BATI KARADENİZ ELEKTRİK ÜRETİM A. Ş. BARTIN İLİ, AMASRA İLÇESİ, GÖMÜ KÖYÜ, KIZÇIKAN KOYU VE AKÇUKUR KOYU MEVKİİ

Transkript

1 BATI KARADENİZ ELEKTRİK ÜRETİM A.Ş. 2 x 660 MW (2983 MWt) BATI KARADENİZ ENTEGRE (KALKER OCAĞI VE KÜL DEPOLAMA SAHALARI) TERMİK SANTRALİ PROJESİ ÇEVRESEL ETKİ DEĞERLENDİRME BAŞVURU DOSYASI BARTIN İLİ, AMASRA İLÇESİ, GÖMÜ KÖYÜ, KIZÇIKAN KOYU VE AKÇUKUR KOYU MEVKİİ MGS PROJE MÜŞAVİRLİK MÜHENDİSLİK TİCARET LTD.ŞTİ. ANKARA 2013

2 Proje Sahibinin Adı BATI KARADENİZ ELEKTRİK ÜRETİM A. Ş. Adresi Büyükdere Cad. No:53 Maslak / İSTANBUL Telefon Ve Faks Numaraları Tel : 0 (212) Faks: 0 (212) Projenin Adı MW (2983 MWt) KURULU GÜCÜNDE BATI KARADENİZ ENTEGRE (KALKER OCAĞI VE KÜL DEPOLAMA SAHALARI) TERMİK SANTRALI Proje Bedeli Proje İçin Seçilen Yerin Açık Adresi (İli, İlçesi, Mevkii) BARTIN İLİ, AMASRA İLÇESİ, GÖMÜ KÖYÜ, KIZÇIKAN KOYU VE AKÇUKUR KOYU MEVKİİ Proje İçin Seçilen Yerin Koordinatları, Zonu PROJE ALANI KOORDİNATLARI Koor. Sırası : Sağa,Yukarı Koor. Sırası : Enlem,Boylam Datum : ED-50 Datum : WGS-84 Türü : UTM Türü : COĞRAFİK D.O.M. : 33 D.O.M. : -- Zon : 36 Zon : -- Ölçek Fak. : 6 derecelik Ölçek Fak. : -- TERMİK SANTRAL ALANI

3 NUMARALI KALKER OCAĞI KOORDİNATLARI KÜL VE/VEYA ALÇITAŞI DEPOLAMA SAHASI

4 KÜL VE/VEYA ALÇITAŞI DEPOLAMA SAHASI KÜL VE/VEYA ALÇITAŞI DEPOLAMA SAHASI KÜL VE/VEYA ALÇITAŞI DEPOLAMA SAHASI KÜL VE/VEYA ALÇITAŞI DEPOLAMA SAHASI TERMİK SANTRAL tarih ve sayılı ÇED Yönetmeliği EK-I ÇED Uygulanacak Projeler Listesinde 2(a).Madde de belirtilen "Toplam ısıl gücü 300 MWt (Megawatt termal) ve daha fazla olan termik güç santralleri ile diğer yakma sistemleri" Projenin ÇED Yönetmeliği Kapsamındaki Yeri (Sektörü, Alt Sektörü) KALKER OCAKLARI tarih ve sayılı ÇED Yönetmeliği EK-1 ÇED Uygulanacak Projeler Listesinde, Madde 28. "Madencilik projeleri; a) 25 hektar ve üzeri çalışma alanında (kazı ve döküm alanı toplamı olarak) açık işletmeler KÜL VE/VEYA ALÇITAŞI DEPOLAMA SAHALARI tarih ve sayılı ÇED Yönetmeliğinde EK-1 ÇED Uygulanacak Projeler Listesinde Madde 12 "Günlük kapasitesi 100 ton ve üzeri atıkların yakılması (oksitlenme yoluyla yakma, piroliz, gazlaştırma veya plazma vb. termal bertaraf işlemleri), belediye atıkları hariç olmak üzere alanı 10 hektardan büyük ve/veya hedef yılı da dahil günlük 100 ton ve üzeri olan atıkların ara işleme tabi tutulması ve düzenli depolanması için kurulacak tesisler." sınıfında yer almaktadır.

5 PTD/ÇED Raporu/Nihai ÇED Raporunu Hazırlayan Kuruluşun /Çalışma Grubunun Adı PTD/ÇED Raporu/Nihai ÇED Raporunu Hazırlayan Kuruluşun/Çalışma Grubunun Adresi, Telefon Ve Faks Numaraları PTD/ÇED Raporu/Nihai ÇED Raporu Sunum Tarihi (Gün, Ay, Yıl) MGS Proje Müşavirlik Mühendislik Ticaret Ltd. Şti. Şehit Cevdet Özdemir Mahallesi, (203) Sokak, No:1/7, Çankaya-ANKARA Tel: Faks: /03/2013

6 İÇİNDEKİLER İÇİNDEKİLER... i ŞEKİLLER DİZİNİ... ii TABLOLAR DİZİNİ... iii KISALTMALAR... iv BÖLÜM I. PROJENİN TANIMI VE GAYESİ I.1. Proje Konusu Yatırımın Tanımı, Ömrü, Hizmet Maksatları, Önem ve Gerekliliği I.2. Projenin Fiziksel Özelliklerinin, İnşaat ve İşletme Safhalarında Kullanılacak Arazi Miktarı ve Arazinin Tanımlanması I.2.2. İnşaat ve İşletme Safhalarında Kullanılacak Arazi Miktarı ve Arazinin Tanımlanması I.3. Önerilen Projeden Kaynaklanabilecek Önemli Çevresel Etkilerin Genel Olarak Açıklanması (Su, Hava, Toprak Kirliliği, Gürültü, Titreşim, Işık, Isı, Radyasyon vb.) I.4. Yatırımcı Tarafından Araştırılan Ana Alternatiflerin Bir Özeti ve Seçilen Yerin Seçiliş Nedenlerinin Belirtilmesi BÖLÜM II. PROJE İÇİN SEÇİLEN YERİN KONUMU II.1. Projenin Yeri ve Alternatif Alanların Mevkii, Koordinatları, Yeri Tanıtıcı Bilgiler BÖLÜM III. PROJE YERİ VE ETKİ ALANININ MEVCUT ÇEVRESEL ÖZELLİKLERİ III. 1. Nüfus III. 2. Flora ve Fauna III. 3. Jeolojik ve Hidrojeolojik Özellikler ile Doğal Afet Durumu III. 4. Meteorolojik ve İklimsel Özellikler III. 5. Arazi Kullanım Durumu ve Toprak Özellikleri III. 6. Mülkiyet Durumu III. 7. Mimari ve Arkeolojik Miras, Peyzaj Özellikleri III. 8. Proje Alanının Hassasiyet Derecesi BÖLÜM IV. PROJENİN ÖNEMLİ ÇEVRESEL ETKİLERİ VE ALINACAK ÖNLEMLER IV.1. Önerilen Projenin Aşağıda Belirtilen Hususlardan Kaynaklanması Olası Etkilerinin Tanıtımı. (Bu Tanım Kısa, Orta, Uzun Vadeli, Sürekli, Geçici Ve Olumlu Olumsuz Etkileri İçermelidir) IV.2. Yatırımın Çevreye Olan Etkilerinin Değerlendirilmesinde Kullanılacak Tahmin Yöntemlerinin Genel Tanıtımı IV.3. Çevreye Olabilecek Olumsuz Etkilerin Azaltılması İçin Alınması Düşünülen Önlemlerin Tanıtımı V. HALKIN KATILIMI V.1. Projeden Etkilenmesi Olası Halkın Belirlenmesi ve Halkın Görüşlerinin ÇED Çalışmasına Yansıtılması İçin Önerilen Yöntemler V.2 Görüşlerine Başvurulması Öngörülen Diğer Taraflar V.3 Bu Konuda Verebileceği Diğer Bilgi ve Belgeler VI. YUKARIDA VERİLEN BAŞLIKLARA GÖRE TEMİN EDİLEN BİLGİLERİN TEKNİK OLMAYAN BİR ÖZETİ i

7 ŞEKİLLER DİZİNİ Şekil 1. Termik Santral İş Akım Şeması Şekil 2. Dünya Elektrik Üretiminde Enerji Kaynaklarının Payları (TWh) Şekil Yılı Türkiye Elektrik Enerjisi Üretiminin Birincil Enerji Kaynaklarına Göre Dağılımı Şekil 4. Elektrik Enerjisi Talep Tahminleri (Senaryo 1 Yüksek Talep) Şekil 5. Elektrik Enerjisi Talep Tahminleri (Senaryo 2 Düşük Talep) Şekil 6. Enerji Kaynaklarının Tahmin Edilen Ömürleri Şekil Yılı Dünya Kömür Rezervlerinin Ülkelere Göre Dağılımı (milyar ton) Şekil 8. Dünya Kömür Rezerv Payları Şekil Yılı Dünya Kömür Üretimleri (milyon ton) Şekil 10. Dünyada Linyit Kömürü Üretiminin Ülkelere Göre Dağılımı Şekil 11. Dünyada Taşkömürü Üretiminin Ülkelere Göre Dağılımı Şekil 12. Termal Taşkömürü Üretiminin Ülkelere Göre Dağılımı Şekil 13. Türkiye Taşkömürü Üretimleri Şekil 14. Türkiye Linyit Üretimleri Şekil 15. Türkiye Kömür İthalatı Şekil 16. Kömür Arzının Sektörlere Göre Tüketim Dağılımı Şekil 17. Klasik Tek Geçişli Dikey Süperkritik Buhar Jeneratörü Şekil 18. Tipik Islak Arıtma Baca Gazı Desülfürizasyon Sistemi Şekil 19. Demineralize Su Ünitesi İş Akış Şeması Şekil 20. Yer Bulduru Haritası Şekil 21. Proje Alanı Uydu Görüntüsü Şekil 22. Proje Alanı Fotoğrafları (1) Şekil 23. Proje Alanı Fotoğrafları (2) Şekil 24. Davis in Grid Sistemi Şekil 25. Türkiye Fitocoğrafik Bölgeleri Haritası (Davis P.H., Harper P.C. and Hege I.C. (eds.), Plant Life of South-West Asia. The Botanical Society of Edinburg Şekil 26. Proje Alanı Genel Stratigrafik Kesiti (Akbaş Vd., 2002) Şekil 27. Proje Alanı Genel Jeoloji Haritası (Akbaş Vd., 2002) Şekil 28. Bartın İli Deprem Haritası Şekil 29. Proje Alanı Ve Civarını Gösterir Diri Fay Haritası Şekil 30. Aylık Sıcaklık Dağılımı Şekil 31. Aylara Göre Ortalama Toplam Yağış Miktarı (mm) Şekil 32. Aylık Ortalama Nispi Nem Şekil 33. Sisli Günler Sayısı Ortalaması Şekil 34. Kar Yağışlı Günler Sayısı Şekil 35. Dolulu Günler Sayısı Ortalaması Şekil 36. Kırağılı Günler Sayısı Ortalaması Şekil 37. Toplam Orajlı Günler Sayısı Ortalaması Şekil 38. Maksimum Kar Kalınlığı Şekil 39. Toplam Orajlı Günler Sayısı Ortalaması Şekil 40. Esme Sayılarına Göre Yıllık Rüzgar Diyagramı Şekil 41. Esme Sayılarına Göre Mevsimlik Rüzgar Diyagramları Şekil 42. Esme Sayılarına Göre Rüzgar Diyagramları Şekil 43. Esme Sayılarına Göre Aylık Rüzgar Diyagramları Şekil 44. Ortalama Rüzgar Hızına Göre Yıllık Rüzgar Diyagramı ii

8 Şekil 45. Aylık Ortalama Rüzgar Hızı Dağılımı Şekil 46. Aylık Maksimum Rüzgar Hızı Dağılımı TABLOLAR DİZİNİ Tablo 1. Mevcut ve Genişletilmiş Alanlar Tablo 2. Kömürün Özellikleri (Amasra Taşkömürü Özellikleri) Tablo Yılı Türkiye Elektrik Enerjisi Üretimi-Tüketimi Tablo Yılı Türkiye Elektrik Enerjisi Üretiminin Birincil Enerji Kaynaklara Göre Dağılımı- 9 - Tablo Dönemini Kapsayan Enerji ve Puant Talepleri Tablo Yılı Tüketim Değerleri (GWh) Tablo 7. IX. Kalkınma Planı Hedefleri Tablo 8. Bazı Ülkelerde Kömürün Elektrik Üretimindeki Payı Tablo 9. Havzada Yapılan Rezerv Çalışmaları Tablo 10. Türkiye'de Yer Alan Kömüre Dayalı Santrallerin Kömür Tüketim Verileri Tablo 11. Jeneratör ile ilgili Teknik Veriler Tablo 12. Toz Emisyonu Kütlesel Debi Hesaplamalarında Kullanılacak Emisyon Faktörleri Tablo 13. Proje Alanı Koordinatları Tablo 14. Nüfus Sayımı Tablo 15. Sıcaklık Dağılımı Tablo 16. Yağış Dağılımı Tablo 17. Ortalama Nispi Nem Tablo 18. Sayılı Günler Dağılımı Tablo 19. Yönlere Göre Rüzgarın Esme Sayıları Tablo 20. Uzun Yıllar Yönlere Göre Ortalama Rüzgar Hızı Değerleri Tablo 21. Amasra Meteoroloji İstasyonu Ortalama Rüzgar Hızı, Maksimum Rüzgar Hızı ve Yönü Tablosu Tablo 22. Arazi Varlığı Tablosu Tablo 23. Sektör: Evsel Nitelikli Atık Sular Tablo 24. Sektör: Su Yumuşatma, Demineralizasyon ve Rejenerasyon, Aktif Karbon Yıkama ve Rejenerasyon Tesisleri (SKKY Tablo 20.7) Tablo 25. Sektör: Kömür Hazırlama, İşleme ve Enerji Üretme Tesisleri (Termik Santraller ve Benzerleri) (SKKY, Tablo 9.3) Tablo 26. Sektör: Kömür Hazırlama, İşleme ve Enerji Üretme Tesisleri (Kapalı Devre Çalışan Endüstriyel Soğutma Suları) (SKKY, Tablo Tablo 9.7) Tablo 27. Derin Deniz Deşarjları İçin Uygulanacak Kriterler Tablo 28. Katı Yakıtlı Yakma Tesislerinde Emisyon Sınır Değerleri Tablo 29. Şantiye Alanı İçin Çevresel Gürültü Sınır Değerleri Tablo 30. Endüstri Tesisleri İçin Çevresel Gürültü Sınır Değerleri (Ek-7, Tablo 4) iii

9 KISALTMALAR BGD : Baca Gazı Desülfürizasyon Bkz : Bakınız BOİ : Biyolojik Oksijen İhtiyacı ÇED : Çevresel Etki Değerlendirmesi db : Desibel DeNOx : Azot Oksit Giderim Ünitesi DSİ : Devlet Su İşleri DPT : Devlet Planlama Teşkilatı EİE : Elektrik İşleri Etüt İdaresi EPDK : Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu ER : Erişim Numarası ERL : Avrupa Kırmızı Listesi (European Red List) Km : Kilometre Km 2 : Kilometrekare KOİ : Kimyasal Oksijen İhtiyacı Kw : Kilovat kwh : Kilovat Saat MİGEM : Maden İşleri Genel Müdürlüğü MTA : Maden Teknik Arama MW : Megavat MWe : Elektriksel Megavatt (Elektriksel Güç) Mt : Milyonton Mtoe : Petrol Eşdeğeri Milyonton m : Metre m 3 mmss : Metreküp : Mili Metre Su Sütunu R. G. : Resmi Gazete SCR : Seçici Katalitik Reaktör (Selective Catalytic Reactor) SKKY : Su Kirliliği Kontrolü Yönetmeliği STH : Standart Topoğrafik Harita TCMB : Türkiye Cumhuriyeti Merkez Bankası TCEM : Türkiye Cumhuriyeti Ekonomi Bankası TEİAŞ : Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi TKİ : Türkiye Kömür İşletmeleri TTK : Türkiye Taşkömürü Kurumu TM : Trafo Merkezi TUBİVES : Türkiye Bitkileri Veri Serisi TUBİTAK : Türkiye Bilimsel ve Teknolojik Araştırma Kurumu IUCN : Uluslararası Doğa Koruma Birliği (International Union for Conservation of Nature) iv

10 EKLER EK-1: RESMİ BELGELER - Lisans - (mülga) Bartın İl Çevre ve Orman Müdürlüğü'nün Yazısı - Amasra Termik Santralı Yapılabilirlik Raporunda İncelenen Santral Alanını Gösterir Vaziyet Planı (TEK, 1988) Numaralı II (A) Grubu İşletme Ruhsatı EK-2:1/ ÖLÇEKLİ TOPOGRAFİK HARİTA EK-3. ZONGULDAK-BARTIN-KARABÜK PLANLAMA BÖLGESİ 1/ ÖLÇEKLİ ÇEVRE DÜZENİ PLANI EK-4. SANTRAL VAZİYET PLANI EK-5. METEOROLOJİK BÜLTEN EK-6. RAMBLE RAPORU v

11 BÖLÜM I. PROJENİN TANIMI VE GAYESİ I.1. Proje Konusu Yatırımın Tanımı, Ömrü, Hizmet Maksatları, Önem ve Gerekliliği I.1.a. Proje Konusu Yatırımın Tanımı, Ömrü Batı Karadeniz Elektrik Üretim A.Ş. tarafından Bartın İli, Amasra İlçesi, Gömü Köyü sınırları içerisinde, Kızçıkan Koyu ve Akçukur Koyu Mevkiinde 1320 MW (2 x 660 MW) (2983 MWt) kurulu gücünde Batı Karadeniz Entegre (Kalker Ocağı ve Kül Depolama Sahaları) Termik Santrali Projesi planlanmaktadır. Ayrıca proje kapsamında baca gazı desülfürizasyonunda ihtiyaç duyulacak kireç taşının temini amacıyla Hema Entegre Termik Santrali ÇED Başvuru Dosyası nda öngörülen işletme ruhsatlı Kalker (Kireçtaşı) Ocakları ile Santral Alanı sınırları içerisinde bulunan Maden İşleri Genel Müdürlüğü (MİGEM) tarafından; II-A Grubu Ruhsat Numarası ile ruhsatlandırılmış (Ek 2) Ocağın işletilmesi planlanmaktadır. Ayrıca kazanda kömür yakılmasından kaynaklı meydana gelecek kazan altı kül+uçucu küllerin depolanması amacıyla Hema Entegre Termik Santrali Projesi kapsamında öngörülen 5 adet kül depolama sahasının genişletilerek kullanılması planlanmaktadır. Hema Entegre Termik Santrali Projesinde planlanan ve bu alanlarda genişletme yapılması planlanan alanlar Ek-2 Topoğrafik Haritada ve Tablo 1 de gösterilmektedir. Tablo 1. Hema Entegre Termik Santrali Projesinde Planlanan ve Genişletilmiş Alanlar Depolama Sahası Hema Entegre Termik Santrali Projesinde Planlanan Alanlar Planlanan Alan (Toplam) Saha ,078 m ,157 m 2 Saha ,379 m ,954 m 2 Saha ,839 m ,224 m 2 Saha ,374 m ,154m 2 Saha ,068 m ,005 m 2 Kızçıkan ve Akçukur Koyu Mevkiinde planlanan Batı Karadeniz Entegre Termik Santrali Projesi için T.C. Enerji Piyasası Düzenleme Kurumuna (EPDK) lisans başvurusu yapılmıştır (Bkz. Ek-1: Resmi Belgeler). Söz konusu proje kapsamında planlanan tesislerin tarih ve sayılı Resmi Gazete de yayınlanarak yürürlüğe giren Çevresel Etki Değerlendirmesi Yönetmeliği ndeki yerleri, - Batı Karadeniz Elektrik Üretim A.Ş. tarafından yapılması ve işletilmesi planlanan Batı Karadeniz Entegre Termik Santrali Projesi; tarih ve sayılı ÇED Yönetmeliği EK-I Çevresel Etki Değerlendirmesi Uygulanacak Projeler Listesi'nde 2(a).Madde de belirtilen "Toplam ısıl gücü 300 MWt (Megawatt termal) ve daha fazla olan termik güç santralleri ile diğer yakma sistemleri" - Proje kapsamında işletilmesi planlan kalker (kireçtaşı) sahaları tarih ve sayılı ÇED Yönetmeliğinde, Ek-1 ÇED Uygulanacak Projeler Listesinde, Madde 28. "Madencilik projeleri; a) 25 hektar ve üzeri çalışma alanında (kazı ve döküm alanı toplamı olarak) açık işletmeler - Kül depolama sahası ise tarih ve sayılı ÇED Yönetmeliğinde Ek-1 ÇED Uygulanacak Projeler Listesinde Madde 12 "Günlük kapasitesi 100 ton ve üzeri atıkların yakılması (oksitlenme yoluyla yakma, piroliz, gazlaştırma veya plazma vb. termal bertaraf işlemleri), belediye atıkları hariç olmak üzere alanı 10 hektardan büyük ve/veya hedef yılı da dahil günlük 100 ton ve üzeri olan atıkların ara işleme tabi tutulması ve düzenli depolanması için kurulacak tesisler." 1

12 kapsamında değerlendirilmiştir. Bu doğrultuda söz konusu entegre proje için ÇED Başvuru Dosyası hazırlanmıştır. Yatırımı planlanan Batı Karadeniz Entegre Termik Santralinde yakıt olarak taşkömürü kullanılacaktır. Tesiste kullanılacak taşkömürü; yatırımcı firmanın da bağlı olduğu Hattat Holding Grubu Şirketi olan Hattat Enerji ve Maden Tic. A.Ş.nin 1 Türkiye Taşkömürü Kurumu (TTK) ile yapılan rödövans anlaşması çerçevesinde taşkömürü çıkartma hakkı elde edilmiş olduğu sahadan (Amasra-B Sahası) temin edilecektir yılında TTK ile Hattat Enerji ve Maden Tic. A.Ş. arasında imzalanan anlaşma sonucu, Bartın ili, Amasra ilçesi sınırlarında söz konusu Amasra-B Sahasının işletilmesi için ruhsat uhdesi TTK bünyesinde kalmak şartıyla rödevans karşılığında süreli olarak Hattat Enerji ve Maden Tic. A.Ş. ye transfer edilmiştir. İşletme izni verilen toplam 50 km 2 büyüklüğündeki Maden Sahası nın yer teslimi Mayıs 2006 da gerçekleştirilmiştir. Projenin ilk aşaması, 8 metre çapında ve metre derinliğinde, sırasıyla Gömü Köyü, Kazpınarı Köyü ve Amasra İlçesi yakınlarında üç adet kuyunun açılması işlemleri ile tamamlanmıştır. Proje nin ikinci aşamasına geçilmiş ve yeraltındaki kuyuları birbirine bağlayan galeriler açılmaya başlanmıştır. Rödövans anlaşması çerçevesinde, Hattat Enerji ve Maden A.Ş.'nin taşkömürü çıkarma hakkı elde ettiği sahada açtığı üç adet (Gömü Kuyu-1, Kazpınarı Kuyu-2 ve Amasra- 3 Nolu Kuyu) Kuyu yeri Ek-2'de verilen 1/ ölçekli Topoğrafik haritada verilmiştir. Harita'dan da görüleceği üzere Kuyu-1 santral alanına 70 m mesafede yer almaktadır. Bölgede çeşitli kurumlar tarafından arama ve rezerv tespit çalışmaları yapılmıştır yılında havzanın TTK tarafından bilinen kömür varlığı 117 milyon tondur. Bu yıldan sonra MTA ve Hattat Enerji ve Maden A.Ş. tarafından yapılan sondajlarla sahanın kömür rezervinin arttığı tespit edilmiştir. Tarihler ve kurumlar itibarıyla yapılan çalışmalar ilerleyen bölümde Tablo 8'de verilmiştir. Hattat Enerji ve Maden A.Ş. den alınan bilgilere göre tespit edilen görünür rezerv miktarı, şu ana kadar sahada yapılan sondajlar neticesinde yaklaşık 600 Mt (Milyonton) olarak öngörülmektedir. Yeraltı kömür işletmesi, yatırımcı firmanın da bağlı olduğu Hattat Holding Grubu Şirketi olan Hattat Enerji ve Maden A.Ş.'nin sorumluluğundadır. Amasra-B sahası kömür işletme ruhsatı 1993 yılı öncesi ait olduğu için Amasra B Bölgesinden yeraltı kömür işletme faaliyetleri ÇED Yönetmeliği kapsamı dışında yer almaktadır. Konuya ilişkin mülga Bartın İl Çevre ve Orman Müdürlüğü nün tarih ve 1378 sayılı yazısı EK-1'de Resmi Belgelerde verilmiştir. Santralde kullanılacak olan taşkömürünün kalorifik değeri (+/- 200) kcal/kg civarında olacaktır. Santralde kullanılacak kömürün özellikleri Tablo 2'de verilmiştir. Tablo 2. Kömürün Özellikleri (Amasra Taşkömürü Özellikleri) Açıklama Birim Değer Nem % ağırlığa göre 5-11 Sabit Karbon % ağırlığa göre Kül % ağırlığa göre Uçucu madde % ağırlığa göre Total Kükürt % ağırlığa göre 0,6-1,0 Yakılabilen Sülfür % ağırlığa göre 0,3-0,7 Kaynak. Hattat Enerji ve Maden Tic. A.Ş. 1 Rödevans anlaşması imzalandığında Hema Endüstri A.Ş. olan firma adı tarih ve 8134 sayılı Türkiye Ticaret Sicili Gazetesi ile Hattat Enerji ve Maden Tic. A.Ş. olarak değişmiştir. 2

13 Santralde üretim faaliyetleri sırasında her iki ünitede toplam 458 ton/saat ( ton/yıl) kömür, 25,5 ton/saat ( ton/yıl) kireçtaşı ve ton/saat su (soğutma suyu, make-up suyu, diğer proses suları) kullanılması öngörülmektedir. Termik santral soğutma suyu, kazan besleme suyu (make-up) ve diğer proses suları Karadeniz'den temin edilecektir. Santralde kömür yakma teknolojisi olarak temiz kömür yakma teknolojileri olarak bilinen Süperkritik veya Ultra Süperkritik Pülverize Kömür Teknolojisi kullanılacaktır. Pülverize teknolojisi Avrupa Birliği nin (AB) Entegre Kirlilik Önleme ve Kontrol Yönetmeliği için 2006 yılında yayınlanan referans dokümanda (European Integrated Pollution Prevention and Control Reference Document on Best Available Techniques for Large Combustion Plants July, 2006) büyük yakma tesisleri kapsamında kömürden elektrik üretimi için önerilen en iyi mevcut tekniklerdir (best available techniques). Söz konusu yönetmeliğin hukuki dayanağı çevrenin korunmasıdır. Yönetmeliğin 2(11) maddesinde en iyi mevcut teknikler emisyon sınır değerlerine baz olacak şekilde ve bu prensibin uygulanamadığı durumlarda emisyonları ve çevreye etkiyi azaltacak şekilde tasarlanmış ve pratikte uygulanabilen en etkin ve ileri teknikler olarak tanımlanmıştır. Aynı maddede, mevcut teknik terimi ile elektrik üretiminde ekonomik ve teknik olarak uygulanabilir kapasiteye ulaşmış teknikler, en iyi terimi ile de çevrenin bir bütün olarak en üst seviyede korunmasını sağlayacak en etkili teknikler olarak tanımlanmıştır. Bu bağlamda santralin işletilmesi aşamasında; Pülverize teknolojisinin seçilmesiyle IPPC - Entegre Kirlilik Önleme ve Kontrol Direktifi (2008/01/EC) ile 6 sektörel Direktif, Büyük Yakma Tesisleri Direktifi (2001/80/EC) ile bu direktiflerin birleştirildiği tarihinde yayımlanmış, tarihinde yürürlüğe girmiş olan Endüstriyel Emisyonlar Direktifi (2010/75/EC) dikkate alınarak Mevcut En İyi Teknikler (BAT) kullanımı sağlanmış olacaktır. Günümüzde kömürden elektrik üretimi için önerilen en iyi mevcut teknik pülverize kömür yakma teknolojisidir. Pülverize kömür yakma sisteminde, kömür önce kırıcıdan sonra öğütücülerden geçirilerek toz haline getirilir. Taşkömür için öğütülen kömürün % 2 den az bir kısmı 300 mikronun üstünde, % i ise 75 mikronun altında kalır. Toz haline getirilmiş olan bu kömür daha sonra yüksek sıcaklıklarda yakılacağı kazana püskürtülür. Taneciklerin kazanda kalış süreleri 2-5 saniye arasındadır ve bu zaman zarfında parçacıkların tamamen yanması için yeterince küçük olmaları gerekmektedir. Öğütülmüş kömür yanma havasının bir kısmıyla birlikte kazana düşük-nox brülörleri ile beslenir. Brülörlere ikincil ya da üçüncül hava da verilebilir. Düşük-NOx brülörü yakıt/hava karışımını brülörde ayarlayabilen ve bu sayede brülörde oluşan alevin sıcaklığını ve dolayısıyla NOx oluş umunu azaltabilen brülördür. Yanma sonucu oluşan sıcak gazların ısı enerjisi, kazanda sirküle edilen su buhar çevrimine aktarılır. Buhar kazanından elde edilen yüksek basınç ve sıcaklıktaki buhar, konvansiyonel bir buhar türbininden geçirilerek türbine akuple Jeneratörün elektrik üretmesini sağlayacaktır. Türbinde iş gören buhar kondenserde yoğunlaştırılarak yeniden yüksek basınç ve sıcaklıkta buhar üretimini gerçekleştirmek üzere kazana gönderilecektir. Termik Santral İş Akım Şeması Şekil-1'de verilmiştir. Türbinde iş gören buharın tekrar kazana gönderilmek üzere kondenserdeki yoğunlaştırma işlemi denizden alınacak soğutma suyu ile yapılacaktır. Santral soğutma suyu (kondenser ve diğer kapalı çevrim soğutma suları) miktarı ton/saat'tir. Kazan suyu ve diğer kullanımlar için toplam su ihtiyacı ile beraber bu değer toplam ton/saat civarına ulaşacaktır. Santralın ihtiyacı olan soğutma suyu denizden sağlanacak ve santralda kullanıldıktan sonra tekrar denize deşarj edilecektir. Soğutma suyu alma ve deşarj hattına ilişkin detay bilgi ÇED Raporunda verilecektir. 3

14 Taze Hava Fanı Elektrostatik Filtre Şekil 1. Termik Santral İş Akım Şeması 4

15 Yanma sonucu oluşan gazların içerdiği uçucu küllerin, atmosfere atılarak çevre kirliliğine neden olmasını önlemek için yüksek verimli ''Elektrostatik Filtreler" kullanılacaktır. Önerilen santralde, kömür yakıldığında oluşacak SO 2 konsantrasyonunu Büyük Yakma Tesisleri Yönetmeliği''inde belirlenen sınır değerlerin altına çekebilmek için iki adet Baca Gazı Desülfürizasyon (BGD) tesisinin kurulması planlanmıştır. Proje kapsamında baca gazı desülfürizasyonunda (baca gazındaki kükürtü giderme) kireçtaşı kullanılacaktır. Proseste kullanılacak kireçtaşı; Hema Entegre Termik Santrali ÇED Başvuru Dosyası nda öngörülen işletme ruhsatlı Kalker (Kireçtaşı) Ocakları ile Santral Alanı sınırları içerisinde bulunan Maden İşleri Genel Müdürlüğü (MİGEM) tarafından; II-A Grubu Ruhsat Numarası ile ruhsatlandırılmış (Ek 2) Ocağın işletilmesi planlanmaktadır. Kireçtaşı ocaklarında üretim işlemleri açık işletme yöntemiyle gerçekleştirilecek olup, malzeme alımı sırasında patlatma yapılacaktır. Ocak sahalarında yapılacak patlatma paterni ÇED Raporunda verilecektir. Kireçtaşı sahalarından alınacak malzemeler, ocak sahası içerisinde kurulacak olan kırma-eleme tesisinde kırılıp elendikten sonra termik santrale nakledilecektir. BGD ünitesinde deniz suyunun kullanılması da önerilmekte olup, konuyla ilgili teknik çalışmalar halen devam etmektedir. ÇED Raporunda BGD ünitesinde deniz suyunun kullanılıp kullanılmayacağı netleştirilecektir. BGD Tesisinde 25,5 ton/saat kireçtaşı (yılda 7400 saat çalışma esasına göre yılda ton) kullanılacağı öngörülmektedir. BGD ünitesinin atık ürünü (alçıtaşı) susuzlaştırılarak alçıpan üretimi yapan fabrikalara değerlendirmek üzere satılacaktır. Santralde baca gazındaki NOx emisyonlarının da yönetmelik sınır değerlerin altında kalması için low NOx brülörler kullanılacak ve kazan ön hava ısıtıcısı ve ekonomizer arasına Baca Gazı Azot Oksitleri Giderme sistemi-deno x (SCR- Selective Catalytic Reactor) yerleştirilecektir.. Yanma işlemi sonucunda oluşan atık gaz, elektrostatik filtre ve BGD ve SCR tesisinden geçirilmek suretiyle bacadan atmosfere salınacaktır. Baca yüksekliği ÇED Raporu kapsamında yapılacak olan Hava Kalitesi Dağılım Modellemesi sonucuna göre dizayn edilecektir. Santralın işletilmesi sırasında yakma sonucunda oluşan uçucu ve kazan altı külü çimento, hazır beton, briket, ateş tuğlası ve sanayi gibi değişik sektörlerde kullanılabilmektedir. Bu bağlamda Batı Karadeniz Entegre Termik Santralinden kaynaklı küllerin geri dönüşümü sağlanmaya çalışılacak olup; yanma sonucunda oluşan külün; bahsedilen konularda kullanılmak üzere ilgili sektörlere satışı yapılacaktır. Kömürün yanması sonucu oluşacak külün geri kazanımı için çimento, briket, tuğla fabrikalarına gönderilinceye kadar geçici olarak kül silolarında depolanacaktır. Külün ekonomik olarak yukarıdaki şekilde ifade edildiği gibi yerüstünde değerlendirilmesinin yanı sıra yeraltında yapılacak hazırlık ve üretim sonucu oluşacak olan boşluklara dolgu (ramble) malzemesi olarak kullanılması da planlanmaktadır. Konu ile ilgili İTÜ Maden Mühendisliği Fakültesi tarafından yapılan çalışmada Amasra B Kömür sahasında kömür üretim faaliyetleri sonucu boşalan yeraltı galerilerinde ramble malzemesi olarak kullanılabileceği ortaya koyulmuştur. Yapılan çalışmada Amasra B sahası Batı ve Doğu panolarında Toplam m 3 dolgu yapılması gerektiği ve yıllık ton kömür üretimi için m 3 külün ramble malzemesi olarak kullanılması gerektiği ortaya konmuştur. Külün yoğunluğu 0,88 1,44 ton/m 3 arasında değişmektedir. Ortalama yoğunluk 1,2 (taban külü de katılmış) olarak alınırsa x 1, ton santral külü mekanize uzun ayaklarda ramble malzemesi olarak kullanılacaktır. Bu rakam sadece bir kat için verilmiştir. Bu katta üretim tamamlandıktan sonra alt katlarda üretim devam edecektir. 5

16 Santralden kaynaklı küllerin satışının yapılması ve ramble malzemesi olarak kullanımından sonra arta kalan kül olması durumu ve acil/ beklenmedik durumlar göz önünde bulundurularak proje kapsamında küllerin yerüstünde depolanması amacıyla tarih ve sayılı Resmi Gazete de yayımlanarak yürürlüğe giren Atıkların Düzenli Depolanmasına Dair Yönetmelik hükümlerine göre kül depolama alanı dizayn edilecektir. Ayrıca aynı şekilde en kötü senaryo göz önüne alınarak BGD ünitesinden kaynaklı alçıtaşının ekonomik olarak değerlendirilmemesi durumunda, alçıtaşı da kül depolama sahasında depolanacaktır. Kül ve/veya alçıtaşı depolama alanı için Hema Entegre Termik Santrali Projesi kapsamında öngörülen 5 adet kül depolama sahasının genişletilerek kullanılması planlanmaktadır. Mevcut ve genişletilmiş alanlar Ek-2 Topoğrafik Haritada gösterilmektedir. Proje kapsamında önerilen beş adet kül ve/veya alçıtaşı depolama sahası için avan proje çalışmaları devam etmekte olup, ÇED Sürecinde avan proje çalışmaları tamamlanarak hangi saha ve/veya sahaların kül ve/veya alçıtaşı depolama sahası olarak kullanılacağı belirlenecektir. Batı Karadeniz Entegre Termik Santralin işletilmesiyle birlikte yıllık üretilecek brüt enerji miktarı kwh/yıl (9.768 GWh/yıl) mertebesinde olacaktır. Proje kapsamında üretilecek enerji, TEİAŞ ile yapılacak bağlantı anlaşmasına göre ulusal enterkonnekte sisteme bağlanacaktır. Batı Karadeniz Entegre Termik Santrali iletim hattı projesi bu rapor kapsamında incelenmemiş olup, ÇED yönetmeliği hükümlerince daha sonra TEİAŞ'ın uhdesinde olan Enerji İletim Hattı (EİH) Projesi için PTD ve/veya ÇED Raporu TEİAŞ tarafından hazırlatılacak, istimlak ve tesisi TEAİŞ tarafından yaptırılacaktır. Batı Karadeniz Entegre Termik Santral Projesi; tarihli ve sayılı Resmi Gazete de yayımlanan, Çevre Kanununca Alınması Gereken İzin ve Lisanslar Hakkında Yönetmeliğin Ek-1 Çevreye Kirletici Etkisi Yüksek Olan Faaliyetler listesinde Madde "Katı ve sıvı yakıtlı tesislerden toplam yakma sistemi ısıl gücü 100 MW veya daha fazla olan tesisler" sınıfında yer almaktadır. Bu nedenle santral işletmeye geçtiğinde tesis için Çevre İzni alınacaktır. Batı Karadeniz Entegre Termik Santral Projesinin inşaatı aşamasında yaklaşık kişinin (inşaat faaliyetlerinin en yoğun olduğu dönemde) çalıştırılması planlanmaktadır. İşletme aşamasında ise santralde yaklaşık 500 kişinin, proje kapsamında işletilmesi planlanan kalker (kireçtaşı) malzeme ocağında 15 kişinin çalıştırılması planlanmaktadır. Proje inşaat aşaması 4 yıl sürecek olup, projenin ekonomik ömrü 30 yıldır. Ancak modernizasyon ve teknolojik yenilemelerle santralin ekonomik ömrü uzatılabilecektir. Santral işletmeye geçtiğinde, yılda 7400 saat işletmede olacağı öngörülmektedir. Faaliyet sahibinin bölgedeki diğer projeleri ile beraber değerlendirildiğinde ise toplam olarak yaklaşık kişinin söz konusu projelerde çalışacağı öngörülmektedir. 6

17 I.1.b. Projenin Hizmet Amaçları Önemi ve Gerekliliği Dünya ve Türkiye'de Enerji Kaynakları ve Elektrik Enerji Üretimi Enerji ve bu çerçevede elektrik enerjisi tüketimi, ekonomik gelişmenin ve sosyal refahın önemli bir göstergesidir. Kullanım kolaylığı, istenildiği anda diğer enerji türlerine dönüştürülebilmesi ve günlük hayattaki yaygınlığından dolayı bir ülkede fert başına enerji tüketimi, o ülkenin milli gelir seviyesinin ve dolayısıyla da kalkınma ve yaşam standardının bir göstergesi olarak kabul edilmektedir yılında Türkiye de kişi başına yıllık elektrik tüketimi kwh (kilovatt saat) iken, dünya ortalaması kwh, gelişmiş ülkelerde kwh, ABD'de ise kwh civarındaydı. Ülkemizin ekonomik ve sosyal bakımdan kalkınmasının sağlanması için endüstrileşme bir hedef olduğuna göre bu endüstrinin ve diğer kullanıcı kesimlerin ihtiyacı olan enerjinin, yerinde, zamanında ve güvenilir bir şekilde karşılanması gerekmektedir. Ancak, artan enerji fiyatları, dünya enerji talebindeki artış, hızla tükenmekte olan fosil yakıtlara bağımlılığın yakın gelecekte devam edecek olması, yeni enerji teknolojileri alanındaki gelişmelerin artan talebi karşılayabilecek ticari gelişimden henüz uzak oluşu, ülkelerin enerji arz güvenliği konusundaki kaygılarını her geçen gün daha da artırmaktadır yıllarında yaşanan küresel mali kriz enerji talebi üzerinde geçici bir daralma yaratmış olmakla birlikte, orta ve uzun vadede, dünyadaki nüfus artışı, sanayileşme ve kentleşme, doğal kaynaklara ve enerjiye olan talebi önemli ölçüde arttırmaktadır. Yapılan projeksiyon çalışmaları, mevcut enerji politikalarının devamı halinde, 2035 yılında dünya enerji talebinin, ortalama yıllık %1,4 lük artışlarla, 2008 yılına göre % 47 (12,271 Mtoe den 18,048 Mtoe ye) daha fazla olacağına işaret etmektedir. Talep artışının yüzde 89,7 sinin, döneminde ekonomik büyüme oranları yüksek (yıllık ortalama %4,6) öngörülen ve hızlı nüfus artış oranına sahip İktisadi İşbirliği ve Kalkınma Örgütü (OECD- Organisation for Economic Co-operation and Development) dışı ülkelerde (özellikle Çin ve Hindistan da), yıllık ortalama %2,2'lik bir değerle, oluşacağı hesaplanmaktadır. Aynı dönemde yıllık gayrisafi yurt içi hasıla (GSYH) artış ortalaması %1,8 olarak öngörülen OECD ülkelerinde ise yıllık ortalama %0,3 lük artışlar beklenmektedir yılları arasında Çin in, dünyanın en fazla enerji tüketen ülkesi konumunda olacağı, 2035 yılında Hindistan ın sırasıyla Çin, ABD ve Avrupa Birliği nin ardından dördüncü büyük enerji tüketicisi olması beklenmektedir. Söz konusu dört büyük tüketici, 2035 yılına gelindiğinde dünya toplam enerji arzının %55 ini tüketmekte olacaktır. Bu talep artışının sürdürülebilir koşullarda karşılanabilmesi için ise enerji sektöründe yaklaşık 33 trilyon ABD Doları (2009 rakamlarıyla) değerinde yatırım yapılmasına ihtiyaç duyulduğu hesaplanmaktadır. Tüm dünyada son 25 yılda, özellikle elektrik enerjisine talebin yoğunlaştığı gözlemlenmektedir. Elektriğin 2035 yılına kadar en hızlı büyüyen (%2,5) son-kullanıcı enerji formu olması, nihai enerji tüketimindeki payının 2008'deki %17 düzeyinden 2020'de %20'ye, 2035'te ise %23'e çıkması beklenmektedir. Ancak elektrik sektörü de 2009 yılında finansal zorluklar ve zayıf talep sebebiyle ciddi şekilde etkilenmiştir. Yüzde ikiye yakın gerçekleşen talep düşüşü, İkinci Dünya Savaşı'ndan bu yana görülen en büyük yıllık azalmaya işaret etmektedir (EÜAŞ, 2010, 2011). Uluslararası Enerji Ajansı tarafından hazırlanan senaryo çalışmasına göre (WEO, 2011) elektrik üretiminin, TWh'ye ve 2035'de de TWh'ye yükselmesi beklenmektedir. Bu rakamlar döneminde %96,4'lük artışa işaret etmektedir. Benzer şekilde, ABD Enerji Bilgi İdaresi olan EIA tarafından hazırlanan Referans Senaryo Çalışması'na (IEO, 2011) göre ise 2008'de TWh olan elektrik üretiminin 2020'de TWh'ye yükselmesi beklenmektedir. 7

18 döneminde ise toplam %84,3 üik bir artışla (yıllık %2,3 lük artışlarla), 2035'de üretimin TWh'ye yükseleceği hesaplanmaktadır (EÜAŞ, 2011). Özellikle gelişmekte olan ülkelerde görülen büyük ekonomik gelişmeler elektrik talebinin de bu ülkelerde artmasına sebep olmaktadır. Kişi başına gelirin artmasıyla yaşam standartları artmakta, bu da endüstri, aydınlatma ve ev aletleri için olan elektrik talebini arttırmaktadır. Tüm dünyada elektrik enerjisi kurulu güç kapasitesinin 2035 yılına kadar brüt GW artması beklenmektedir. Bu bağlamda elektrik sektörünün, Uluslararası Enerji Ajansı tarafından hazırlanan Yeni Politikalar Senaryosu'na göre döneminde yapılması beklenen 32,8 trilyon dolarlık enerji yatırımlarındaki payının tek başına 16,6 trilyon dolar (2009 rakamlarıyla) olacağı öngörülmektedir. Geriye kalan 8 trilyon dolarlık yatırımın petrol, 7,1 trilyon dolarlık yatırımın doğalgaz ve 0,7 trilyon dolarlık yatırımın ise kömür sektöründe yapılacağı hesaplanmaktadır. Bu yatırımların %64'ünün, talep ve üretimin en hızlı arttığı OECD-dışı ülkelerde (tek başına Çin 5,1 trilyon dolar) yapılması beklenmektedir (EÜAŞ, 2010). Enerji kaynakları açısından incelendiğinde, birincil enerji arzında, petrol, doğalgaz ve kömürden oluşan fosil kaynaklı yakıtların ağırlıklı konumunun önümüzdeki yıllarda da devam etmesi beklenmekte ve enerji talebindeki artışın ( dönemi) yüzde 75,7 lik bölümünün bu kaynaklardan karşılanması öngörülmektedir. Biyokütle ve çöp için bu oran %8,5, diğer yenilenebilirler için %6,6, nükleer için %6,4, hidrolik için ise %2,8 dir yılında birincil enerji arzındaki en büyük paya (%29,8) sahip olacağı hesaplanan petrolün, 2030 ve 2035 yıllarında ilk sıradaki yerini kömüre (sırasıyla %29,1 ve %29,3) bırakacağı düşünülmektedir. Doğalgazın ise elektrik üretimindeki payını koruması (yaklaşık %21,4) beklenmektedir döneminde elektrik üretiminde ise kömür ve doğalgazın en önemli kaynaklar olmaya devam edeceği, kömürün payının %41'den %42,8 e, doğalgazın payının %21,3 ten %21,7 ye yükseleceği; petrolün payının ise %5,5 den %1,6 ya, hidroliğin payının %15,9 dan %13,3 e, nükleerin payının da %13,5 den %10,8 e düşeceği öngörülmektedir. En büyük yüzdelik artış ise rüzgârda beklenmektedir. Aynı dönemde rüzgârın %1,1 lik payının %5'e yükseleceği öngörülmektedir (EÜAŞ, 2010). Uluslararası Enerji Ajansı tarafından belirtilen Dünya elektrik üretiminin kaynaklara göre dağılımı Şekil 2'de verilmiştir. Kaynak: U.S. Energy Information Administration / Annual Energy Outlook 2010 Şekil 2. Dünya Elektrik Üretiminde Enerji Kaynaklarının Payları (TWh) 8

19 TEİAŞ tarafından yayımlanan 2011 Yılı Faaliyet Raporu na göre, 2011 yılı Türkiye elektrik enerjisi üretimi bir önceki yıla göre % 8,6 ya karşılık gelen ,4 milyon kwh artış ile ,1 milyon kwh, tüketimi ise yine % 9,4 e karşılık gelen ,4 milyon kwh artış ile ,3 milyon kwh olmuştur. Aynı rapora göre, 2011 yılında üretilen elektriğin %74,8 i termik (taşkömürü, linyit, fuel oil, doğal gaz, LPG, nafta ve diğerleri), %22,8 hidrolik ve %2,40'ü jeotermal ve rüzgâr santrallarından sağlanmıştır yılı için elektrik enerjisi üretim miktarları Tablo 3 de ve elektrik enerjisi üretim kaynaklarına göre dağılımı Tablo 4 de verilmiştir. Tablo Yılı Türkiye Elektrik Enerjisi Üretimi-Tüketimi Enerji Artış Kaynakları GWSaat % GWSaat % % Termik ,6 73, ,3 74,8 10,1 Hidrolik ,5 24, ,6 22,8 1,0 Jeo+Rüzgar 3.584,6 1, ,2 2,4 51,2 Toplam ,7 100, , ,6 Dış Alım 1.143, ,8 Dış Satış 1.917, ,6 Brüt Tüketim , ,3 9,4 Kaynak: TEİAŞ 2011 Faaliyet Raporu Tablo Yılı Türkiye Elektrik Enerjisi Üretiminin Birincil Enerji Kaynaklara Göre Dağılımı Enerji Artış Kaynakları GWSaat % GWSaat % % Kömür ,4 26, ,9 28,9 20,3 Sıvı Yakıtlar 2.180,0 1,0 903,6 0,4-58,6 Doğal Gaz ,7 46, ,6 45,49 6,0 Yenilenebilir 457,5 0,2 469,2 0,2 2,6 ve Atık Hidrolik ,5 24, ,6 22,8 1 Jeo+Rüzgar 3.584,6 1, ,2 2,4 51,2 Toplam ,7 100, ,1 100,0 8,6 Kaynak: TEİAŞ 2011 Faaliyet Raporu Tablo 4 den de görüleceği üzere Ülkemizde kömür yakıtının elektrik üretimindeki payı 2010 yılında %26,1, 2011 yılında ise %28,9 olmuştur. 9

20 Kaynak: TEİAŞ 2011 Faaliyet Raporu Şekil Yılı Türkiye Elektrik Enerjisi Üretiminin Birincil Enerji Kaynaklarına Göre Dağılımı TEİAŞ tarafından dönemini kapsayan Kapasite Projeksiyonu 2008 yılı sonunda yaşanmaya başlanan ekonomik krizin elektrik enerjisi talebine etkisi ve gerçekleşen tüketim değerleri dikkate alınarak revize edilen talep serileri kullanılmıştır dönemini kapsayan Üretim Kapasite Projeksiyon çalışmasında ETKB tarafından, yılın ilk 5 ayındaki gerçekleşmeler de dikkate alınarak, makro ekonomik hedeflere uygun olarak Haziran 2011 de yapılan model çalışması sonucunda elde edilen Yüksek ve Düşük Talep tahmin serileri kullanılmıştır. Talep serileri belirlenirken; 2011 yılında her iki talep serisi için de bu yılın ilk 5 ayında gerçekleşen talep artışları doğrultusunda revize edilen tüketim tahminleri alınmış, sonraki yıllarda ise yüksek talep serisinde ortalama %7.5, düşük talep serisinde ise %6.5 olarak gelişen ETKB tarafından hesaplanan talep serileri kullanılmıştır. Ayrıca bu dönem için yük eğrisi karakteristiğinin değişmeyeceği kabulü ile puant yük serileri elde edilmiştir (Bkz. Tablo.5, Şekil 4, Şekil 5). 10

21 2010 yılında en yüksek tüketimin olduğu günde puant talep MW olarak gerçekleşmiştir. TEİAŞ verilerine göre Türkiye'de 27 Temmuz 2012 günü 799 milyon kwh lik elektrik tüketimine ulaşılmıştır. Bu dönemde saat 11'de en yüksek puant yükü MW olarak gerçekleşmiştir. Tablo Dönemini Kapsayan Enerji ve Puant Talepleri Yüksek Talep PUANT TALEP ENERJI TALEBİ YIL MW Artış (%) GWh Artış (%) , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,4 Düşük Talep , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,3 Kaynak: TEİAŞ 2011 Faaliyet Raporu 11

22 Kaynak: TEİAŞ 2011 Faaliyet Raporu Şekil 4. Elektrik Enerjisi Talep Tahminleri (Senaryo 1 Yüksek Talep) Kaynak: TEİAŞ 2011 Faaliyet Raporu Şekil 5. Elektrik Enerjisi Talep Tahminleri (Senaryo 2 Düşük Talep) Kapasite projeksiyonunun yanı sıra TEİAŞ ın resmi web sitesinden alınan istatistiklere göre, tahmin edilen talep artışları ve puant değerleri, 2010 yılında, 2009 yılına kıyasla hayli yüksek değerlere ulaşmış, tahminlerin üstünde sonuçlar vermiştir (Bkz. Tablo 6). Tahmini büyüme oranı tahminlerin üstünde bir değere ulaşmıştır. Gerek TEİAŞ ın raporlarından gerekse Dünya Bankası raporlarından da görüleceği üzere 2012 yıllından sonra bu büyüme oranlarının düşeceği fakat krizin etkilerinin tamamen geçmesiyle tekrar normal değerlere döneceği öngörülmektedir. 12

23 Tablo Yılı Tüketim Değerleri (GWh) AYLAR 2009 YILI 2010 YILI Yüzde Artış OCAK , ,9 2,92% ŞUBAT , ,5 4,73% MART , ,1 6,62% NİSAN , ,0 9,52% MAYIS , ,6 8,34% HAZİRAN , ,0 7,66% TEMMUZ , ,5 9,02% AĞUSTOS , ,2 15,04% EYLÜL , ,6 11,30% EKİM , ,1 7,32% KASIM , ,4 3,42% ARALIK , ,0 8,73% TOPLAM , ,8 7,94% Kaynak: TEİAŞ 2009 Faaliyet Raporu tarih ve sayılı Resmi Gazete de yayımlanarak yürürlüğe giren Kalkınma Planına ( ) göre, VIII. Plan döneminde, ekonomik büyüme ve nüfus artışı paralelinde birincil enerji ve elektrik enerjisi tüketiminde önemli artışlar kaydedilmiştir. VIII. Plan döneminde, birincil enerji tüketimi yıllık ortalama %2,8 oranında bir artışla 2005 yılı sonu itibarıyla 92,5 milyon ton petrol eşdeğerine, elektrik enerjisi tüketimi ise yıllık ortalama %4,6 oranında bir artışla 160,8 milyar kwh e ulaşmıştır. IX. Kalkınma Planı döneminde; birincil enerji talebinde, ekonomik ve sosyal kalkınmayla orantılı olarak yıllık ortalama %6,2 oranında artış öngörülmüştür. Enerji tüketimi içinde doğal gazın 2005 yılında %28 düzeyinde olan payının %34 e yükselmesi, petrol ürünlerinin payının ise %37 den %31 e gerilemesi beklenmektedir. Diğer yandan aynı plan döneminde elektrik talebinin, ağırlıkla sanayi üretim ve hizmetler sektöründeki gelişmelere paralel olarak, yılda ortalama %8,1 oranında artış göstereceği tahmin edilmektedir (Bkz. Tablo 7). Tablo 7. IX. Kalkınma Planı Hedefleri Enerji Hedefleri Birincil Enerji Talebi ,2 Elektrik Enerjisi Talebi ,1 Kaynak: Kalkınma Planı ( ), tarih ve sayılı Resmi Gazete Her geçen gün artan enerji ihtiyacı doğrultusunda Türkiye'nin 2011 yılı cari açığı 77,1 milyar dolara ulaşmış olup, 2011 yılında enerji ithalatı 54,1 milyar dolar düzeyinde gerçekleşmiştir. Cari açığın yüzde 70,2'sini enerji ithalatı oluşturmaktadır. Türkiye'nin 106 milyar dolara ulaşan dış ticaret açığının ise yüzde 51'i enerji ithalatından kaynaklanmaktadır (TCMB, TCEB). Bu proje ile birlikte Türkiye nin dış kaynaklara olan bağımlılığını azaltılması, cari açığın azaltılması, bölgenin kalkınma potansiyelinin ortaya çıkarılması, bölgede ve ülkede sayıları hızla artan sanayi tesislerine sağlıklı ve sürekli enerji sağlanması, elektriğin daha ekonomik olarak üretilmesi, Türkiye nin enerji ihtiyacının karşılanması ve enerji piyasası kanun ve yönetmeliklerine uygun olarak serbest enerji piyasasının rekabet koşulları çerçevesinde elektrik enerjinin tüketicilere ulaştırılması amaçlanmaktadır. Ayrıca proje yeni bir istihdam kaynağı olup, projenin işletmeye geçmesiyle birlikte yaklaşık 500 kişi doğrudan istihdam sağlayacaktır. 13

24 Dünyada Kömür Rezervi Enerji kaynaklarının kalan ömürleri dikkate alındığında, kömürün, özellikle 2030 yılından sonra çok daha büyük önem kazanacağı anlaşılmaktadır. Mevcut üretim seviyeleri ile dünya görünür kömür rezervlerinin 120 yılı aşkın bir sürede tüketileceği tahmin edilmektedir. Buna karşılık görünür petrol ve doğal gaz rezervlerinin tükenme ömürlerinin mevcut üretim seviyeleri ile sırasıyla yaklaşık 45 ve 60 yıl süreceği tahmin edilmektedir (TKİ, 2012). Dünya toplam kömür rezervi 826 milyar ton olup, en büyük rezerv miktarı 238,3 milyar ton ile ABD ye aittir. Bu ülkeyi, 157 milyar ton ile Rusya, 114,5 milyar ton ile Çin, 76,2 milyar ton ile Avustralya, 58,6 milyar ton ile Hindistan, 33,9 milyar ton ile Ukrayna, 31,3 milyar ton ile Kazakistan ve 30,4 milyar ton ile G.Afrika izlemektedir. Bunların dışındaki ülkelerde ise toplam 85,8 milyar ton kömür rezervi bulunmaktadır (Bkz. Şekil 7). Kaynak. TKİ, Taşkömürü Sektör Raporu, 2012 Şekil 6. Enerji Kaynaklarının Tahmin Edilen Ömürleri 14