamak için kısa, orta ve uzun vadeli müdahalelerin ana hatlarını belirledi. Merkezi Elektrik Düzenleme Komisyonu (CERC), Hindistan Enerji Borsası Limited Şirketi'nin (IEX) yüksek fiyatlı gün öncesi piyasasında 
(HP-DAM) ticareti başlatmasına yönelik bir planı onaylamıştır. Bu ayrı bir piyasa segmenti, üretim maliyeti 12 INR/birimlik tavan fiyattan (borsadaki alıcılar için fiyatları rasyonelleştirmek amacıyla 2022 yılında uygulamaya konmuştur) yüksek olan mevcut enerji kapasitesinin 20 INR/birimlik tavan fiyatla kullanılmasını sağlayacaktır. HP-DAM, örneğin gaz yakıtlı enerji santrallerine, ithal kömür yakıtlı enerji santrallerine ve batarya enerji depolama sistemlerine hizmet verebilir. CERC ayrıca, şebeke frekans seviyelerinin korunmasına yardımcı olmak ve daha yüksek VRE paylarını barındırmak için üçüncül rezerv yan hizmet (TRAS) piyasa segmentini başlatmak üzere elektrik borsası platformlarını onayladı.

Haziran 2023'te Hindistan, karbon kredisi sertifikaları aracılığıyla emisyonu fiyatlandırarak yükümlü kuruluşlar için sera gazı emisyonunu azaltmayı amaçlayan karbon kredisi ticareti programını duyurdu. Duyuru, ilgili her bakanlık ve kurumun rol ve sorumluluklarına ilişkin ayrıntılarla birlikte programın kurumsal yapısına ilişkin kapsamlı bir genel bakış içermektedir. Tahminlerimize göre, Hindistan'ın emisyon yoğunluğunun 2024-2026 döneminde yıllık %2,7 oranında azalarak iyileşmesini bekliyoruz. Karbon kredisi ticareti programı, Hindistan'ın 2030 yılına kadar emisyon yoğunluğunu azaltmaya yönelik uzun vadeli hedeflerini destekleyebilir.

Japonya

Nükleer ve yenilenebilir enerji kaynakları arttıkça elektrik üretiminde kömür kullanımı azalacak

2023 yılında Japonya'nın elektrik talebi, artan elektrik fiyatları ve enerji tasarrufu çabaları nedeniyle bir önceki yıla göre %3,7 oranında düşmüştür. Hava koşullarının elektrik talebi üzerindeki etkisi karışık olmuştur. 2023'ün kış ayları, 2022'ye kıyasla -%12 ısıtma derecesi günü (HDD) ile önemli ölçüde daha ılımandı ve elektrik talebini azalttı. Aynı zamanda, yaz ayları +%10 soğutma derece gün (CDD) ile daha sıcak geçerek mekan soğutma talebini desteklemiştir. Satın alma yöneticileri endeksi (PMI) trendlerine göre imalat sektörü 2023 yılında daralırken, aynı zamanda hizmetler yıllık bazda genişledi.

Rusya'nın Ukrayna'yı işgalini takiben enerji emtialarının fiyatlarında yaşanan artış, kamu hizmetlerinin ücretlerini yükseltmesine yol açtı. Haziran 2023'te yedi büyük kamu kuruluşu, düzenlemeye tabi hane halkı fiyatlarını önceki seviyelere göre yaklaşık %30 oranında artırdı. Krize yanıt olarak Japon hükümeti Aralık 2022'de elektrik ve gaz faturaları için sübvansiyon sağladı ve daha sonra bu desteği 2024 baharına kadar uzattı.

Elektrik talebinin 2024'ten 2026'ya kadar yıllık ortalama %0,5 oranında mütevazı bir artış göstereceğini ve bu artışın imalat sektöründeki kademeli toparlanmanın yanı sıra elektrikli araç alımıyla destekleneceğini tahmin ediyoruz. 2023 yılında Ekonomi, Ticaret ve Sanayi Bakanlığı (METI) elektrikli araç şarj cihazları için ön kılavuzunu yayınlamıştır,kurulum hedefini artırmış ve ayrıca Şubat 2023'te resmileştirilen GX (Yeşil Dönüşüm) programı kapsamında yarı iletken fabrikalarına yönelik desteği genişletme kararı almıştır.

Gaz ve kömür, 2023 yılında Japonya'nın toplam elektrik üretiminin üçte ikisini oluşturmuştur. Takahama Ünite 1 ve 2'nin sırasıyla Ağustos ve Ekim 2023'te yeniden devreye alınması ve 2022'deki periyodik denetimlerin ardından daha fazla reaktörün tekrar devreye girmesi sonucunda nükleer üretim %54 artarak üretim karışımının %8'ine ulaşmıştır. Yenilenebilir enerji kaynakları da %6'lık bir artışla %24'lük bir payla büyümeye devam etmiştir. Düşük karbonlu enerji üretimindeki artış ve elektrik talebindeki düşüşün birleşimi, 2023 yılında toplam emisyonlarda bir önceki yıla göre %10,3'lük önemli bir azalmaya yol açmıştır.

Onagawa Ünite 2 ve Shimane Ünite 2 reaktörlerinin 2024 yılında yeniden devreye girmesiyle beklenen daha yüksek nükleer üretim ve yenilenebilir enerji kaynaklarında 2026 yılına kadar yılda yaklaşık %5'lik istikrarlı bir artış, kömür ve gaz yakıtlı üretimi sırasıyla yılda yaklaşık %3 ve %2 oranında azaltacak ve tahmin dönemi boyunca emisyon yoğunluğunun yılda %4 oranında iyileşmesini sağlayacaktır. Hükümetin Ağustos 2022'de nükleer enerji santrallerinin yeniden faaliyete geçmesinin hızlandırılacağını açıklamasının ardından önümüzdeki yıllarda ilave reaktörler tekrar faaliyete geçebilir. Aralık 2023'te düzenleyici kurum, güvenlik iyileştirmelerinin ardından TEPCO'ya ait Kashiwazaki-Kariwa nükleer santrali üzerindeki işletme yasağını kaldırmıştır. Yeniden faaliyete geçmeden önce yerel yönetimlerden de onay alınması gerekiyor.

2024 yılında Japonya'nın kapasite piyasası faaliyete geçme yolunda ilerlerken, dengeleme piyasasının da elektrik sistemi reformlarının bir parçası olarak yeni ürünlerin ticaretini başlatması bekleniyor. Buna ek olarak, karbonsuzlaştırma için güç kaynaklarına uzun vadeli yatırım için ilk ihalenin Ocak 2024'te yapılması planlanmaktadır. Bu girişimler, yeterli güç kapasitesi ve esneklik sağlayarak Japonya'nın elektrik sistemindeki arz sıkışıklığını hafifletmeyi amaçlamaktadır.
 

Kore

Artan talebi karşılamak üzere Kore'nin elektrik tedarik ve iletim altyapısını genişletme ve güçlendirme planları açıklandı

Kore'de 2023 yılında elektrik talebinde %0,8'lik bir düşüş kaydedilmiştir. Bu düşüşün başlıca nedeni zayıflayan sanayi sektörüdür. Bununla birlikte, 20242026 yılları arasında yıllık ortalama talep artışının %1'in biraz altında olmasını bekliyoruz. Tüm elektrik sistemi için en yüksek elektrik talebi 7 Ağustos'ta tarihte ilk kez 100 GW'ı aşarak 100,8 GW.

2023 yılında ülkenin toplam elektrik kapasitesi 7 GW artmıştır. Buna nükleer (1,4 GW), kömür (1,1 GW), gaz (2 GW) ve yenilenebilir enerji (3,8 GW) kapasitesi dahildir. 2024 yılında nükleer (1,4 GW), kömür yakıtlı (1,1 GW), gaz yakıtlı (0,7 GW) ve yenilenebilir enerji (4,1 GW) için daha fazla kapasite artışı beklenmektedir.

Kömür, Kore'nin elektrik sisteminin temel dayanağıdır ve 2023 yılında toplam üretimin yaklaşık üçte birini oluşturmaktadır. Bununla birlikte, kömürlü termik santral kapasitesinin 2026 yılına kadar kademeli olarak azalması ve toplam kapasitesi 3,6 GW olan yedi kömürlü termik santralin gazlı termik santrallere dönüştürülmesi planlanmaktadır. Nükleer kapasitenin 2022'de yaklaşık 25 GW'tan 2026'da 29 GW'a çıkacağı tahmin edilirken, son planda herhangi bir nükleer santralin emekliye ayrılması planlanmamaktadır. Yenilenebilir enerji ve nükleer enerjinin üretimdeki payı artarken, kömür ve LNG marjinal düşüşler gösteriyor tahmin dönemi boyunca. Kömürün payının 2023'te %32'den 2026'da %29'a düşmesi, gazın payının ise %29'dan yaklaşık %26'ya gerilemesi beklenmektedir. Buna karşılık, yenilenebilir enerjinin elektrik üretimindeki payı nispeten mütevazı kalacak, ancak artarak 2023'te %8'den 2026'da %11'e yükselecektir.

2023 yılı, Ocak 2023'te yayımlanan 10. Uzun Vadeli Elektrik Arz ve Talep Temel Planı (BPLE) kapsamında elektrik sisteminin iyileştirilmesi ve genişletilmesine yönelik diğer girişimlerin yanı sıra yeni üretim tesisleri, ana iletim hatları ve trafo merkezi tesislerine yönelik politika ve planlara ilişkin bir dizi duyuruya sahne oldu. 10. enerji iletim ve trafo merkezi tesis planı Mayıs ayında açıklanmıştır. Buna ek olarak, Ekim ayında Ulusal Mecliste, iletim hatlarının yapım süresini azaltmayı ve yüksek teknoloji endüstrilerinin rekabet edebilirliğini sağlamak için gerekli olan yeni bir uzun mesafe iletim ağının kurulması da dahil olmak üzere elektrik şebekesinin genişletilmesini desteklemeyi amaçlayan Ulusal Elektrik Şebekesinin Genişletilmesine İlişkin Özel Yasa önerildi. Bildirildiğine göre, yarı iletken fabrikalarından gelen artan elektrik talebini karşılamanın yanı sıra nükleer ve yenilenebilir enerji kaynaklarını güç karışımına entegre etmek için elektrik şebekesinin genişletilmesine kritik bir ihtiyaç var. Bu yasa tasarısı, "birim taahhüt prosedürü" olarak bilinen, hangi güç ünitelerinin çalıştırılacağına karar verme sürecine Değişken Yenilenebilir Enerjileri (VRE'ler) dahil etmeyi amaçlamaktadır. Bu VRE'ler liyakat sırasına göre sevk edilecek, yani diğer geleneksel enerji kaynakları ile birlikte verimlilik ve maliyetlerine göre sıralanacak ve kullanılacaktır. 

Yasa tasarısı ayrıca her 15 dakikada bir tüm teknoloji türleri için fiyat sinyalleri üretecek gerçek zamanlı bir piyasa oluşturmayı amaçlamaktadır. Kore Enerji Borsası (KPX) bu yeni piyasa tasarımını 2025 yılı sonuna kadar anakara genelinde yaygınlaştırmayı amaçlamaktadır.

Son olarak, Haziran 2023'te Dağıtılmış Enerjinin Teşvik Edilmesine İlişkin Özel Kanun yürürlüğe girmiştir. Hükümet, özellikle talep merkezlerine yakın küçük yenilenebilir IPP'lerin kullanımını teşvik edecek ve elektrik üretimini doğrudan tüketicilere satmalarını sağlayacak bir dizi önlemle, mevcut merkezi enerji üretimini azaltmayı ve Kore enerji piyasasında dağıtılmış enerji üretiminin payını 2040 yılına kadar %30'a çıkarmayı hedeflemektedir.

Hükümet, enerji krizini yönetmek için Aralık 2022'den itibaren elektrik piyasasında Sistem Marjinal Fiyatı (SMF) üst sınır sistemini uygulamaya koymuştur. SMF'nin etkinleştirilmesi için üst sınırın aşılması gerektiğinden, sınır Aralık 2022'den Şubat 2023'e ve Nisan 2023'e kadar sadece dört ay boyunca tetiklendi. Tavan fiyat uygulaması Kasım 2023'te sona ermiştir.

Avustralya

Güney Avustralya'da rüzgar ve güneş enerjisinin üretimdeki payı %75'i aşarak bir dönüm noktası oldu

Avustralya'da elektrik talebi 2023 yılında yaklaşık %0,7 oranında düşmüş, bir önceki yıla kıyasla daha ılıman geçen kış ve yaz sıcaklıkları düşüşe katkıda bulunmuştur. Talebin 2024-2026 yılları arasında yıllık ortalama %1'in biraz üzerinde artacağı ve büyümenin esas olarak konut sektöründen ve daha yüksek elektrikli araç kullanımından kaynaklanacağı tahmin edilmektedir. Verimliliğin talep artışının sınırlandırılmasında artan bir rol oynaması ve 2023 yılında çok sayıda girişimin hayata geçirilmesi beklenmektedir. Verimliliği artırmaya yönelik planlar arasında ticari mülklerin güçlendirilmesi için yeni yatırımlar ve küçük ve orta ölçekli işletmeler için devlet hibeleri yer almaktadır. Elektronik ekranların verimliliğini artırmak için de istişareler başlatılmıştır.

Önümüzdeki yıllarda kapasite ilavelerinin çoğunun yenilenebilir kaynaklardan gelmesi ve yeni gaz yakıtlı kapasitenin küçük bir katkısı olması beklenmektedir. 2023 yılında, 4 GW'ın üzerinde güneş enerjisi ve yaklaşık 1,5 GW rüzgar dahil olmak üzere yaklaşık 6 GW yenilenebilir enerji kapasitesi kurulmuştur. Tahmin dönemi boyunca benzer bir kurulum hızının korunmasını bekliyoruz. Liddell kömürlü termik santralinin kalan üç ünitesini (1 500 MW) Nisan 2023'te kapatmasıyla kömür kapasitesi düşmeye devam etti. Çok sayıda büyük ölçekli batarya projesi 2023 yılında Ulusal Elektrik Piyasasına bağlanarak şebeke batarya kapasitesini 1,5 GW'a yaklaştırmış ve pompaj depolamalı hidroelektrik kapasitesini aşmıştır. Konut batarya sistemlerinin yaklaşık 2 GW olduğu tahmin edilmektedir.

2023 yılında, toplam yenilenebilir enerji üretimi, ağırlıklı olarak güneş (%15), rüzgar (%12) ve hidroelektrikten (%6) oluşan elektrik karışımının %35'ine ulaşmıştır. Yenilenebilir enerji kaynaklarının payının 2026 yılında %43'e ulaşarak ilk kez kömürü geçmesi ve fosil yakıt üretiminde istikrarlı bir düşüşe yol açması beklenmektedir. Kömürün payı 2022'de %49 iken 2023'te hafif bir düşüşle %48'e gerilemiştir ve 2026'da %41'e düşmesi beklenmektedir. Gazın payı 2023'te %16'ya düşmüştür ve 2026'ya kadar yaklaşık %15'e düşeceği tahmin edilmektedir. Güney Avustralya bölgesel elektrik piyasasında, bir önceki yıl %71 olan ve 2019'da yaklaşık %50 olan VRE üretiminin payı 2023'te %75'e ulaşmıştır.

Yenilenebilir enerji kaynaklarının artan katkısı ve kömürün azalan payı nedeniyle, 2023 yılında Avustralya hem toplam emisyonlarda (-%5) hem de emisyon yoğunluğunda (-%4) azalma görmeye devam etmiştir. Toplam enerji sektörü emisyonları yılda ortalama %3 düşerken, emisyon yoğunluğunun 2026'ya kadar yılda ortalama %5 civarında azalmaya devam etmesini bekliyoruz.

Aralık 2023'te Avustralya, sevk edilebilir yenilenebilir enerjiye yatırımı teşvik etmek için 2022'nin sonunda kurulan Kapasite Yatırım Programında ilk teklifleri açtı. Elektrik için emisyon azaltma hedefleri, Ulusal Elektrik Hedefine bir emisyon azaltma hedefinin dahil edilmesiyle artık yasalara da yansıtılmıştır.

Güneydoğu Asya

Güçlü ekonomik büyüme, 2024-2026 görünüm döneminde bölgenin elektrik talebini yönlendiriyor

2023 yılında Güneydoğu Asya'da elektrik talebi %4,6 oranında artarak 2022 yılındaki %7'lik orandan düşmüş ve 2015-2019 salgın öncesi dönemde gözlemlenen     ortalama     %6'lık     oranın     altında     kalmıştır.     Elektrik     talebi büyümesinin, genişleyen endüstriler ve artan hane başına elektrik tüketimi yoluyla bölgedeki güçlü ekonomik büyümenin desteğiyle 2024'ten 2026'ya kadar ortalama %5,3'e hızlanacağı tahmin edilmektedir. 30'un biraz altındaki payıyla bölgedeki en büyük elektrik tüketicisi olan Endonezya'daki büyüme, 2024-2026 döneminde yıllık ortalama %6,3'lük bir artışla kazanımları destekleyecektir.
 

2026 yılına kadar olan ek talebin yaklaşık %35'inin kömürden, %40'ının yenilenebilir kaynaklardan ve %25'inin doğal gazdan karşılanması beklenmektedir. Kömür yakıtlı üretim 2023 yılında %7,5 oranında artmıştır ve 2015-2019 ortalaması olan %11'e kıyasla daha yavaş bir hızda olsa da %4 oranında artmaya devam edeceği tahmin edilmektedir. Gaz yakıtlı üretim 2023'te %4 artmıştır ve 2025'ten itibaren ilave LNG kullanılabilirliği sayesinde 2015-2019 döneminde gözlenen %1'lik büyümenin oldukça üzerinde, yılda ortalama %5 civarında artması beklenmektedir. Yenilenebilir enerji kaynaklarının ortalama büyüme oranının 2026'ya kadar %7, ancak üretimdeki payları çok az artarak 2023'te %26'dan 2026'da %28'e yükseliyor.

Elektrik üretiminden kaynaklanan emisyonların 2026 yılına kadar yıllık ortalama %4 oranında artması öngörülmektedir. Nispeten sabit kalması beklenen fosil yakıtlı üretimin yüksek payı ile bölgenin 2026 yılına kadar yaklaşık 600 g CO2/kWh'lik istikrarlı bir CO2 yoğunluğu kaydetmeye devam etmesi beklenmektedir.
 

Endonezya

Kömür hakimiyetini koruyor ancak yenilenebilir elektrik üretimindeki büyüme 2026'ya kadar hızla artma yolunda ilerliyor

Endonezya'da kömürün toplam elektrik üretimindeki payı 2022'de %65 ve 2021'de %61 iken, 2023'te %66'ya yükseldi. Elektrik talebi bir önceki yıla göre yaklaşık %7'lik bir artış gösterdi ve bu artış büyük ölçüde kömürden elektrik üretimi ile karşılandı. Gaz yakıtlı enerji, toplam üretimin %13'ünü oluştururken, yenilenebilir enerji teknolojileri karışımın %20'sini oluşturdu. Bu durum, 2023 yılında toplam emisyonlarda bir önceki yıla göre %6,8'lik bir artışa ve üretimin emisyon yoğunluğunun 790 g CO2/kWh'ye ulaşmasına neden olmuştur. Hidroelektrik, jeotermal ve biyokütle neredeyse tüm yenilenebilir elektriği oluştururken, güneş ve rüzgar hala toplam üretimin %1'inden azını kapsamaktadır.

Önümüzdeki yıllarda, ülkedeki güçlü ekonomik büyüme tahminine paralel olarak, elektrik talebinin 2024-2026 döneminde yaklaşık %6 oranında istikrarlı bir şekilde artmaya devam etmesini bekliyoruz. Yenilenebilir enerji kaynaklarındaki büyümenin 2024-2026 döneminde yıllık %8 olacağı tahmin edilmektedir. Kömür ve gaz yakıtlı üretim aynı dönemde sırasıyla yaklaşık %5 ve %6 oranında artacak ve elektrik üretim karmasındaki istikrarlı payını koruyacaktır.

Mevcut üretim genişletme programları 2030 yılına kadar gaz ve kömür yakıtlı teknolojilerin kullanılmaya devam edeceğini gösterse de, Just Energy Transition Partnership (JETP) çatısı altında Kasım 2023 sonunda yayınlanan Kapsamlı Yatırım ve Politika Planı (CIPP), ülkedeki yenilenebilir teknolojiler için daha iddialı bir yörünge göstermektedir. Uluslararası Ortaklar Grubu (IPG) ve Net Sıfır için Glasgow Finansal İttifakı'ndan (GFANZ) mali destek alma koşuluna bağlı olan plan, 2050 yılına kadar şebeke elektriği sektörünün karbondan arındırılması için bir yol ortaya koyuyor. Güneş ve rüzgar teknolojilerinin hızlı bir şekilde genişlemesini, 2025 yılına kadar 7,3 GW'a ve 2030 yılına kadar 72 GW'a ulaşmasını içermektedir. JETP senaryosuna göre, şebekeye bağlı elektrik talebi 2022'den 2030'a kadar yıllık %6,4 ve 2022'den 2050'ye kadar %5,8 oranında artmaktadır.
 

 

Vietnam

2026'ya kadar elektrik talebindeki güçlü büyümenin hızlanan ekonomiyle el ele gitmesi bekleniyor

Vietnam'da elektrik talebi 2023'te %4'ün üzerinde artış gösterdi, ancak hızlanan ekonomi sayesinde 2024'ten 2026'ya kadar ortalama %7'lik daha güçlü bir büyüme bekliyoruz. 2023 yılında yaklaşık 2,7 GW yenilenebilir kapasite eklenmiş olup, bu kapasite güneş ve rüzgar arasında oldukça eşit bir şekilde dağılmıştır. Bu eğilimin, Mayıs 2023'te onaylanan Viet Nam'ın enerji geliştirme ana planı tarafından desteklenen tahmin ufkumuz boyunca benzer miktarlarda devam etmesini bekliyoruz. Bu plan, 2030 yılına kadar ülkenin elektriğinin %20'sinin hidro olmayan yenilenebilir kaynaklardan üretilmesi hedefini içermekte olup, ofis binalarının ve evlerin yarısının çatı üstü güneş panelleri ile donatılması çabalarının büyük bir rol oynaması beklenmektedir.

Yeni yenilenebilir kapasite ilaveleri, hidroelektrik dışı yenilenebilir elektriğin toplam üretimdeki payını 2023'te %16'dan 2026'da %19'a çıkararak hedefin biraz gerisinde bırakacaktır. Gazın toplam üretimdeki payının %9'dan %11'e yükselmesi beklenirken, kömürün 2023'te %46 olan payı 2024-2026 döneminde ortalama %43 civarında olacaktır. Talep artışını karşılamak için gaz, kömür ve yenilenebilir kaynaklardan elde edilen toplam üretimin 2026 yılına kadar artması beklenmektedir.

2023'teki talep artışı büyük ölçüde kömür üretimi ile karşılanmıştır. Yenilenebilir enerji üretiminin, büyük ölçüde kuraklığın neden olduğu hidroelektrik sıkıntısı nedeniyle, bir önceki yıla göre yaklaşık %5 oranında azalarak elektrik üretim karışımının %44'üne düştüğü tahmin edilmektedir. Bu durum 2023 yılında bir elektrik krizine yol açmış ve Temmuz ayında sıcak hava dalgasının şiddetlendirdiği pik yük, bazı hidroelektrik rezervuarlarındaki su seviyesinin düşmesi nedeniyle karşılanamamıştır. Gazdan elde edilen üretimin %6 oranında azaldığı tahmin edilmektedir.

Yerli hidroelektriğe olan yüksek bağımlılığı ve yüksek gaz fiyatları nedeniyle Vietnam, 2023 yılında kömür yakıtlı üretimi önemli ölçüde artırmak zorunda kalmış ve elektrik üretiminin ortalama CO2 yoğunluğunu %11 oranında artırmıştır. Bu seviyenin 2024 yılında, hidroelektrik mevcudiyetindeki toparlanmanın yanı sıra daha yüksek PV ve rüzgar üretimi varsayımıyla %6 oranında düşmesi beklenmektedir. Enterkoneksiyon, bu değişimleri yumuşatmak için kilit bir mekanizma olarak görülmektedir.

Elektrik krizi sırasında Kuzey Vietnam, 1,8 GW'lık tahmini pik talep ve arz açığı ve 1,4 milyar ABD doları maliyetle, sürekli elektrik kesintileri ve ani elektrik kesintileri yaşadı. Bu elektrik krizi sırasında Viet Nam, 2016'dan bu yana ilk kez ülkeye sınır ötesi elektrik ihracatını yeniden başlatan Çin'den destek aldı. Vietnam elektrik şebekesinin yapısı göz önüne alındığında, kuzey bölgesinin maruz kaldığı durum özellikle vahimdir. Sanayi ve Ticaret Bakanlığı'na göre, 2024 yılında Vietnam'ın kuzey bölgesinin 1,8 GW'a varan bir elektrik açığıyla karşı karşıya kalması muhtemel. Yıllık elektrik talebindeki güçlü artış karşısında Kuzey Vietnam önümüzdeki yıllarda da elektrik sıkıntısı çekmeye devam edebilir.

2022 yılında, devlet kuruluşu artan yakıt üretim fiyatları nedeniyle 20,7 trilyon VND (874,5 milyon ABD Doları) zarar kaydetti. Planlama ve Yatırım Bakanlığı tarafından hazırlanan bir rapora göre, 2023 yılının ilk yarısında zarar 35,4 trilyon VND'nin (1,46 milyar ABD Doları) üzerine çıktı.

Tayland

Enerji güvenliği endişeleri, doğalgazla çalışan elektrik üretimini desteklemek için yerli doğalgaz üretiminin artırılmasına odaklanılmasını keskinleştiriyor

Tayland'da elektrik talebi 2023 yılında yaklaşık %3 oranında artmıştır. Doğal gaz yakıtlı üretim neredeyse %13 artarken, kömür yakıtlı üretim %14 azaldı. Yenilenebilir enerji üretimi %3 oranında artmıştır. Sonuç olarak, enerji sektörünün CO2 yoğunluğu 2022'de 470 g CO2/kWh'den 452 g CO2/kWh'ye düşmüştür.

Ekonomik büyümeyle desteklenen Tayland'daki elektrik talebinin 2024'ten 2026'ya kadar yıllık ortalama %3 oranında artacağı tahmin edilmektedir. Büyümenin kömür, gaz ve yenilenebilir kaynaklardan artan arz ile karşılanması beklenmektedir. Halihazırda gaz, elektrik karışımının yaklaşık %65'ini, kömür %18'ini ve yenilenebilir enerji kaynakları %17'sini sağlamaktadır. 2026 yılına kadar

Kömürün payının yüzde iki puan artması, gazın yüzde iki puan azalması ve yenilenebilir kaynakların hafifçe büyümesi beklenmektedir. Bu, tahmin dönemi boyunca hem emisyonlarda hem de yoğunlukta büyümeye karşılık gelmektedir.

Tayland elektriğinin %60'ından fazlasını doğal gazdan elde ediyor ve talebi karşılamak için ithalatı arttırıyor. LNG fiyatlarındaki son artışlar yeni bir gaz ve elektrik krizi endişelerini tetikledi. Buna rağmen, kabine Eylül 2023'te yaşam maliyetini düşürmek için elektrik oranını düşürmeye karar verdi.

Ülkenin enerji güvenliğini artırmak için yerli gaz sahalarındaki rezervlerin ve üretimin artırılması çağrısı yapılıyor. Devlet kontrolündeki PTT Exploration & Production, en büyük sahası olan Erawan'daki gaz üretimini iki katına çıkararak 2024 yılı başında günde 800 milyon fit küpe çıkarmayı planlıyor. Enerji Düzenleme Komisyonu'nun verilerine göre, ithal LNG 2022 yılında elektrik üretiminde kullanılan gazın yaklaşık %29'unu oluşturarak 2018'deki payın iki katından fazlasını oluşturdu.

Güneş enerjisi kapasitesi 2023 yılında yaklaşık 400 MW artarken, 3,4 GW'lık güneş enerjisi ve 1,5 GW'lık rüzgar enerjisi ilaveleri 2022 yılında sınırlı kalmıştır. Tayland'daki en büyük yenilenebilir enerji kaynağı, yenilenebilir elektrik üretiminde %50'den fazla paya sahip olan biyoenerjidir. Karbon nötrlüğü için ulusal hedefe ulaşılması, yenilenebilir elektriğin 2040 yılına kadar elektrik üretiminin %68'ine ulaşmasını gerektirmektedir. 2026'ya kadar büyümenin ağırlıklı olarak güneş enerjisinden ve biraz da rüzgârdan gelmesi beklenmektedir.

Yenilenebilir elektrik projeleri için bir kotaya ulaşmak amacıyla ülkenin belirli bölgelerindeki küçük enerji üreticileri için tarife garantileri ve ticari ölçekli projeler için PPA'lar sunulmaktadır. Bununla birlikte, Tayland Enerji Düzenleme Komisyonu, hükümetin özel sektör alımını teşvik edecek politikaları yürürlüğe koyması halinde çatı üstü güneş enerjisinin daha hızlı büyüme potansiyeli olduğunu söylemiştir.

Tayland'ın Enerji Geliştirme Planı (PDP) genellikle birkaç yılda bir güncellenir veya revize edilir ve en son revizyon 2020'de yayınlanmıştır (PDP 2018 Revizyon 1). Yaklaşan güncelleme, dağıtılmış değişken yenilenebilir enerjilerin hızlandırılmış dağıtımı ile şebeke entegrasyon yeteneklerinin yeterince yakalanmasını sağlamaya yönelik önlemler arasındaki dengeyi sağlamak için tartışılmaya devam etmektedir.

Malezya

Gaz yakıtlı elektrik üretiminin 2026'da kömürü geçmesi beklenirken, hidroelektrik yenilenebilir enerji kaynaklarındaki büyümeye hakim olacak

2023 yılında Malezya'daki elektrik talebinin yıllık bazda yaklaşık %3 oranında arttığı tahmin edilmektedir. Ekonomik büyüme 2022'deki %8'in üzerindeki GSYH büyümesinden yavaşlamış olsa da, ekonominin neredeyse %4 oranında güçlü bir şekilde büyüdüğü ve bunun da elektrik talebini desteklediği tahmin edilmektedir. Birkaç yeni yarı iletken tesisinin ve veri merkezi yatırımlarının 2024 yılında tamamlanmasının önümüzdeki yıllarda elektrik talebini artırması beklenmektedir. Elektrik talebinin 2026 yılına kadar yıllık ortalama %3,4 oranında artacağını tahmin ediyoruz.

Kömür yakıtlı elektrik üretimi, 2023 yılında Malezya'nın üretim karışımının yaklaşık %46'sını oluşturmaktadır. Hükümetin Ulusal Enerji Dönüşümü Yol Haritası (NETR), gaz ve yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımını artırarak kömüre olan bağımlılığı azaltmayı amaçlıyor. Kömür yakıtlı elektrik üretimindeki büyümenin 2026 yılına kadar neredeyse durağan hale gelmesini, gaz yakıtlı elektriğin ise istikrarlı bir şekilde artarak 2026 yılında kömür üretimini geçmesini bekliyoruz. Emisyon yoğunluğunun 2023'te %1 arttıktan sonra, kömürün azalan payı nedeniyle 2024'ten 2026'ya kadar yıllık ortalama %1,5 civarında düşeceği tahmin edilmektedir. Artan fosil yakıtlı üretimin toplam elektrik sektörü emisyonlarını yılda ortalama %2 oranında artırması beklenmektedir.

Malezya hükümeti 2050 yılına kadar elektrik üretiminde %70 yenilenebilir enerji hedefini belirlemiştir. Yenilenebilir enerji yatırımlarını hızlandırma çabaları arasında yeşil enerji tarifesinin artırılması, NETR'deki on girişim ve yenilenebilir enerji büyümesinin önündeki engellerin kaldırılması yer alıyor. Ayrıca, yerel yenilenebilir kaynaklara yatırımı teşvik etmek için yenilenebilir enerji ihracatı yasağı 2023 yılında kaldırılmıştır.

Malezya, Ulusal Enerji Dönüşümü Yol Haritasının bir parçası olarak ulaşım sektörünün elektrifikasyonunu teşvik ediyor ve komşu ülkelerle işbirliğini güçlendiriyor. Ülkenin en büyük kamu hizmeti kuruluşu olan Tenaga Nasional Berhad, 500 MW Büyük Ölçekli Güneş Parkları (LSSP) geliştirmek için çeşitli paydaşlarla birlikte çalışıyor,

2,5 GW Hibrit Hidro-Yüzer Güneş Enerjisi (HHFS) ve ortak yakıtlı hidrojen ve amonyak projeleri ile enerji portföyünü çeşitlendirmek ve 2050 yılına kadar net sıfır karbon emisyonuna doğru ilerlemek.
 

Filipinler

Sağlam ekonomik büyüme, güçlü elektrik talebini karşılamak için kömür yakıtlı enerji üretimini artırıyor

Küresel makroekonomik zorluklara ve yüksek enflasyona rağmen Filipinler'de GSYH büyümesinin 2023 yılında %5,3 olacağı tahmin edilmektedir. Kazançlar büyük ölçüde yüksek hane halkı tüketimini ve altyapı ve sosyal hizmetler için yapılan kamu harcamalarını yansıtmaktadır. Sonuç olarak, elektrik talebi 2023 yılında yaklaşık %4'lük güçlü bir büyüme kaydetmiştir ve 2024-2026 yılları arasında devam eden güçlü ekonomik faaliyetle desteklenen yıllık ortalama %6'lık daha yüksek bir oranda tahmin edilmektedir.

2023 yılında kömür yakıtlı üretim tahmini olarak %5 oranında artmıştır ve 2024-2026 yılları arasında yıllık ortalama %3,4 oranında büyümeye devam edeceği tahmin edilmektedir. Kömürün üretim karmasındaki payı kademeli olarak azalarak 2023'te %61'den 2026'da %58'e düşecektir. Yeni kömürlü termik santrallere ilişkin 2020'den bu yana uygulanan moratoryum ve COP26'da kömürden çıkış anlaşmasının imzalanması gibi kömürün kademeli olarak kullanımdan kaldırılmasına yönelik bazı çabalara rağmen, ülke 2022 yılında yeni kömür kapasitesi açısından dünyada altıncı sırada yer almaktadır. Kömür üretimi, inşaat halindeki yaklaşık 3,5 GW kapasitenin devreye girmesiyle, görünüm döneminde artmaya devam edecek. Bununla birlikte, boru hattına yeni projeler eklenmeyeceği için kömür kapasitesi ilavelerinin gelecekte düşmesi beklenmektedir. Kömür üretimi arttıkça, toplam emisyonlar 2024-2026 döneminde yılda yaklaşık %4 artacaktır.

Artan yenilenebilir enerji kaynakları ve doğal gaz yakıtlı üretim ile kömürün payı azaldıkça emisyon yoğunluğu yılda %1,5 oranında azalmaktadır.

Gazla çalışan elektrik üretiminin 2024-2026 yılları arasında ortalama %9 oranında artacağı ve bunun sonucunda 2023 yılında %14 olan elektrik üretimindeki payının 2026 yılında %15'e yükseleceği tahmin edilmektedir. Filipinler'de doğal gazın bir geçiş yakıtı olarak kullanılmasını teşvik etmek amacıyla, gazın geliştirilmesi için vergi teşvikleri sunacak olan Aşağı Akım Doğal Gaz Endüstrisi Geliştirme Yasası ve Luzon şebekesinde üretim tesislerinin geliştirilmesine yönelik politika çerçevesini netleştiren bir genelge taslağı da dahil olmak üzere çeşitli çabalar sarf edilmektedir.

Filipinler 2030 yılına kadar elektrik üretiminde yenilenebilir enerji kaynaklarının payını %35'e çıkarmayı hedefliyor. Bu oran 2023 yılında %23 civarındaydı ve 2024-2026 yılları arasında yılda ortalama %8'e yakın bir büyüme göstererek aynı dönemde elektrikteki payını %25'e çıkaracağı tahmin ediliyor. Bu artış büyük ölçüde, elektrik karışımındaki payı 2023'te %3'ten 2026'da %7'ye çıkarak iki kattan fazla artan güneş ve rüzgârdan kaynaklanmaktadır. Yenilenebilir enerji kaynaklarındaki büyümeyi desteklemek için alınan önlemler arasında, yeterli yüke ve ölçüme sahip tüketicilerin doğrudan yenilenebilir enerji tedarik etmesine olanak tanıyan Yeşil Enerji Opsiyon Programı ve Aralık 2022'den bu yana yenilenebilir varlıkların %100 yabancı mülkiyetine izin verilmesi yer almaktadır.

Singapur

Planlanan bölgesel enterkonneksiyon projelerinin onaylanmasında önemli ilerleme kaydedilmiştir

Singapur'un elektrik talebi 2022'de %2 iken 2023'te %0,5'ten daha az artmıştır. 2024-2026 yılları için talebin ekonomik büyümeye paralel olarak ortalama %2 artmasını bekliyoruz. Ülkenin 2030 yılına kadar yanmalı araç alımını aşamalı olarak durdurmayı planlamasıyla birlikte, elektrikli araçlar yeni elektrik talebinin artan bir payını oluşturacaktır.

Doğal gaz, 2023 yılında Singapur'un üretiminin yaklaşık %93'ünü oluşturuyordu ve gazla çalışan elektriğin yıllık ortalama %1,5 büyümesine rağmen, temiz kaynaklar arttıkça payının önümüzdeki yıllarda %92'ye düşmesi bekleniyor. Yenilenebilir enerji üretiminin 2025 yılında, ağırlıklı olarak güneş PV ve biyokütleden olmak üzere, üretim karışımının %6'sına ulaşacağı tahmin edilmektedir. Güneş PV üretimi, devam eden kapasite ilaveleri nedeniyle 2024-2026 yılları arasında yıllık ortalama yaklaşık %15 büyüme gösterecektir. Jurong Adası'nda Temmuz 2023'te inşaatına başlanan ve 2026'nın ilk yarısında tamamlanması beklenen 600 MW'lık gelişmiş kombine çevrim gaz türbinli elektrik santraliyle birlikte yeni gaz yakıtlı kapasite de devreye giriyor. Santral başlangıçta tamamen doğal gazla çalışacak ancak %30'a kadar hidrojenle birlikte çalışacak şekilde tasarlandı ve tamamen hidrojenle çalışacak şekilde dönüştürülebilir.

Singapur'un emisyon yoğunluğu, artan yenilenebilir enerji kaynakları ve 2022 yılında yüksek gaz fiyatları nedeniyle artış gösteren petrol yakıtlı üretimdeki düşüşün etkisiyle 2023 yılında %2,2 oranında azalmıştır. Tahmin ufku boyunca yoğunluğun yılda yaklaşık %0,7 oranında azalmaya devam etmesini bekliyoruz.

Singapur Enerji Piyasası Otoritesi (EMA) 2023 yılında, 2035 yılına kadar 4 GW düşük karbonlu elektrik ithalat hedefine ulaşmayı amaçlayan ve 2021 yılında başlatılan Teklif Talebi süreci kapsamında çok sayıda ara bağlantı projesi için şartlı onay verdiğini duyurdu. Bu projeler arasında önümüzdeki beş yıl içinde tamamlanması hedeflenen Endonezya'dan 2 GW, Kamboçya'dan 1 GW ve Viet Nam'dan 1,2 GW'lık projeler yer alıyor ve toplamda Singapur'un mevcut pik talebinin yarısından fazlasını karşılayacak. Bu önemli bölgesel entegrasyon projelerinin, Singapur'un Tayland ve Malezya üzerinden Laos'tan hidroelektrik enerjisi ithal etmesini sağlayan ve 2022'den beri faaliyette olan 100 MW'lık mevcut Lao PDR-Tayland-Malezya-Singapur Enerji Entegrasyon Projesi'nin başarısı üzerine inşa edilmesi beklenmektedir.

Doğal gaza olan yüksek bağımlılık nedeniyle, Singapur'daki elektrik fiyatları, küresel yakıt fiyatlarındaki artışlar ve gaz arzındaki kesintiler nedeniyle önemli ölçüde dalgalanma yaşamıştır. Bekleme LNG tesisi ve geçici bir fiyat üst sınırı gibi önlemlere ek olarak, Ekim 2023'te Singapur Ticaret ve Sanayi Bakanı, elektrik sektörü için merkezi gaz tedarikini üstlenecek bir kuruluşun kurulacağını ve EMA'nın 2024'te kurulmasını beklediğini açıkladı.
 
 
Bundan sonraki bölümde " Bölgesel Odaklanma: Amerika Kıtası " bölümleri ile devam edilecektir.
 

Teşekkür, katkıda bulunanlar ve tanıtım 
 
Bu çalışma Uluslararası Enerji Ajansı (IEA) Gaz, Kömür ve Enerji Piyasaları (GCP) Bölümü tarafından hazırlanmıştır. Elektrik Enerji Analisti Eren Çam tarafından tasarlanmış ve yönetilmiştir.

Ana yazarlar şunlardır: Eren Çam, Zoe Hungerford, Niklas Schoch, Francys Pinto Miranda, Carlos David Yáñez de León.

IEA Enerji Piyasaları ve Güvenlik (EMS) Direktörlüğü Direktörü Keisuke Sadamori ve GCP Başkanı Dennis Hesseling uzman rehberliği ve tavsiyelerde bulunmuştur. Başta Laura Cozzi ve Tim Gould olmak üzere IEA bünyesindeki diğer üst düzey yöneticiler de değerli yorum ve yönlendirmelerde bulunmuşlardır. Ayrıca, Kıdemli Enerji Analisti Carlos Fernández Álvarez'in uzman rehberliği ve değerli katkıları büyük takdir görmüştür.

Raporda ayrıca Syrine El Abed, Nadim Abillama, Jenny Birkeland, Javier Jorquera Copier, Keith Everhart, Carole Etienne, Stavroula Evangelopoulou, Takeshi Furukawa, Astha Gupta, Craig Hart, Julian Keutz, Jinpyung Kim'in analiz, veri ve katkılarından yararlanılmıştır, Tae-Yoon Kim, Pablo Hevia-Koch, Rena Kuwahata, Arne Lilienkamp, Rita Madeira, Gergely Molnár, John Moloney, Yu Nagatomi, Ranya Oualid, Camille Paillard, Isaac Portugal, Brendan Reidenbach, Uwe Remme, Frederick Ritter, Max Schönfisch ve Gianluca Tonolo.

Ajans genelindeki IEA meslektaşları, özellikle Heymi Bahar, Alessandro Blasi, Toril Bosoni, Stéphanie Bouckaert, Elizabeth Connelly, Gaia Guadagnini, Ciarán Healy, Paul Hugues, Martin Küppers, Yannick Monschauer, Apostolos Petropoulos, Leonie Staas, Anthony Vautrin, Brent Wanner ve Jacques Warichet değerli girdi, yorum ve geri bildirim sağlamıştır.

Yazarlar ayrıca makaleyi ustalıkla düzenleyen Diane Munro'ya ve IEA İletişim ve Dijital Ofisine, özellikle de Jethro Mullen, Julia Horowitz ve Astrid Dumond'a teşekkür eder. Einar Einarsson'a da hakem değerlendirmesinin
oluşturulmasındaki yardımları için teşekkür ederiz.

IEA dışından birçok uzman raporu incelemiş ve değerli girdi ve yorumlar sağlamıştır. Bunlar arasında şunlar bulunmaktadır:

Michel Berthélemy (NEA), Sarah Keay-Bright (ESO), Bram Claeys (RAP), Brent Dixon (INL), Ganesh Doluweera (CER), Fernando Dominguez (EU DSO Entity), Carlos Finat (KAEL), Peter Fraser ( bağımsız danışman), Rafael Muruais Garcia (ACER EUROPA), Rafaila Grigoriou (VaasaETT), Edwin Haesen (ENTSOE), Jan Horst Keppler (NEA), Donghoon Kim (SK), Wikus Kruger (Cape Town Üniversitesi), Francisco Laverón (Iberdrola), King Lee (AIEA), Stefan Lorenczik (Frontier Economics), Akos Losz (Columbia Üniversitesi), Christoph Maurer (Consentec), Tatiana Mitrova (Columbia Üniversitesi), Enrique De Las Morenas Moneo (ENEL), Emmanuel Neau (EDF), Noor Miza Razali (Tenaga Nasional Berhad), Ana Lia Rojas (ACERA Chile), Samir Chandra Saxena (POSOCO), María Sicilia (ENAGAS), Marcio Szechtman (CIGRE), Kunie Taie (IEEJ), Arjon Valencia (IEMOP), Johannes Wagner (Guidehouse), Matthew  Wittenstein (ESCAP) ve Rina Bohle Zeller (Vestas).