Ülkemiz yerli enerji kaynaklarının yeni teknolojilerle değerlendirilmesi sonucunda oluşacak sera gazı azaltım potansiyelinin belirlenmesi ve maliyet analizleri
Determination of greenhouse gas mitigation potential resulting from the utilization of our country's domestic energy resources with new technologies and cost analysis
Yazar: ECE GİZEM ÇAKMAK
Danışman: PROF. DR. HASAN CAN OKUTAN
İstanbul Teknik Üniversitesi / Lisansüstü Eğitim Enstitüsü / Kimya Mühendisliği Ana Bilim Dalı / Kimya Mühendisliği Bilim Dalı
Derece: Doktora, 2024
Konu: Kimya Mühendisliği = Chemical Engineering

Özet:
İklim değişikliği, 21. yüzyılda küresel ölçekte karşılaşılan en önemli ve acil sorunlardan biri olarak değerlendirilmektedir. Bu çerçevede oluşturulan Birleşmiş Milletler İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi kapsamında 2015 yılında kabul edilen Paris Anlaşması ile, sanayi öncesi düzeye göre küresel ortalama sıcaklık artışını 2°C'nin çok altında, tercihen 1,5°C'de tutmak amacıyla ülkeler sera gazı emisyonlarını azaltmaya davet edilmiştir. Elektrik üretim sektörü antropojenik sera gazı emisyonlarının yaklaşık %34'ünü oluşturduğu için Paris Anlaşması hedeflerine ulaşılması açısından elektrik üretim altyapısının düşük emisyonlu alternatif teknolojiler ile dönüştürülmesi gerekmektedir. Gelişmekte olan bir ülke olarak Türkiye, toplam sera gazı emisyonlarını 2030 yılına kadar beklenen seviyeye kıyasla %41 oranında azaltmayı taahhüt etmiştir. Fosil yakıtlara dayalı elektrik üretimi kaynaklı sera gazı emisyonları Türkiye'nin toplam sera gazı emisyonlarının yaklaşık %25'ine tekabül etmekte olup, elektrik üretim sektöründe yüzyılın ortasına kadar net sıfır hedeflerine ulaşabilmek için ekonomik büyüme ve sosyal kalkınmaya zarar vermeyecek bir planlama yapılmasına ihtiyaç bulunmaktadır. Öte yandan elektrik üretim sektöründe dışa bağımlılığın azaltılabilmesi adına yerli kömür ve biyokütle kaynaklarının değerlendirmesine yönelik temiz teknolojilere yatırımın arttırılması ve güneş ve rüzgar enerjisi gibi yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımının arttırılması da önem arz etmektedir. Bu çerçevede elektrik üretim sektöründe yeni yatırımların, hem sera gazı emisyonlarına etkileri hem de yerli enerji kaynaklarının kullanımının arttırılması noktasında değerlendirilmesi ve alternatif politika seçeneklerinin senaryolar bazında ortaya konmasına ihtiyaç duyulmaktadır.
Türkiye'de elektrik üretiminden kaynaklanan emisyonların azaltılmasına yönelik potansiyel yolları araştırmak için, bu çalışma kapsamında TIMES (The Integrated MARKAL-EFOM System) modelleme aracı kullanılarak bir model geliştirilmiştir. Bu model çerçevesinde, ülkemiz yerel şartlarını yansıtan bir referans enerji sistemi oluşturularak 2055 yılına kadar gerçekleşmesi beklenen elektrik tüketim miktarları ve buna karşılık oluşması beklenen sera gazı emisyon miktarı elektrik üretim kaynakları bazında tahmin edilmiştir. Bu amaçla ilk olarak Türkiye'deki mevcut elektrik üretim altyapısının kapsamlı bir değerlendirmesini yapmak için elektrik üretim sektörünü ve teknoloji alternatiflerini yansıtan ulusal bir veri tabanı oluşturulmuştur. Bir sonraki aşamada bu veri tabanı kullanılarak TIMES modelinde referans enerji sistemi oluşturulmuş ve sanayi, konut, hizmet ve ulaştırma sektörleri bazında 2055 yılı elektrik tüketim projeksiyonları gerçekleştirilmiştir. 2055 yılı elektrik tüketim tahminleri yapılırken, Türkiye İstatistik Kurumu tarafından yayınlanan ve 2080 yılını kapsayan nüfus projeksiyonları, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı'nca gerçekleştirilen ve 2040 yılına kadar uzanan elektrik enerjisi talep projeksiyonları ve Ekonomik Kalkınma ve İşbirliği Örgütü tarafınca Türkiye için 2060 yılına kadar öngörülen Gayri Safi Yurtiçi Hasıla değerleri dikkate alınmıştır. Bu çerçevede referans senaryoda toplam elektrik enerjisi talebinin 2055 yılına kadar 2020 yılına kıyasla 2,6 kat artış göstereceği öngörülmüştür.
Öte yandan model kalibrasyonu referans senaryo (REF) bazında, 2015 ve 2020 yılları için gerçekleştirilmiş olup, bu yıllar için modelde elde edilen sonuçlar ulusal istatistikler ile karşılaştırılmıştır. Buna göre, elektrik üretim sektörü kaynaklı toplam sera gazı emisyonları açısından model sonuçları ve ulusal istatistikler arasında ortalama ± %0,2 seviyesinde fark oluşmuş olup, modelin baz yıl olarak seçilen 2015 ve 2020 yılları için uyumlu sonuçlar verdiği ve 2025-2055 yılları arasını kapsayan projeksiyon periyodu boyunca güvenilir sonuçlar ortaya koyabileceği değerlendirilmiştir.
Elektrik üretim sektörünün mevcut durumundan yola çıkarak, uygulama ve politikaların değişmeyeceğini öngören referans senaryo sonuçlarına göre 2020 yılında 126,2 Mton CO2e seviyesinde gerçekleşen elektrik üretim sektörü toplam sera gazı emisyonlarının 2055 yılına gelindiğinde yaklaşık 2,7 kat artarak 336,5 Mton CO2e seviyesine ulaşacağı öngörülmüştür. Benzer şekilde elektrik üretim miktarının da 2020 yılındaki 299 TWh seviyesinden, 2055 yılında 820 TWh seviyesine yükselerek 2,7 kat artması beklenmektedir. Elektrik üretim kurulu kapasitesine bakıldığında ise, ithal kömür, linyit ve doğal gaz yakıtlı tesislerin 2020 yılında sırasıyla 9,2 GW, 11,3 GW ve 25,5 GW seviyesinde olan kapasitelerini, 2055 yılında 30,2 GW, 20,4 GW ve 55,5 GW'a yükselteceği ve fosil yakıtların mevcut durumda olduğu gibi gelecekte de toplam kurulu kapasitenin yarısını oluşturacağı öngörülmüştür. Buna karşılık elektrik üretim sektörünce ortaya konan toplam maliyetin 2020 yılındaki 25,3 bin 2022 $USm seviyesinden 2055 yılında 74,3 bin 2022 $USm'a yükseleceği değerlendirilmiştir.
Tez çalışması kapsamında alternatif teknoloji seçenekleri ve politikaların sera gazı emisyon azaltımı ve toplam sektörel maliyetler üzerindeki etkisini incelemek adına 10 adet alternatif senaryo oluşturulmuştur. Emisyon limiti senaryoları (CC15, CC25, CC41 ve CC44), yenilenebilir enerji teknolojileri senaryoları (RENL, RENM ve RENH) ve yeni teknolojiler senaryoları (NTEC, NTECH ve NTECHH) olmak üzere üç ana başlık altında gruplandırılan senaryoların sonuçları ortaya konulan toplam sera gazı emisyon miktarı, kaynaklar ve teknolojiler bazında kurulu kapasite ve elektrik üretim miktarı, toplam ve birim maliyetler açısından kıyaslanmıştır. 
Senaryolar bazında gerçekleştirilen analizlere göre, 2050 yılında referans senaryoya kıyasla %18 ila %80 arasında sera gazı emisyon azaltım potansiyeli bulunmaktadır. Özellikle entegre gazlaştırma, karbon yakalama, biyokütle dönüşümü gibi katı yakıtların işlenmesine ek olarak, açık deniz rüzgar türbinleri, konsantre güneş enerjisi santralleri ve nükleer dönüşüm teknolojileri gibi unsurları dikkate alan NTECH senaryosunda baz senaryoya kıyasla %59 ile nispeten yüksek bir azaltım oranına ulaşılmıştır. Bu senaryoda yenilenebilir ve nükleer enerji teknolojilerinin toplam kurulu gücü 2050 yılında 158,4 GW'a ulaşarak toplam kurulu gücün yaklaşık %60'ını oluşturmuştur. Karbon yakalama ve depolama teknolojisinin entegre edildiği ithal kömür ve doğal gaz santralleri toplam kurulu kapasitesi ise 6,9 GW seviyesine ulaşmıştır. Üretilen elektrik miktarı açısından bakıldığında ise toplam üretimin %67'sinin yenilenebilir ve nükleer enerji santrallerinden geldiği, fosil yakıtların ise 2020 yılındaki %58 seviyesinden 2050 yılında %33 seviyesine gerilediği öngörülmüştür. Bu senaryoya hidrojen enerjisinin dahil edildiği NTECHH senaryosunda ise toplam sera gazı emisyon azaltımı %79,7 seviyesine yükselmiştir. 
Üretilen elektriğin sera gazı emisyon yoğunluğuna bakıldığında ise, baz yılında 0,419 ton CO2e/MWh seviyesinde gerçekleşen değerin, 2050 yılında emisyon limiti senaryolarında ortalama 0,292 ton CO2e/MWh, yenilenebilir enerji teknolojileri senaryolarında ortalama 0,288 ton CO2e/MWh ve yeni teknolojiler senaryolarında ortalama 0,153 ton CO2e/MWh seviyesine düştüğü görülmüştür. 
Modelleme çalışmasında, optimizasyon problemi temel olarak toplam sistem maliyetlerini minimize etmeye odaklandığından, her bir senaryo bazında elde edilen toplam ve birim maliyetler de analiz edilmiştir. Senaryolar bazında toplam sistem maliyetinin referans senaryosundan yeni teknolojiler senaryosuna gidildikçe arttığı gözlenmiştir. Elektrik üretim miktarı bazındaki maliyetler açısından ise referans senaryoda 2020 yılında 0,084 2022 $US/kWh seviyesinde gerçekleşen birim maliyetin, 2050 yılında emisyon limiti senaryolarında ortalama 0,087 2022 $US/kWh, yenilenebilir enerji teknolojileri senaryolarında ortalama 0,091 2022 $US/kWh ve yeni teknolojiler senaryolarında ortalama 0,105 2022 $US/kWh seviyesine yükseldiği görülmüştür. Yeni elektrik üretim teknolojilerinin entegrasyonu ve sera gazı emisyonlarına sınırların konulması gibi politika önlemlerinin, elektrik birim maliyetini %20'ye varan oranda arttırdığı ve nihai tüketiciler üzerinde etki oluşturduğu tespit edilmiştir. 
Bu çalışmanın sonuçları, özellikle katı yakıta ve biyokütleye dayalı enerji santralleriyle ilgili geniş bir veri tabanı oluşturmak amacıyla ulusal istatistiklerden elde edilen veriler kullanılarak belirlenmiştir. Ayrıca, inşa halindeki veya işletmeden çıkarma aşamasındaki santrallerle ilgili bilgiler, modelleme çerçevesine dahil edilerek, enerji sistemine ilişkin yakın dönem belirsizliklerin önemli ölçüde azaltılması mümkün olmuştur. Türkiye için TIMES modelleme platformu kullanılarak geliştirilen enerji, ekonomi ve çevre optimizasyon modeli, gelecekte beklenen nüfus ve gayri safi yurtiçi hasıla artışı sonucu ortaya çıkacak elektrik talebini karşılamak için uygun enerji üretim portföyünün belirlenmesine olanak sağlamıştır. Elektrik üretim sektöründe sera gazı emisyonlarının azaltımının yeni teknolojilerin ve yenilenebilir enerji kaynaklarının dahil edilmesi ile mümkün olduğu, öte yandan sistem maliyetlerinin de doğru orantılı olarak artış gösterdiği ortaya konmuştur. Tüketiciler üzerinde ek yük oluşturacak maliyetlerin azaltılabilmesi için, hem ithalat bağımlılığının azaltılmasına hem de sera gazı emisyonlarının azaltılmasına katkıda bulunması beklenen, temiz kömür ve biyokütle teknolojilerinin uygulanmasını destekleyebilecek politika önlemlerinin geliştirilmesi önerilmektedir. Bu tez çalışması kapsamındaki bulgular, yerli enerji kaynaklarının kullanımını geliştirirken enerji sektörü için karbonsuzlaştırma yollarının değerlendirilmesinde karar vericilere yardımcı olacaktır.

Abstract:
Climate change is one of the most pressing challenges faced by humankind in the 21st century, and given that it accounts for around 34% of global anthropogenic greenhouse gas emissions, a fundamental transformation of the electricity generation sector is essential to achieve the long-term temperature targets set by the Paris Agreement. As a developing country, Türkiye has committed to reduce its greenhouse gas emissions by up to 41% from business as usual levels by 2030. Within the scope of this study, a model has been developed using TIMES (The Integrated MARKAL-EFOM System) modeling tool to evaluate alternative pathways to reduce greenhouse gas emissions from electricity generation in Türkiye. This model includes a comprehensive database corresponding to the existing power generation plants in Türkiye. Under this model, national datasets were used and the potential of greenhouse gas emissions mitigation was estimated under a total of 10 alternative scenarios. The TIMES model is a tool that enables the analysis of energy, economy and environment relations based on technological development and is applied to determine the emission reduction potential on a sectoral basis. 
Within the scope of the study, 10 alternative scenarios were created to examine the impact of alternative technology options and policies on mitigation of greenhouse gas emissions and total system costs. The results of the scenarios, grouped under three groups as emission limit scenarios (CC15, CC25, CC41 and CC44), renewable energy technologies scenarios (RENL, RENM and RENH) and new technologies scenarios (NTEC, NTECH and NTECHH), were compared in terms of the total amount of greenhouse gas emissions, installed capacity and amount of electricity generation on based on sources and technologies, total and unit costs.
When analyzed on the basis of scenarios, a reduction potential between 18% and 80% was obtained in 2050 compared to the reference scenario. Consideably much higher mitigation potential is achieved in the NTECH scenario, which considers new technologies for the conversion of solid fuels such as integrated gasification, carbon capture and co-firing with biomass, as well as offshore wind turbines, concentrated solar power plant and nuclear conversion technologies. Greenhouse gas emission intensity is another important parameter that can be used to assess the mitigation potential and is calculated as the ratio of total CO2e emissions from electricity generation to the total amount of electricity generated. CO2e emission intensity decreased across scenarios, from an average of 0.419 tons CO2e/MWh in the base year to 0.098 tons CO2e/MWh in 2050.
In the scenarios with limits on total CO2 emissions (CC15, CC25, CC41 and CC44), the impact of restrictions on greenhouse gas emissions was assessed and no new technologies were included in the model. Therefore, mitigation up to 44% could be implemented by the model with existing electricity generation technologies and policies. Above this level, the model was not feasable. In the CC44 scenario, where the highest reduction was achieved, coal-fired plants were replaced by natural gas combined cycle technology, while biomass, wind and solar power plants increased their shares as compared to the reference scenario. The amount of electricity generated from biofuels was doubled in 2050 compared to the reference scenario. On the other hand, the share of wind power plants increases from 9% in 2030 to 21% in 2050.
In the scenarios where renewable energy technologies are assessed (RENL, RENM and RENH), the share of electricity generated from hydroelectric, biomass, solar and wind power plants increases from 39% in 2020 in the reference scenario to 56% in 2050 in the most ambitious scenario. 
Under scenarios where the impact of new technologies is assessed (NTEC, NTECH and NTECHH), the share of fossil fuels in total electricity generation declines from 58% in the reference scenario to 27% in the most ambitious scenario by 2050. Under these scenarios, the impacts of clean coal technologies such as gasification combined cycle, biomass co-firing and carbon capture are assessed in the model. In addition, nuclear power plant technologies are also identified at a level consistent with official forecasts. In order for low-carbon technologies to be selected by the model, the model sets an upper bound for CO2 at around 40%. However, the high investment and operating costs associated with new technologies are a limiting factor against their wider adoption. 
Integrated gasification technology (IGCC) is considered among the clean coal technologies in the model for both lignite and imported coal, while no investment is made in lignite-fired technology (ELIGIGCC). This is thought to be mainly related to the efficiency of this technology, hence the higher amount of greenhouse gas emissions produced by these units compared to other IGCC technologies. Imported coal-fired IGCC technology was adopted by the model to a relatively small extent.
Carbon capture and storage (CCS) technologies are also evaluated under the set of new technologies. Supercritical pulverized combustion (EHCOSCCC) and integrated gasification (EHCOIGCCCC) technologies powered by imported coal can be implemented to a certain extent by the model. The share of electricity generated by these technologies in total electricity generation is reaching 3% by 2050. On the other hand, the results show that natural gas combined cycle power plants with integrated carbon capture and storage (ENGACCCC) are also included in the model to a limited extent (with a capacity of around 5 GW in 2050). As the deployment of CCS technology increases the total system cost, the model is unable to prioritize these technologies for the mitigation of greenhouse gas emissions. In order to prioritize these technologies under the modeling framework, a policy option to reduce investment and operating costs should also be considered.
Since the optimization problem in the modeling study mainly works with the aim of minimizing the total system costs, a detailed analysis was performed on the costs associated with each scenario. According to the results, 60-65% of the total costs are associated with investment costs, with the smallest contribution coming from variable costs related to consumed fuels and auxiliary services with around 3%. When comparing the change in costs across scenarios, a gradual increase is observed from the reference scenario to the new technologies scenario. In the CC15, CC25 and RENL scenarios, where renewable energy sources are used to a limited extent in the model and natural gas-fired technologies are prioritized for emission reduction, a lower total system cost is calculated compared to the reference scenario. On the other hand, the total system costs calculated in all other scenarios are between 0.9% and 22.8% higher than the reference scenario. According to the results, the increase in the impact of clean coal, nuclear power, concentrated solar power and offshore wind power technologies under the new technologies scenario is consistent with the technology choices made by the model.
Within the framework of the model, costs corresponding to unit electricity generation were also evaluated and it was observed that the unit costs, which were 0.084 2022 $US/kWh in the base year, increased to 0.105 2022 $US/kWh in the NTECHH scenario. As the current value for household consumption in Turkey is around 0.077 $US/kWh in 2022, policy interventions to incorporate new technologies or to limit greenhouse gas emissions have an impact of around 20% on final consumers.
The results obtained in this study were determined by using data obtained through national statistics in order to create a detailed database on power plants based on solid fuel and biomass in particular. Moreover, the inclusion of information on power plants under construction or in the decommissioning phase in the modeling framework significantly reduces near-term uncertainties in the modeling. The energy, economy and environment optimization model developed for Turkey using the TIMES modeling platform enabled the determination of the energy generation portfolio to meet the demand that will be generated by the expected growth in population and gross domestic product. The greenhouse gas emissions mitigation potential of the electricity generation sector was investigated through alternative scenarios, and a mitigation potential of 17.7% to 79.7% was obtained for 2050 compared to the baseline scenario. The impacts of new technologies for solid fuel-based power plants were considered in the new technologies scenarios where only a limited amount of new capacity was installed due to high costs. As a result, the highest unit cost of electricity is calculated for the NTECH scenario, which is almost 1.3 times higher than the current unit costs. In order to reduce these costs, it is recommended to develop policy measures that can support the implementation of clean coal and biomass technologies, which are expected to contribute to both reducing import dependency and reducing greenhouse gas emissions. As seen in the NTECH scenario, the electricity generation sector contributes significantly to the NDC targets, but since total greenhouse gas emissions from electricity generation account for 27.3% of the country-wide greenhouse gas emissions, mitigation potential needs to be built in other sectors (residential and commercial buildings, industry, etc.) to achieve the 41% reduction target. The transformation of the electricity generation sector can be realized faster than in other sectors due to various factors such as the availability of technologies, the potential for renewable energy sources, and the applicability of technologies in a wider range of sectors. On the other hand, the pressure on the electricity generation sector from the expected electrification of other sectors should also be taken into account.
In the evaluation of electricity generation technologies, various factors such as the lifetime and costs of the technologies, the availability/efficiency of the installed capacity are taken into account, and it is envisaged that improvements in these parameters may also occur as a result of the technology learning process. In this study, only direct greenhouse gas emissions from power generation facilities are considered. It would be useful to consider total emissions throughout the life cycle assessment, which takes into account the impacts of fuel production/extraction, transportation and infrastructure construction, in order to address the overall impacts of power generation. In addition, a sensitivity analysis under different technology learning rates could be conducted in future studies. As the projected demand is closely related to the amount of electricity generated, future studies could include the analysis of different growth rates over baseline and alternative scenarios. The current study provides an analysis of the potential of electricity generation in Turkey to reduce greenhouse gas emissions. The findings of this thesis will help decision makers in evaluating decarbonization pathways for the energy sector while improving the use of domestic energy resources.