IEA(Uluslararası Enerji Ajansı)
Elektrik  Sektörü Raporu
(2024-2026'ya Kadar  Analiz ve Tahmin)
Bölüm-5

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

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) 
 
Bu raporun Türkçe'ye çevrilerek ETP Portalımızda yayını ile ilgili bize izin veren Uluslararası Enerji Ajansı(IEA) Ms. Clara Vallois 'e  ​​​teşekkür ederiz. 



Tedarik: 2026'ya kadar tüm ek talebi karşılayacak temiz elektrik

Yenilenebilir enerji kaynakları 2025 yılında küresel elektrik arzının en büyük kaynağı olarak kömürü geride bırakacak


2026'ya kadar olan tahmin dönemimiz, düşük karbonlu elektrik kaynakları açısından üç dönüm noktası ile karakterize edilmektedir. İlk olarak, yenilenebilir enerji kaynaklarının 2025 yılında dünya elektriğinin üçte birinden fazlasını üretmesi ve kömürü en büyük arz kaynağı olarak geride bırakması beklenmektedir. İkinci olarak, düşük karbonlu kaynakların - yenilenebilir enerji ve nükleer enerji birlikte - 2023'te %39 olan dünya elektrik üretiminin yarısına hızla yaklaşarak 2026 sonunda %46'sını oluşturması beklenmektedir. Ve son olarak, küresel ölçekte, düşük karbonlu üretim 2026'ya doğru tüm ek talep artışını karşılayacak şekilde ayarlanmıştır.

2023 yılında yenilenebilir enerji üretimindeki büyüme, 2022 yılındaki %8'e kıyasla %5'lik bir artış kaydederek nispeten düşük kalmış ve 2016-2022 ortalaması olan %6,5'in altında kalmıştır. Bunun başlıca nedeni, başta Çin olmak üzere çeşitli bölgelerde yaşanan kuraklıklar nedeniyle hidroelektrik üretiminin düşük kalmasıdır. Normal hidroelektrik koşullarına dönüldüğünü varsayarsak, yenilenebilir enerji üretiminde yıllık bazda daha güçlü artışlar bekliyoruz. 2024 yılında, kuraklığın yaşandığı 2023 yılına kıyasla %14'lük bir artış yaşanacak ve bunu 2025-2026 yıllarında yıllık ortalama %9'luk bir artış izleyecektir.

Not: Diğer yenilenemeyen kaynaklar petrol, atık ve diğer yenilenemeyen enerji kaynaklarını içermektedir.
 

Küresel nükleer üretimin 2025 yılında, bir önceki 2021 rekorunu aşarak yeni bir tarihi zirveye ulaşması bekleniyor. 2023 yılında %2,7 oranında arttıktan sonra, nükleer üretimin 2024-2026 döneminde ortalama %3 oranında artacağını tahmin ediyoruz. Bu durum, Fransa'nın nükleer üretimindeki toparlanmanın devam etmesi, Japonya'da nükleer santrallerin yeniden faaliyete geçmesi ve yarısı Çin ve Hindistan'da olmak üzere dünyanın birçok yerinde yeni santrallerin devreye girmesiyle desteklenmektedir.


Tahmin dönemi boyunca, kömürün küresel elektrik üretimindeki payının 2023'teki %36'lık seviyesinden üçte birin altına düşerek önemli bir kilometre taşına daha işaret etmesi beklenmektedir. Kömür yakıtlı üretimin 2023 yılında yıllık %1,6 büyüme ile zirve yapması beklenmektedir. 2023 yılındaki kuraklığın neden olduğu düşük seviyelerden hidroelektrik üretiminin toparlanacağı varsayıldığında, 2024 yılında %3'lük bir düşüş yaşanması beklenmektedir. Bunu, normal hava koşulları altında 2025-2026 yıllarında ortalama %1 civarında yavaş bir yapısal düşüşün izleyeceği tahmin edilmektedir. Buna karşılık, 2023 yılında %0,5'lik bir artışın ardından, küresel gaz yakıtlı üretimin 2026 yılına kadar yıllık ortalama %1'in altında bir büyüme oranıyla artmaya devam etmesi beklenmektedir. Bu durum, çeşitli bölgelerde kömürden gaza geçişle desteklenecek ve 2025'ten itibaren ek LNG arzı sağlanacaktır. Temiz elektrik arzı hızla artmaya devam ederken, fosil yakıtların küresel üretimdeki payının 2023'te %61'den 2026'da %54'e düşeceği tahmin edilmektedir. IEA'nın elli yılı aşkın süredir tuttuğu kayıtlara göre, fosil yakıtların elektrik üretimindeki payı ilk kez %60'ın altına düşecek ve daha önce hiç görülmemiş bir hızla azalacaktır.

Kömür, Çin'de yenilenebilir enerji kaynakları tarafından kısıtlanırken Asya'nın diğer bölgelerinde kısıtlanmıyor

IEA'nın Yenilenebilir Enerji 2023 raporunda da vurgulandığı üzere, Çin 2023 yılında tüm dünyanın 2022 yılında devreye aldığı kadar güneş enerjisi kapasitesini devreye alırken, rüzgar enerjisi kapasitesi de bir önceki yıla göre %66 oranında artmıştır. Yenilenebilir enerji kaynaklarının güçlü büyüme eğiliminin, hidroelektrikte bir toparlanma olduğu varsayımıyla 2024 yılında yenilenebilir enerji üretiminin yaklaşık %20, 2025-2026 yıllarında ise ortalama %13 artmasıyla sonuçlanması beklenmektedir; bu da Çin'in ek talep artışının tamamını karşılayacak ve kömür yakıtlı üretimi baskılayacaktır. Son yıllarda gözlemlenen kuraklıklar nedeniyle hidroelektrik enerjinin azalması gibi hava koşullarının etkisinin, Çin'in kömür yakıtlı üretiminde münferit yıllarda bir artışa neden olabileceği unutulmamalıdır. Ancak, kömür yakıtlı arzın kısıtlanması ve yerini yenilenebilir enerji kaynaklarındaki (YEK) güçlü büyümeye bırakması yönündeki genel eğilimin büyük ölçüde sabit kalması beklenmektedir.

Hindistan'ın elektrik talebindeki hızlı artış göz önüne alındığında, kömür yakıtlı elektrik üretiminin 2024-2026 yılları arasında yılda ortalama %2,5 oranında artması beklenmektedir. Aynı zamanda, yenilenebilir enerji üretimi de hızlanacak ve dönem boyunca yıllık ortalama %13 büyüme kaydedecektir.

Güneydoğu Asya, önemli talep artışıyla birlikte yeni kömürlü termik santral kapasitelerinin devreye girdiği bir diğer bölge. Kömür yakıtlı üretimin 2026 yılına kadar her yıl ortalama %4 oranında artması öngörülmektedir. Yenilenebilir enerji kaynaklarının daha yüksek bir ortalama %7 oranında ve gaz yakıtlı üretimin  yaklaşık %5 oranında büyümesi beklenmektedir.

Japonya'da kömür yakıtlı üretimin, nükleer ve yenilenebilir enerji üretimindeki artışa bağlı olarak yıllık ortalama %3, Kore'de ise %3 oranında azalması beklenmektedir. Bangladeş ve Pakistan gibi Asya'nın diğer bölgelerinde yeni kömür santralleri devreye girerken, kömür yakıtlı üretimin 2024-2026 yılları arasında sırasıyla yıllık ortalama %18 ve %6 büyüme kaydedeceği tahmin ediliyor.
 

 

Gündem: Nükleer üretim 2025 yılına kadar yeni bir rekor seviyeye ulaşacak

2024 ve 2026 yılları arasında, yarısından fazlası Çin ve Hindistan'da olmak üzere küresel çapta 29 GW'lık yeni nükleer kapasitenin devreye girmesi beklenmektedir. Çeşitli bölgelerde ticari faaliyete başlayan yeni santrallerin yanı sıra Fransa'daki nükleer toparlanma ve Japonya'da beklenen yeniden başlatmalarla birlikte, küresel nükleer üretimin 2026 yılında 2023 yılına kıyasla neredeyse %10 daha yüksek olacağını tahmin ediyoruz. 2025 yılında, nükleer enerjiden elde edilen küresel elektrik üretimi 2021 yılındaki rekor seviyesini aşmış olacaktır.

2022 ve 2023 yıllarında birçok ülke iklim politikası hedeflerine ulaşmak için nükleer enerjinin aşamalı olarak devreye sokulmasını veya genişletilmesini stratejilerinin merkezine yerleştirerek nükleer enerjiye yönelik küresel ilginin önemli ölçüde canlanmasına yol açmıştır. IEA'nın güncellenmiş Net Sıfır Yol Haritası, nükleer enerjinin 2050 yılına kadar iki katından fazla artacağını, yenilenebilir enerji kullanımını tamamlayacağını ve kritik mineral arzı üzerindeki  baskıyı rahatlatacağını  göstermektedir. Halihazırda az sayıda Avrupa ülkesi nükleer enerjiyi aşamalı olarak kaldırmayı planlarken, birçok gelişmekte olan ve bazı gelişmiş ekonomiler nükleer enerji üretimini aşamalı olarak artırmayı veya genişletmeyi planlamaktadır. Halihazırda yapım aşamasında olan ve yeni planlanan nükleer enerji santrallerinin sayısına bakıldığında, nükleer enerjideki büyümenin şu ana kadar ağırlıklı olarak Asya'da olduğu görülmektedir.

COP28'de 20'den fazla ülke 2050 yılına kadar nükleer enerji kapasitesini üç katına çıkarmak üzere ortak bir deklarasyon imzaladı. Bu, küresel olarak, mevcut 370 GW'lık stoka  740 GW nükleer enerji eklenmesi anlamına gelecektir.

Dünya Nükleer Birliği, Kasım 2023 itibarıyla 68 GW'ın inşaat halinde olduğunu, 109 GW'ın ise şu anda planlandığını ve 353 GW'ın teklif edildiğini tahmin ediyor. Mevcut reaktörlere ek olarak planlanan ve önerilen tüm bu projeler hayata geçirilse bile, yapım aşamasında olan deklarasyon hedefine ulaşmak için 2050 yılına kadar açıklanan hedefe ulaşmak için ek 210 GW gerekecektir.
 

Dünya Nükleer Birliği verileri için lütfen tıklayınız. 

Asya, nükleer enerjideki büyümenin merkez üssü olmaya devam ediyor

Asya'nın küresel nükleer üretimdeki payının 2026 yılında %30'a ulaşması beklenmektedir. Yapım aşamasında olan ve 2026'ya kadar tamamlanması beklenen reaktörler baz alındığında, Asya'nın en büyük kurulu kapasiteye sahip bölge olarak Kuzey Amerika'yı geçeceği öngörülmektedir. Nükleer enerji, yaklaşık 37 GW'lık kapasite ilavesi ile son on yılda Çin'de özellikle güçlü bir büyüme göstermiştir. Bunun sonucunda Çin'in küresel nükleer üretimdeki payı 2014'te %5 iken 2023'te yaklaşık %16'ya yükselmiştir.

Çin, şu anda yapım aşamasında olan 27 GW ile küresel nükleer kapasite ilavelerinde liderliğini sürdürmektedir. Çin, 14. Beş Yıllık Planında 2025 yılına kadar toplam 70 GW kurulu kapasiteye ulaşmayı hedeflemektedir. Ülkenin nükleer enerjiye olan uzun vadeli bağlılığı, yakıt döngüsü için giderek daha fazla kendine yeterli hale gelme stratejisiyle de kanıtlanmaktadır. Halihazırda Çin, yıllık uranyum talebinin yaklaşık %15'ini karşılayabilecek kapasitede yerli madencilik faaliyetleri yürütmektedir. Yurt içinde 107 kt uranyum kaynağı olduğunu açıklayan Çin, uranyum ihtiyacının üçte birini yurt içi kaynaklardan ve Afrika'daki madencilik faaliyetlerinde hisse sahibi olarak karşılamayı hedeflemektedir.

Bu gelişmeler göz önüne alındığında, nükleer enerjide teknolojik liderlik Çin ve Rusya'ya doğru kaymaktadır. Şu anda yapım aşamasında olan reaktörlerin %70'inin teknoloji sağlayıcıları Çin ve Rusya'dır. Ayrıca Çin, modüler bir tasarım kullanan yüksek sıcaklıklı gaz soğutmalı bir reaktöre sahip 200 MW'lık bir ünite olan Shidaowan santralindeki ilk dördüncü nesil reaktörünü Aralık 2023'te ticari olarak işletmeye başlamıştır. Sahada nihai olarak on adet benzer ünite planlanmaktadır.
 

Asya'daki büyük kapasite artışlarına katkıda bulunan Hindistan, 2022 yılında nükleer kapasitesini 2032 yılına kadar üç katına çıkarmayı planladığını açıklamıştır; bu da yaklaşık 13 GW'lık kapasite artışına karşılık gelmektedir ve 6 GW'lık kapasite şu anda yapım aşamasındadır. Bangladeş, Rusya'nın güçlü mali ve teknik desteğiyle, şu anda Rooppur sahasında yapım aşamasında olan ilk nükleer enerji santraline sahiptir ve kısa süre önce ilk yakıt sevkiyatını almıştır ve resmi olarak 2024 yılında ticari faaliyetlere başlaması planlanmaktadır.

Japonya, Fukuşima kazasından bu yana ilk kez kamuoyunun nükleer reaktörlerin yeniden çalıştırılmasını desteklemeye başlamasıyla nükleer enerjiyi yeniden canlandırmaya devam edecek. Mevcut planlar, 2024-2026 yılları arasında işletme kapasitesinde istikrarlı bir artışa ve 2030 yılına kadar nükleerin enerji karışımının %20'sini oluşturmasına yönelik nihai hedefe işaret etmektedir. Özellikle, Shimane Ünite 2 reaktörünün Ağustos 2024'te yeniden çalıştırılması planlanırken, Onagawa Ünite 2'de gerekli güvenlik ayarlamalarının tamamlanması hedefi de 2024 olarak belirlenmiştir. Tokai 2 ve Shika 2 gibi 2025 ve 2026 için planlanan diğer yeniden başlatmalar ertelenmiştir ancak Japonya'nın emisyon azaltma hedeflerine ulaşma stratejisinin temel bir ayağı olarak gündemde kalmaya devam etmektedir.

Avrupa ve Amerika'da nükleere olan ilgi yeniden arttı, ancak devam eden projelerdeki önemli gecikmeler endişeleri artırıyor

Avrupa'da nükleer enerjinin yaygınlaştırılmasına yönelik siyasi ortam değişmektedir. Almanya nükleer kapasitesini aşamalı olarak azalttı ve İspanya hala 2027'den itibaren aşamalı olarak azaltmayı hedefliyor. Avrupa Birliği'ndeki on bir üye ülke Şubat 2023'te Fransa'nın öncülüğünde nükleer enerji konusunda işbirliği yapmak üzere bir ittifak başlattı ve bu ittifak Mayıs 2023'teki üçüncü toplantısında 14 üyeye ulaştı. İttifakın hedefi 2050 yılına kadar 50 GW nükleer kapasite eklemektir; bu da Avrupa Birliği'ndeki kurulu nükleer güç kapasitesinde %50 artış anlamına gelmektedir. İttifak ayrıca nükleer enerjinin AB enerji ve iklim politikalarında yenilenebilir enerjilerle eşit muamele görmesini amaçlıyor. Bu doğrultuda, Aralık 2023'te AB Konseyi, Avrupa Parlamentosu'nu izleyerek nükleer enerjiyi iklim nötrlüğüne ulaşmak için stratejik bir unsur olarak dahil etme yönünde oy kullandı.

2022 yılında Fransa altı yeni Avrupa Basınçlı Reaktörü (EPR) inşa etmeyi planladığını açıkladı. Ocak 2024'te yeni enerji stratejisine ilişkin parlamento tartışmasından önce Fransız Enerji Bakanı, 2026'dan sonra inşa edilmesi planlanan 13 GW toplam kapasiteye sahip sekiz reaktör daha planladıklarını yineledi. Buna paralel olarak, ortalama ömrü 37 yıl olan mevcut filosunun faaliyetlerini uzatmak için geniş çaplı bir çaba sürdürüyor. Hollanda, daha önce aldığı nükleer enerjiden çıkış kararını iptal ederek, nükleer enerjinin iklim politikası hedefleri açısından kritik öneme sahip olduğunu ilan etmiş ve 2023 yılında, 2035 yılına kadar iki yeni reaktörün inşası için müzakerelere başladığını duyurmuştur. Yeni reaktörlerin Hollanda'nın elektrik talebinin %10'unu karşılaması amaçlanmaktadır. İsveç de 2023 yılında ilave nükleer enerji santrallerinin inşasına izin veren yeni bir yönetmelik kabul etmiştir. İsveç hükümeti, Kasım 2023'te 2035 yılına kadar iki yeni konvansiyonel reaktör ve 2045 yılına kadar SMR'ler de dahil olmak üzere on yeni reaktör inşa etme planlarını açıklayarak nükleer enerjiye olan bağlılığını teyit etmiştir. Buna ek olarak, İsveç Parlamentosu 2045 yılına kadar inşa edilmesi planlanan on reaktörden daha fazla reaktöre prensipte izin veren ek mevzuatı kabul etti. Herhangi bir yeni kapasite ilavesi açıklamayan Belçika, en yeni iki reaktörü olan Doel 4 ve Tihange 3'ün planlanan ömürlerinin on yıl uzatılması için bir anlaşmaya varıldığını belirtti. Toplam kapasiteleri 2 GW olan bu reaktörler Belçika'nın mevcut nükleer kapasitesinin %35'ini oluşturmaktadır.

Buna ek olarak, Finlandiya 2023 yılında Loviisa santralinin ömrünü uzatacağını duyurdu ve en büyük reaktörü Olkiluoto 3'ün ticari faaliyetlerine başladı. Slovenya, Krško Nükleer İstasyonu'ndaki mevcut reaktörün 20 yıl daha çalışacağını duyurdu ve ikinci bir blok ekleme taahhüdünü teyit etti. Bulgaristan, Kozloduy sahasında 2.3 GW ek kapasite inşa ederek 2053 yılına kadar dört yeni reaktör ekleme planlarıyla yeni nükleer stratejisini uyguluyor. Polonya, 2040 yılına kadar 69 GW nihai kapasite hedefiyle nükleer programını uygulama konusunda daha ileri adımlar attı. Pomeranya'daki ilk nükleer santralinin inşası için izin Temmuz 2023'te verildi ve inşaatın 2026'da başlaması planlanıyor. reaktör yakın zamanda Kasım 2023'te onay aldı ve iki ünitenin 2035'ten itibaren yıllık 22 TWh tedarik etmesi bekleniyor.

Ukrayna, Rusya'ya bağımlı olmadan nükleer kapasitesini genişletme çabalarını sürdürüyor. Haziran 2022'de Ukraynalı enerji sağlayıcısı Energoatom, Westinghouse tarafından sağlanması planlanan reaktörlerin sayısını beşten dokuza çıkarmak için bir anlaşma imzaladı. Ayrıca, Ocak 2023'te Bakanlar Kurulu, sırasıyla 2030 ve 2032 yıllarında şebekeye bağlanması beklenen Khmelnitsky 5 ve 6 adlı iki yeni reaktörün inşaat planlarını onayladı.

 

Amerika Birleşik Devletleri'nde 37 GW kapasiteli reaktörlerin başlangıçta 2030 ile 2040 yılları arasında sona erecek olan işletme lisansları vardı. Sonraki lisans yenileme programı kapsamında, Nükleer Düzenleme Komisyonu şu anda faaliyetteki reaktörler için 60 ila 80 yıllık ömür uzatımlarını değerlendirmektedir. Yaklaşık 6 GW'lık kapasite uzatımı halihazırda onaylanmış olup, 10 GW'lık kapasite uzatımı da inceleme aşamasındadır veya başvuruda bulunulması beklenmektedir. Yine de, işletmedeki kapasitenin neredeyse %23'üne tekabül eden 21 GW'lık bir nükleer kapasitenin daha 2030 ve 2040 yılları arasında faaliyetlerini askıya alması bekleniyor. Bu kapasitenin yenilenmesi ABD nükleer sektörü için büyük bir zorluk olacaktır. Tahminen 17 GW'lık bir kapasite şu anda planlanmakta veya önerilmektedir. Ancak, Florida'daki Turkey Point sahasında, yeni Ünite 6 ve 7 reaktörleri de dahil olmak üzere, Dünya Nükleer Birliği tarafından 2030'dan önce ticari faaliyetlere başlayacağı tahmin edilen yalnızca 2,5 GW'lık kapasite, planlanan 6,5 GW'lık emekliliğe kıyasla daha fazladır. Kaliforniya'nın kamu hizmetleri düzenleyicisi, aşırı hava olayları sırasında arz güvenliği endişelerini gerekçe göstererek, Aralık 2023'te 2.3 GW kapasiteli Diablo Canyon Enerji santraline beş yıllık bir uzatma verdi ve yeni lisanslar artık iki reaktör için 2029 ve 2030'a kadar devam ediyor.

Kanada'da Darlington sahasında 2036 yılına kadar 1,2 GW kapasitenin devreye girmesi planlanmaktadır. Buna ek olarak, Ontario eyaleti 4,8 GW'lık kapasitenin eklenmesi için ön geliştirmeye başlama planlarını açıkladı. Güney Amerika'daki önemli inşaat projelerinden biri de Brezilya'da devam ediyor. 2023'te ticari hazırlığa geçmesi planlanan ANGRA sahasının genişletilmesi neredeyse dört yıl ertelenerek 2027'ye çekildi. Arjantin, Çin ile işbirliği içinde Atucha sahasına bir reaktör eklemeyi planlamaktadır.

Nükleer projelerin inşaat riski, finansmanın önündeki en büyük engel olmaya devam ediyor

Küresel olarak, 2010-2020 yılları arasında başlayan nükleer inşaat projelerinde ortalama üç yıllık bir gecikme yaşanmıştır; bu da başlangıçta planlanan inşaat süresine ek olarak %50'lik bir artış anlamına gelmektedir. Çin'de ortalama gecikme iki yılın biraz üzerindeyken, Çin projeleri hariç küresel ortalama üç buçuk yıldır ve bazı projeler programın sekiz yıl gerisindedir. İnşaatta gecikmeler konusu şu anda küresel çapta önemli bir endişe kaynağı olsa da, Avrupa ve Amerika Birleşik Devletleri'ndeki gecikmeler dünyanın diğer bölgelerinde gözlemlenenden daha fazladır ve özellikle Çin'de önemli ölçüde daha az gecikme yaşanmaktadır.

ABD'nin en yeni nükleer enerji santrali Vogtle 3'ün ilk reaktörü 2023 yılında ticari işletmeye alındı, ikinci Vogtle 4 ünitesinin ise 2024 yılı başında devreye girmesi bekleniyor. Santral inşaatı beklenenden iki kat daha uzun sürdü. İnşaatın 2009 yılında başlamasının ardından, iki ünitenin başlangıçta 2016 ve 2017 yıllarında faaliyete geçmesi planlanmıştı. Ancak Vogtle-3'ün ancak 2023'ün sonlarında, Vogtle-4'ün ise 2024'ün başlarında şebekeye bağ lanacak olması nedeniyle inşaatın tamamlanması başlangıçtaki sürenin iki katına çıkarak 14 yıl sürmüş ve 14 mi lyar dolarlık başlangıç bütçesinin 17 milyar dolar aşılmasına neden olmuştur.

İlk elektriğini 2024 yılında vermesi planlanan Fransa'nın Flamanville'deki en yeni reaktörünün başlangıçta 2016 yılında bitirilmesi planlanmıştı ve en son maliyet tahminlerine göre şu anda başlangıç bütçesinin dört katından fazlasına ulaşmış durumda. Fransız EDF ve Çinli CGN'nin ortak projesi olan Hinkley Point C'de, maliyet aşımlarının Çinli firmanın ek maliyete katılmayı reddetmesine izin verecek düzeye ulaşmasının ardından Çinli firma Aralık 2023'te ödemelerin dondurulacağını açıkladı. EDF, mali yükü üstlenerek projenin yine de tamamlanacağını teyit etti.

Çin, inşaat sürelerini ve gecikmeleri kısaltarak ve son yıllarda çok sayıda santralin inşasında edindiği kapsamlı deneyimle, Amerika Birleşik Devletleri ve Avrupa Birliği'ne kıyasla önemli ölçüde daha düşük maliyetle ve minimum gecikmeyle nükleer enerji santralleri inşa edebilmektedir.
 

Nükleer projelerin finansmanı, uzun dönemler boyunca amorti edilen yüksek ön sermaye maliyetlerini içerir. Bu da bir projenin karlılığının inşaat risklerine ve sermaye maliyetine son derece duyarlı olduğu anlamına gelmektedir. Daha yüksek faiz oranlarıyla, inşaat gecikmeleri zamanın artan değeri nedeniyle daha da maliyetli hale gelebilir. Riskin büyük kısmı inşaat aşamasıyla ilişkilidir. Bir nükleer santral işletmeye alındığında, istikrarlı elektrik satışı ve yakıt maliyetinin toplam maliyetler içindeki düşük payı onu düşük riskli bir varlık haline getirir, ancak teknik sorunlar, bakım ve istikrarlı bir yakıt tedariki ile ilgili bazı riskler devam eder. Ancak inşaat aşamasında teknik sorunlar, kalifiye personel eksikliği, tedarik zincirindeki aksaklıklar veya düzenleyicilerle karmaşık etkileşimler inşaat sürelerini önemli ölçüde uzatabilir ve maliyeti artırabilir. Bu gibi durumlar özellikle inşaat aşamasında ödenmesi gereken ara faiz ödemeleri riskini artırabilir ve bu da devam eden bir projenin finansal uygulanabilirliğini tehlikeye atabilir.Taahhüt edilen sipariş defterleri ve projelerin standartlaştırılması yoluyla gelecekteki gelir akışlarını sağlamak için talebi bir konsorsiyumda bir araya getirmek, riski daha da azaltabilir, tedarik zinciri gelişmelerini güvence altına alabilir ve öğrenme eğrilerini kolaylaştırabilir.

Sermaye maliyetini düşürmeye yardımcı olacak potansiyel bir seçenek olarak devlet katılımı

İnşaat riskinin azaltılmasının yanı sıra, finansman koşullarının iyileştirilmesi de nükleer kapasitelerin devreye sokulması için önemli olacaktır. Kredibilitesi yüksek operatörlerle iyi yapılandırılmış projeler bir zorunluluk olmakla birlikte, sermaye maliyetini yönetmek için ek önlemler alınabilir. Özellikle finansal piyasaların eksik olduğu durumlarda, fark sözleşmeleri (CFD'ler), garantiler veya piyasa tasarımı önlemleri gibi hükümet müdahaleleri ekonomik olarak haklı görülebilir. Ancak, devlet destekli bu araçlar yoluyla nükleer enerjinin aşırı sübvanse edilmesi riski de bir endişe kaynağı olabilir.
Uygulamada, finansman sorunları çeşitli şekillerde ele alınmıştır. Başlıca yaklaşımlardan biri devlet aktörlerinin katılımıdır. Projeler doğrudan devlet finansmanı yoluyla finanse edilebilir; örneğin Çin'de nükleer projelerin çoğu bu şekilde finanse edilmektedir. Hindistan kısa bir süre önce nükleer faaliyetlerde özel azınlık hisselerine izin vermeyi düşünmüş ve işletmedeki tüm santraller devlet fonlarıyla finanse edilmiştir. Hükümetler de sermaye maliyetini düşürmek için garantör olarak devreye girebilir; ABD hükümetinin Vogtle 3 ve 4'ün finansmanı için garanti sağlarken belirttiği hedef de buydu. Benzer şekilde İsveç, nükleer kapasitesini artırma yönündeki açıklamaları ışığında, yeni planlanan nükleer tesislerin inşası için kredi garantileri sunmuştur.

Teknoloji satmakla ilgilenen devlet aktörleri, Rusya'nın Bangladeş'teki Rooppur nükleer reaktörünün veya ülkenin hem teknolojisini sattığı hem de finansman araçları sağladığı Mısır'daki El-Dabaa tesisinin inşası için yaptığı gibi satıcı finansmanı da sağlayabilir.Vergi ödeyenler ve İngiliz hükümeti tarafından kamu desteği yakın zamanda Birleşik Krallık'ta uygulamaya konulmuştur; burada, başlangıçta altyapının diğer kısımlarına yönelik olan Düzenlenmiş Varlık Tabanı modeli, nükleer operatörlerin, farklı adımlar ve gelirler arasında bölünmüş ön sermaye gereksinimlerini azaltmalarına olanak sağlamaktadır. zaten inşaat aşamasında üretiliyor. Bu, planlama ve inşaat aşamalarını gerçek zamanlı olarak finanse etmek için elektrik tüketicilerine önceden ek ücretler uygulayarak sermaye gereksiniminin bir kısmının karşılanmasına yardımcı olur. İnşaat maliyeti aşımlarının belirli bir seviyeyi aşması durumunda ek bir Birleşik Krallık hükümeti destek paketi (GSP) devreye girecek.

Hükümetler, genel olarak enerji sektörü ve özel olarak elektrik piyasası tasarımı için istikrarlı çerçeveler sağlayarak, nükleer santrallerin işletme riskine maruz kalmasının bir kısmını ortadan kaldırabilir. En büyük belirsizlik kaynağı olan inşaat riskini ortadan kaldırmamakla birlikte, gelir beklentilerini istikrara kavuşturan ve devlet aktörleri tarafından desteklenen araçlar, sermaye maliyetinin azaltılmasına daha da yardımcı olabilir. Tipik önlemler arasında Türkiye'deki Akkuyu nükleer santrali için uygulanan PPA veya CFD'ler yer almaktadır. Birleşik Krallık'taki yeni Hinkley Point C reaktörü için mutabakata varıldığı gibi, satılan elektrik için belirlenmiş bir kullanım fiyatı içeren anlaşmalar. Jeopolitik enerji stratejileri ve finansal piyasalardaki riskleri çeşitlendirmeye yönelik sınırlı seçenekler, hükümet müdahalelerini haklı gösterebilir.

Odaklanmış uzmanlığa ve havuzlanmış sermayeye sahip özel kurumlar da faydalı olabilir. Bu bağlamda, Uluslararası Nükleer Altyapı Bankası (IBNI) üye ülkelerdeki nükleer projelerin geliştirilmesi için geniş bir yelpazede finansal ve danışmanlık hizmetleri sunmayı amaçlamaktadır. Temsilcilere göre, Aralık 2023 ile Mart 2024'te Brüksel'de yapılacak Nükleer Enerji Zirvesi arasında 20-30 ülkenin kurumun kurulmasına ilişkin ortak bildiriyi imzalamasını bekliyorlar.

Yeşil taksonomiler nükleer enerjinin finansmanında bir rol oynayabilir ancak siyasi bir tartışma olmaya devam etmektedir. Temmuz 2023'te Birleşik Krallık, Çin ve Kore'nin ardından Avrupa Parlamentosu da nükleer enerjiyi geçici olarak yeşil enerji kaynağı olarak yeni sürdürülebilirlik taksonomisine dahil etme kararı almıştır. Ancak dünyanın önde gelen özel bankalarının yarısından fazlası nükleer enerjiyi yeşil finansman çerçevelerinin dışında bırakmıştır. Buna karşılık, COP28'de başlatılan 2050 yılına kadar nükleer enerjiyi üç katına çıkarma deklarasyonu, finans kuruluşlarını nükleer enerjiyi enerji kredisi politikalarına dahil etmeye çağıran bir ifade içermektedir.

SMR dağıtımı hala küçük ölçekte ve zorlukları yok değil, ancak Ar-Ge hız kazanıyor

Yeni nesil SMR'nin, nihai ürünün sahaya sevk edilebilmesi için seri fabrika üretimi sunabilecek modüler reaktörler kullanarak nükleer kapasitenin finansman zorluklarından bazılarını ele alması amaçlanmaktadır. Daha küçük proje boyutu, tek bir proje için sermaye gereksinimleri azaldığından projelerin finansmanını kolaylaştırmaya yardımcı olur. Seri üretim, operatör tarafındaki inşaat riskini azaltacaktır. MW başına ortalama sermaye maliyetinin benzer olması muhtemel olmakla birlikte, SMR'nin maliyet belirsizliğinin, özellikle kuyruk risklerinin büyük ölçüde azaldığı büyük reaktörlerinkinden önemli ölçüde daha düşük olduğu tahmin edilmektedir.

Kapasiteleri 10 MW'ın altında olan mikro reaktörlerden 400 MW'a kadar olan büyük reaktörlere kadar farklı kullanım durumlarına sahip bir dizi teknoloji geliştirilmekte ve işletilmektedir. Uluslararası Atom Enerjisi Ajansı'na (IAEA) göre şu anda SMR işleten sadece iki ülke var: Çin ve Rusya. Rusya 70 MW kapasiteli bir tesis işletirken, Çin kısa bir süre önce Shidaowan sahasında 200 MW kapasiteli ilk ünitenin ticari faaliyetlerine başlamıştır. İki ülke birlikte şu anda yapım aşamasında olan 425 MW'lık bir tesise daha sahiptir. Buna ek olarak Arjantin, Carem25 test reaktörünü 2027 yılında devreye almayı planlamaktadır. OECD Nükleer Enerji Ajansı'nın ( NEA) tahminlerine göre küresel SMR kapasitesi 2035 yılına kadar 21 GW'a ulaşacaktır. Verimli üretim ve düşük riskli kurulum hedefleri gerçekleştirilebilirse, 2040'ın ötesinde bu teknolojide büyük bir genişleme olabilir. OECD Nükleer Enerji Ajansı'nın SMR Gösterge Tablosu, SMR'lerdeki mevcut gelişmelere ilişkin kapsamlı bir genel bakış sunmaktadır.

Idaho'da (ABD) ilk VOYGR SMR'yi 2023 yılında devreye sokacak olan NuScale SMR projesinin durdurulması dikkat çekti. Gelecekteki güç çıkışı için hedeflenen abonelik seviyelerini karşılayamayan ve artan maliyeti gerekçe gösteren operatör Utah Associated Municipal Power Systems (UAMPS) ve NuScale, 2029'da faaliyete geçmesi planlanan projeyi sonlandırmaya karar verdi. Proje planı altı adet 77 MW'lık modül içeriyordu. Başlangıçta maliyetler 2020 yılında 58 ABD Doları/MWh olarak tahmin edilmişti, ancak 2023 yılına gelindiğinde artanmalzeme ve ekipman maliyeti nedeniyle bu tahminler 119 ABD Doları/MWh'e yükseldi. Aralık 2023'te, yatırımcılar tarafından NuScale aleyhine bir dava açıldı ve şirket, iptal edilen projenin finansal sorunları hakkında yatırımcılarından aktif olarak bilgi saklamakla suçlandı. Davanın sonucu ve NuScale'in finansal yaşayabilirliği üzerindeki etkisi bu raporun yazıldığı sırada belirsizliğini korumaktadır. Bu olay, pilot SMR projelerinin zorluklarının ve kırılganlıklarının altını çizmiş ve bu projelerin geleceğine ilişkin endişeleri artırmıştır. Bununla birlikte NuScale, tasarımına olan bağlılığını teyit etmiş ve Amerika Birleşik Devletleri'nin yanı sıra Romanya ve Kore'deki diğer projelerin de halen geliştirilmekte olduğunu belirtmiştir. Kasım 2023 itibariyle NuScale, NRC tarafından onaylanan ABD modeli SMR tasarımını elinde bulundurmaktadır.

Enerji sistemlerinde esneklik ihtiyacını karşılayan yeni SMR modelleri, mevcut III+ Nesil reaktörlerden daha fazla esneklik sağlayacak şekilde tasarlanmıştır. Bu özelliği hem üreticiler, hem enerji sağlayıcıları hem de uluslararası ajanslar tarafından tanıtılmaktadır. TerraPower ve GE Hitachi Nuclear Energy'nin bir nükleer reaktörü termal depolama teknolojisi ile birleştirerek esneklik sağlamayı amaçlayan işbirliği gibi diğer konseptler de SMR'leri depolama ile birleştirerek yoğun saatlerde sistem çıkışını %40'ın üzerinde artırmayı mümkün kılmaktadır.

Hava koşullarının etkisiyle 2023 yılında birçok bölgede hidroelektrik üretimi azaldı

2023'te birçok bölgede ortak bir eğilim, özellikle kuraklık, ortalamanın altında yağış ve erken kar erimesi gibi hava koşullarının etkisiyle hidroelektrik üretimindeki önemli azalmaydı. Sonuç olarak, küresel hidroelektrik üretimi 2023 yılında bir önceki yıla göre %2'den fazla azalmıştır. Küresel ortalama hidroelektrik kapasite faktörünün %40'ın altına düştüğü tahmin edilmektedir. Bu, en az otuz yıldan bu yana kaydedilen en düşük değerdir ve 2015-2022 ortalaması olan %42'nin ve 2004-2014 ortalaması olan %44'ün oldukça altındadır.

Diğer ülkelerin yanı sıra Kanada, Çin, Kolombiya, Kosta Rika, Hindistan, Meksika, Türkiye, Amerika Birleşik Devletleri ve Vietnam hidroelektrik üretiminde çeşitli derecelerde azalma yaşamıştır. Bazı ülkelerde hidroelektrik üretiminin azalması enerji kıtlığına, kömür ve termik enerji gibi alternatif kaynaklara bağımlılığın artmasına ve elektrik arz istikrarı konusunda endişelere yol açmıştır. Enerji kıtlığı, ek termik enerji tedariki ihtiyacı ve daha yüksek CO2 emisyonları gibi sonuçlar çeşitlilik göstermiştir.

Asya'da, Çin'deki hidroelektrik üretimi şiddetli kuraklık nedeniyle %5,6 azaldı ve kömür yakıtlı üretimde %6,2'lik bir artışa katkıda bulundu. Hindistan, hidroelektrikte %15'lik bir düşüşle karşı karşıya kaldı ve bu da elektrik kesintilerine yol açtı. Kesintisiz elektrik arzını sağlamak için hükümet, Mart 2024'e kadar ithal kömürün %6'sının yerli kömürle harmanlanmasını zorunlu kıldı.

Vietnam, kuraklığın neden olduğu hidroelektrik sıkıntısı nedeniyle bir enerji kriziyle karşı karşıya kaldı ve ülke, kömür yakıtlı üretimi ve elektrik ithalatını önemli ölçüde artırmak zorunda kaldı.

Amerika Birleşik Devletleri'ndeki hidroelektrik üretimi, ilkbahardaki hızlı kar erimesi nedeniyle %4,4 oranında azalmış ve ülkenin hidroelektrik kapasitesinin yaklaşık %50'sini etkilemiştir. Hidroelektrik enerjinin elektrik arzının yarısından fazlasını oluşturduğu Kanada'da da benzer şekilde kar erimesini etkileyen ılıman kış nedeniyle hidroelektrik enerjide %7'lik bir azalma görüldü. Meksika'daki çok yıllı kuraklık, 2023 yılında hidroelektrik üretiminde %40'lık bir düşüşe yol açarak operasyonel uyarılara neden oldu. El Niño Güney Salınımı etkileri, Kolombiya'nın yıllık elektrik üretiminin yaklaşık %70'ini oluşturan hidroelektrik üretimini tehdit etmiştir. El Niño fenomeni, 2023 yılında Kosta Rika'da benzer şekilde daha düşük hidroelektrik üretimine yol açmış ve termal üretimin elektrik karışımına %5'ten fazla katkıda bulunmasına neden olmuştur.

Avrupa Birliği, 2022 yılında hidroelektrik üretimindeki %20'lik düşüşü %16'lık bir artışla telafi etmiştir. Ancak Türkiye, 2022'de hidroelektrik üretimindeki toparlanmanın ardından 2023'te uzun süren kuraklık nedeniyle %4,5'lik bir düşüş yaşamıştır.

Genel eğilim, hidroelektriğin hava koşullarına olan duyarlılığını vurgulamaktadır. Özellikle hidroelektriğe bağımlı olan ülkeler, hidroelektriğin mevcudiyetinde hava koşullarından kaynaklanan kesintilerden olumsuz etkilenebilir. Enerji kaynaklarının çeşitlendirilmesi, ara bağlantıların artırılması ve değişen hava koşulları karşısında arz güvenliğinin iyileştirilmesine yönelik stratejilerin uygulanması giderek daha önemli hale gelecektir.

Gaz türbinlerinin tedarik zinciri coğrafi olarak farklı şekillerde yoğunlaşmıştır

Birçok bölgedeki gaz yakıtlı elektrik santrallerinin kullanım oranları, üretim karışımında artan rüzgar ve güneş PV payı ile daha esnek bir şekilde kullanıldıkları için düşecektir. Aynı zamanda, elektrik talebi artmaya devam ettikçe, pik talebi karşılamak ve sevk edilebilir kapasite sağlamak için yeni gaz yakıtlı enerji santralleri inşa edilmektedir.

IEA'nın Dünya Enerji Görünümü 2023 raporunda, Belirlenmiş Politikalar Senaryosu (STEPS), 2030 yılında gaz yakıtlı elektrik santrallerinin küresel kurulu kapasitesinin 2022 yılına göre %10 daha yüksek olacağını ve bunun da yaklaşık 200 GW kapasite ilavesine eşdeğer olacağını öngörmektedir. Bu, 2015 ve 2022 yılları arasında yaklaşık 240 GW'lık kapasite ilavesi ile karşılaştırıldığında, IEA'nın NZE Senaryosunda hidrojenle çalışması beklenen gaz türbinlerine dünya genelinde talebin devam edeceğini göstermektedir. Örneğin, enerji dönüşümü için büyük ölçüde yenilenebilir üretime dayanmayı hedefleyen Almanya, şu planları yapmaktadır.

2035 yılına kadar 23,8 GW hidrojen enerji santrali işletmek için 2026 yılına kadar ihaleye çıkılması bekleniyor.

Bu gelişmelerin beklentisiyle, büyük oyuncular hidrojene hazır ticari türbinleri aşamalı olarak devreye sokuyor. Siemens, 2023 yılında %100 hidrojen ile modifiye edilmiş bir gaz türbinini başarıyla çalıştırmıştır. Kawasaki Heavy Industries 2023 yılında 1,8 MW'lık bir hidrojen türbinini ticarileştirmiştir. GE de
%100 hidrojen yakma kapasitesine sahip türbinlere sahiptir ve 2030 yılına kadar tamamen hidrojene dayalı şebeke ölçekli enerji santralleri sağlamayı planlamaktadır. Türbinlerin diğer yenilenebilir gazlarla çalıştırılması da mümkündür. Mitsubishi Heavy Industries, 2025 yılına kadar ticarileştirilmesi planlanan amonyakla çalışan bir türbin geliştirmektedir.

Doğal gazla çalışan türbinler ve hidrojene hazır gaz türbinleri, tasarım ve üretim aşamasında yüksek düzeyde uzmanlık gerektiren, teknolojik açıdan gelişmiş sistemlerdir. Sonuç olarak, sadece bir avuç geliştirici gaz türbini pazarına hakimdir. Buna ek olarak, gaz türbinlerinin üretimi, üretimi coğrafi olarak oldukça yoğunlaşmış olan birkaç kritik mineral gerektirir. Enerji teknolojilerinin küresel tedarik zincirlerindeki coğrafi ve pazar yoğunlaşması, hükümetler ve ilgili paydaşlar tarafından dikkate alınması gereken potansiyel zorluklar yaratabilir; IEA'nın PV tedarik zincirleri üzerine yaptığı son çalışma da bunu derinlemesine analiz etmiştir.

Kuzey Amerika ve Avrupa'daki şirketler gaz türbini üretimine hakimdir

Türbin teknolojisi geliştiricileri oldukça yoğunlaşmış durumdadır ve küresel olarak faaliyet gösteren en büyük üç şirket 2021 yılında gelir bakımından pazar payının %85'inden fazlasını elinde tutmaktadır. GE Energy %45'in biraz üzerinde bir küresel pazar payına sahipken, Siemens Energy %22 ve Mitsubishi Power %19'luk bir paya sahiptir. Şirketlerin merkezlerinin coğrafi dağılımına bakıldığında, gaz türbini üreticilerinin Asya dışında yoğunlaştığı görülmektedir. Şirket ana merkezi Amerika Birleşik Devletleri'nde bulunan firmalar küresel gaz türbini pazarının %50'sinden fazlasını elinde tutmaktadır.

Bu şirketlerin ana üsleri dışında da üretim tesisleri bulunmaktadır. Örneğin GE, Greenville, Kuzey Carolina'daki ana ABD üretim tesisine ek olarak Birr, İsviçre'de bir üretim merkezi işletmektedir. Siemens, Berlin'deki tarihi fabrikasında büyük üretim kapasitesini korurken, İsveç'in Finspång kentinde ve Amerika Birleşik Devletleri'nin Kuzey Carolina eyaletinde de tesisler işletmektedir. Özellikle şirket, 2016 yılında ilk "Made in KSA" gaz türbininin monte edildiği Suudi Arabistan'daki Siemens Dammam Enerji Merkezi'nde Orta Doğu'daki en büyük gaz türbini üretim tesisini işletiyor.
 

Ancak bu üç oyuncunun hakimiyeti tartışmasız değildir. Harbin Turbine Company ve Dongfang Electric Corp gibi Çin'deki ve Power Machines gibi Rusya'daki üreticiler yakın zamanda ilk ağır hizmet gaz türbinlerini bağladılar. Rus şirket, 2025 yılına kadar yılda sekiz adet 170 MW türbin inşa etmeyi ve nihai hedef olarak da yılda 12 türbin üretmeyi planladığını açıkladı.

Gaz türbini ihraç eden ilk altı ülke, ticaret hacmi (milyar ABD doları) açısından 2019-2021 yılları arasında küresel ihracatın %70'ini oluştururken, ABD %30'luk payla lider konumdadır. Ticaret hacmi açısından en büyük ithalatçı da %10'luk payla ABD olurken, onu %6 ile Çin takip etmiştir. İthalatçılardaki pazar yoğunluğu çok daha düşük olup, ilk altı ülke küresel ithalatın %30'unu gerçekleştirmektedir.

Gaz türbinleri için gerekli kritik minerallerin madenciliği, gelişmekte olan birkaç ekonomide yoğunlaşmıştır

Gaz türbinleri için temel malzeme gereksinimleri düşük alaşımlı çeliğin yanı sıra türbin kanatları için ısıya dayanıklı nikel bazlı süper alaşımlardır. Çelik karışımlarında kullanılan en önemli kritik mineraller molibden, manganez, kromit, nikel, kobalt ve renyumdur. Mutlak çıkarılan miktarları bir perspektife koyarsak, bu minerallerin büyüklüğü demir cevheri gibi emtialara kıyasla küçüktür. 2022 yılında küresel olarak 2 600 Mt demir cevheri, 22 Mt bakır ve 20 Mt manganez çıkarılırken, çıkarılan nikel miktarı sadece 3,2 Mt, molibden ve kobalt sırasıyla 255 kt ve 200 kt büyüklüğünde çıkarılmış ve renyum
madenciliği küresel olarak yalnızca 58 tona ulaşmıştır.

Fraunhofer Güneş Enerjisi Sistemleri Enstitüsü (ISE) tarafından yapılan bir araştırma, 385 MW'lık bir Siemens Gaz Türbini için 2050 yılına kadar malzeme gereksinimlerinin 247 kg/MW yüksek alaşımlı çelik ve 137 kg/MW düşük alaşımlı çelik gibi değerli metalleri içerdiğini tahmin ediyor. Ayrıca, türbin yaklaşık 900 g/MW bakır gerektiriyor. Bu, diğerlerinin yanı sıra, 45 kg/MW'ın biraz altında kromit, 25 kg/MW kobalt, yaklaşık 2,5 kg/MW nikel, 2,8 kg/MW manganez ve yaklaşık 1,7 kg/MW molibden.

Son zamanlarda, kritik minerallerin madenciliği ve işlenmesindeki küresel yoğunlaşma, enerji dönüşümüne ilişkin küresel tartışmalarda önemli bir yer tutmaktadır. Türbinler için gerekli olan malzeme miktarı, diğer birçok mühendislik, kimya ve tıp uygulamalarında kullanılsa da, bu malzemelere yönelik küresel talebin önemli bir kullanıcısı olması pek olası değildir. Bununla birlikte, konsantre veya tek tedarikçilere olan potansiyel bağımlılıkları belirlemek için sektörün mineral tedarik zincirlerine olan bağımlılığını anlamak önemlidir. Doğal afetler veya jeopolitik gerilimler nedeniyle başlıca tedarikçilerden herhangi birini etkileyen tedarik kesintileri, gaz türbini endüstrisi tedarik zincirinde aksamalara yol açabilir.
 

Gerekli minerallerin madenciliği bazı ülkelerde oldukça yoğunlaşmıştır. Küresel molibden madenciliğinin tahmini %40'ı Çin'de gerçekleşmektedir ve benzer şekilde dünyadaki kromitin %40'ından fazlası Güney Afrika'da çıkarılmaktadır. Nikel, kobalt ve renyum için küresel manzara daha da yoğunlaşmış durumdadır. Endonezya küresel nikelin %50'sinden fazlasını çıkarmaktadır ve Kongo Demokratik Cumhuriyeti (bundan sonra, "Kongo") küresel kobalt arzının %70'ini üretmektedir. Kongo'daki kobalt madenlerinin büyük çoğunluğu Çinli firmalara ait ve onlar tarafından işletiliyor. Şili tek başına küresel renyumun yarısını çıkarmaktadır. Diğer iki büyük renyum madencisi Polonya ve Amerika Birleşik Devletleri'dir ve her biri toplam üretimin yaklaşık %16'sına sahiptir.

Bu minerallerin işlenmesinin küresel dağılımı da aynı şekilde yoğunlaşmıştır. Madenciliğe benzer şekilde, en büyük oyuncular her durumda %40'ın üzerinde paya sahiptir ve ilk üçü küresel işlemenin %75'inden fazlasını oluşturmaktadır (%65'in biraz üzerinde olan nikel hariç). Özellikle Çin, küresel madenciliğe kıyasla işleme aşamasında daha da güçlü bir konuma sahiptir. Çin, türbinlerdeki alaşımlar için gerekli olan minerallerden ikisinin küresel işlenmesine hakimdir; hem kobalt hem de molibden işlemenin %75'inden fazlasını ve küresel manganez işlemenin %67'sini gerçekleştirmektedir. Kongo'da Çin'e ait madenlerden çıkarılan kobalt büyük ölçüde Çin'de işlenmektedir. Ayrıca Çin, kromit ve nikelin işlenmesinde önemli bir rol oynamakta ve böylece gaz türbini endüstrisi için kritik olan beş mineralden dördünün tedarik zincirinde ayrılmaz bir oyuncu olmaktadır.

Türbin malzemelerinin geri dönüşümünün, sektörün bu minerallerin küresel madenciliğine olan bağımlılığını büyük ölçüde azaltabileceğini vurgulamak önemlidir. Yenilenebilir enerji kaynaklarının yaygınlaşmasının hızlanmasıyla talepte beklenen artış göz önüne alındığında, eski enerji ekipmanlarından elde edilen malzemelerin geri dönüşümü, talepteki güçlü artışları kısmen hafifletmek için cazip bir seçenek olabilir. 2016'da bir jet motoru gaz türbininin başarılı bir şekilde geri dönüştürülmesinin ardından, operasyonel ömürlerinin sonunda kullanılmış türbinlerden değerli metallerin geri dönüşümü ve geri kazanımı konusunda uzmanlaşmış birçok firma bulunmaktadır.

Bundan sonraki bölümde " Emisyonlar: CO2 elektrik sektöründen yapısal bir düşüşe giriyor-Çin, 2026 yılına kadar küresel elektrik üretimi emisyonlarındaki düşüşün yarısını oluşturuyor, Çin, Amerika Birleşik Devletleri ve Avrupa Birliği enerji sektörü emisyonlarındaki düşüşte başı çekiyor, Enerji sektörünün emisyon yoğunluğu daha önce görülmemiş bir oranda düşecek  "  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).