Politikasız referans (model)
Karbon fiyatı veya emisyon tavanı yok; yalnızca maliyet, talep ve mevcut filo.
En Düşük Maliyetli Patika · OSeMOSYS
Türkiye Elektrik Sistemi 2050: En Düşük Maliyetli Patika Senaryoları
Türkiye elektrik talebini 2050’ye kadar en düşük toplam maliyetle nasıl karşılar; karbon fiyatı ya da bir emisyon tavanı bu patikayı nasıl değiştirir? Dört senaryo, açık kaynaklı OSeMOSYS modeli ve ulusal verilerle çözüldü: hangi santral ne zaman kurulur, emisyon ve şebeke emisyon faktörü nasıl değişir.
Bunlar normatif optimizasyon senaryolarıdır: verilen varsayımlar altında en ucuz patikayı gösterir, geleceğe dair bir tahmin değildir.
Dört senaryo
Hepsi aynı model, aynı talep ve aynı maliyetlerle çözülür; yalnızca politika varsayımı değişir. Baz yıl 2024, son yıl 2050.
2053 net sıfır uyumlu
Elektrik sektörü CO₂ tavanı baz yıl seviyesinden 2053'te sıfıra doğrusal iner (Türkiye'nin 2053 net sıfır hedefi).
Ekonomi geneli 2053 net sıfır hedef yılı elektrik sektörüne doğrusal bir tavan olarak uygulanmıştır; resmi bir sektör patikası değildir.
Karbon fiyatı 50 $/t
2026'dan itibaren 50 USD2023/tCO₂, reel olarak sabit.
Karbon fiyatı varsayımsaldır; bir piyasa tahmini değildir.
Karbon fiyatı 100 $/t
2026'dan itibaren 100 USD2023/tCO₂, reel olarak sabit.
Karbon fiyatı varsayımsaldır; bir piyasa tahmini değildir.
| Senaryo | 2030 · Mt CO₂ | 2040 · Mt CO₂ | 2050 · Mt CO₂ | 2050 · t CO₂/MWh | 2050 · yenilenebilir payı |
|---|---|---|---|---|---|
| Politikasız referans (model) | 119,1 | 82,1 | 22,7 | 0,031 | %79 |
| 2053 net sıfır uyumlu | 119,1 | 67,5 | 15,6 | 0,022 | %76 |
| Karbon fiyatı 50 $/t | 81,2 | 28,9 | 7,2 | 0,010 | %75 |
| Karbon fiyatı 100 $/t | 43,4 | 9,5 | 2,4 | 0,003 | %74 |
Baz yıl (2024): 149,7 Mt CO₂, 0,422 t CO₂/MWh, yenilenebilir payı %47 — bütün senaryolarda aynı.
Grafikler
Elektrik sektörü CO₂ emisyonu
Milyon ton CO₂, yıllık. Dört senaryo aynı baz yıldan başlar.
Şebeke emisyon faktörü
Üretilen elektriğin MWh’i başına ton CO₂ (batarya deşarjı hariç).
Kurulu güç ve üretim için senaryo seçin
Karbon fiyatı veya emisyon tavanı yok; yalnızca maliyet, talep ve mevcut filo.
Kurulu güç — Politikasız referans (model)
GW. Batarya, güç kapasitesiyle gösterilir.
Elektrik üretimi — Politikasız referans (model)
TWh, yıllık. Batarya satırı deşarj edilen enerjidir.
Sonuçlar ne söylüyor?
Politika olmadan da emisyon düşüyor
Referans senaryoda elektrik sektörünün CO₂ emisyonu 2024 yılında 149,7 Mt, 2050 yılında 22,7 Mt olur (%85 azalma). Aynı dönemde yenilenebilir kaynakların üretimdeki payı %47 düzeyinden %79 düzeyine çıkar; şebeke emisyon faktörü 0,422 t CO₂/MWh iken 0,031 t CO₂/MWh olur.
Karbon fiyatı düşüşü öne çekiyor
2030’da emisyon referansta 119,1 Mt iken 50 $/t karbon fiyatıyla 81,2 Mt, 100 $/t ile 43,4 Mt olur. 2040’ta aynı sıra 82,1, 28,9 ve 9,5 Mt’dır.
2053 net sıfır uyumlu tavan
Baz yıldan 2053’te sıfıra inen tavanla emisyon 2040’ta 67,5 Mt, 2050 yılında 15,6 Mt olur (referans: 82,1 ve 22,7 Mt). Tavanın gölge fiyatı hiçbir yıl 37 $/t CO₂ düzeyini aşmaz; iskonto edilmiş toplam sistem maliyeti referansa göre %0,3 yüksektir.
2050 santral parkı
Referans senaryoda 2050 kurulu gücü: güneş 118,5 GW, rüzgâr 95,5 GW, hidroelektrik 32,2 GW, nükleer 16,2 GW, doğal gaz 13,5 GW ve batarya 19,3 GW.
En Düşük Maliyetli Patika
Varsayımlar sizin olsun
Bu sayfadaki senaryolar sabittir. Enerji aracındaki En Düşük Maliyetli Patika modülünde aynı modeli kendi varsayımlarınızla çözersiniz; sonuç her zaman politikasız referansla yan yana gelir.
- Karbon fiyatı ve başlangıç yılı, emisyon tavanı ve hedef yılı
- Elektrik talebi, yakıt fiyatları ve iskonto oranı
- Güneş, rüzgâr, nükleer ve batarya yatırım maliyetleri
- Yeni kömür, doğal gaz ve nükleerin kurulup kurulamayacağı
- Elektrikle birlikte ulaştırma ve binalar; Sanayi aracında sanayi
- Tüm Sektörler çalışma alanında ekonomi geneli net emisyon hedefi
Yöntem ve varsayımlar
- Model
- OSeMOSYS (açık kaynaklı enerji sistemi modeli), 2017_11_08 sürümü. Doğrusal bir programdır: talebi her yıl ve her zaman diliminde karşılamak koşuluyla yatırım, işletme ve yakıt maliyetlerinin iskonto edilmiş toplamını en aza indirir. İskonto oranı %5.
- Zaman
- Baz yıl 2024, son yıl 2050; her yıl ayrı çözülür. Yıl 12 zaman dilimine bölünür; dilimler ve kaynakların dilim bazındaki kapasite faktörleri EPİAŞ Şeffaflık Platformu’nun 2024 saatlik üretim ve tüketim verisinden türetilir.
- Baz yıl kalibrasyonu
- 2024’te her mevcut santral grubu, gözlenen üretiminin ±%1’i içinde üretir ve yeni kapasite kurulmaz. Mevcut kömür, linyit ve doğal gaz santrallerinin CO₂ emisyonu ulusal sera gazı envanterindeki kamu elektrik ve ısı üretimi değerine kalibre edilmiştir.
- Talep
- 2024 gerçekleşmesinden Ulusal Enerji Planı (ETKB, 2022) değerlerine gider: 2030’da 455,3 TWh, 2035’te 510,5 TWh. Sonrasında son dönemin büyüme hızı sürdürülür. Talep profili 2024 şeklinde tutulur.
- Mevcut santraller
- Mevcut filo ünite yaşına göre emekli olur (Global Energy Monitor izleyicileri). Hidroelektrik ve biyoenerji baz yıl kapasitesinde tutulur. Akkuyu’nun dört ünitesi 2026–2028’de devreye girer; yatırım maliyeti batık kabul edilir.
- Yeni yatırım maliyetleri
- NREL Annual Technology Baseline 2025, orta senaryo, 2023 ABD doları. Değerler ABD piyasasına aittir ve Türkiye’ye uyarlanmamıştır. Yeni rüzgâr ve güneş, Türkiye’nin gözlenen kapasite faktörlerini kullanır.
- Yakıt fiyatları
- İthal kömür, doğal gaz ve petrol için Dünya Bankası emtia fiyatları (Pink Sheet); linyit için 1.100 TL/t. Tüm yakıt fiyatları 2025’ten sonra reel olarak sabit tutulur.
- Kurulum hızı
- Yıllık yeni rüzgâr ve güneş kapasitesi, tarihsel en yüksek yıllık artışla sınırlıdır (rüzgâr 1.775 MW, 2021; güneş 6.188 MW, 2023) ve bu sınır her yıl %5 büyür. Yeni nükleer 2030’dan itibaren seçilebilir; yıllık artışı benzer biçimde sınırlıdır.
- Arz güvenliği
- Yedek marjı 2024 düzeyinde korunur. Batarya depolama (lityum iyon) yatırım seçeneğidir; bataryalara yedek marjı kredisi verilmez.
Modelin tüm varsayımları (İngilizce, model çıktısından)
- Discount rate 5 % (OSeMOSYS default) — set explicitly for decisions.
- Demand: 2024 actual → Ulusal Enerji Planı (ETKB, 2022): 455.3 TWh in 2030, 510.5 TWh in 2035; geometric interpolation, the last anchor-to-anchor growth rate continued afterwards.
- Demand profile held at the 2024 shape for all years.
- Imported coal priced at Pink Sheet South Africa (Richards Bay, 6,000 kcal/kg NAR); gas at Pink Sheet Europe (TTF) as a proxy for BOTAŞ import cost; oil-fired plants at Brent crude. All fuel prices held flat in real terms after 2025.
- Lignite 1,100 TL/t @ 1,650 kcal/kg (Ember 2025, from TKİ 2024 Annual Report), held flat in real terms.
- CO₂ only (IPCC 2006 default factors); CH₄/N₂O and geothermal non-condensable-gas CO₂ not modelled.
- Existing coal, lignite and gas plants are calibrated to the national inventory (public electricity and heat production, CO₂ by fuel group): they emit 12.2 % (coal, lignite) and 7.2 % (gas) more than their fuel input in the energy balance × the default factor — the inventory reports more fuel energy for these plants, and a higher factor for solid fuels. Hard coal and lignite share one ratio (the inventory gives solid fuels together). New plants emit their fuel input × the default factor.
- Existing fleets retire by unit age (Global Energy Monitor trackers, CC BY 4.0); unit start years give the shape, the national statistics the total. Gas/oil: GOGPT Aug 2026, 40/40-year life. Hard coal (imported) / lignite (domestic): GCPT Jul 2026, GEM unit-level retirement years (35-year base life; older units get a short remaining life). Geothermal (GEM Mar 2026): 30-year life (JRC). Wind and utility solar (GEM Feb 2026): DEA v0019 technical lifetime for the unit's start year where DEA publishes it (wind from 2020: 27–30 years; PV from 2025: 40 years), JRC 25 years for older units — the same sources as the new-build lifetimes. Units past their life in the base year retire the following year. Kept at base-year capacity: BIOENERGY, HYDRO (hydro: dams are refurbished, not retired; bioenergy: GEM lacks start years for 79 % of capacity).
- Fossil fleet efficiencies from the national energy balance (fuel input to power & heat plants); CHP heat ignored.
- Base year 2024 is calibrated: each existing fleet produces within ±1 % of its observed generation and no new capacity is built.
- Hard-coal and lignite fleets are capped at their observed base-year utilisation as an availability proxy; gas and oil fleets have no availability limit. Renewables, hydro, geothermal and bioenergy are capped by their observed timeslice capacity factors.
- Existing-fleet O&M costs taken from the closest ATB 2025 technology (US market).
- New-build costs: NREL/NLR ATB 2025 moderate scenario, US market, USD2023 — not adjusted to the model country.
- New solar/wind use the country's observed timeslice capacity factors, not ATB US resource classes.
- New nuclear available from 2030 (first ATB year); fuel-cycle cost from ATB 2025 (moderate, US).
- Operational lifetimes of new plants from DEA v0019 where available; nuclear 60 years is an assumption.
- No cross-border trade in this MVP.
- Annual new wind/solar capacity ≤ highest historical annual addition (wind 1775 MW in 2021, solar 6188 MW in 2023) growing 5 %/yr (growth rate is an assumption).
- Annual new nuclear capacity ≤ the largest single-year commissioning in the committed pipeline (2228 MW in 2028) growing 5 %/yr (assumption: the country has no other nuclear build history).
- Committed nuclear (GEM Global Nuclear Power Tracker, under construction with a start year): Akkuyu nuclear power plant 1 (2026, 1114 MW net); Akkuyu nuclear power plant 2 (2027, 1114 MW net); Akkuyu nuclear power plant 3 (2028, 1114 MW net); Akkuyu nuclear power plant 4 (2028, 1114 MW net). Capital cost treated as sunk; O&M, fuel-cycle cost and availability from ATB 2025 (moderate, US). Announced projects without dates are not committed; the model may still build new nuclear at ATB cost.
- Battery storage: ATB 2025 utility-scale Li-ion, cost split into power and energy parts from the 2 h and 10 h OCC (linear in duration); round-trip efficiency from ATB; 15-year life (ATB documentation value). Storage level follows a representative day per season (night → day → stress/evening).
- Batteries get no reserve-margin credit (conservative).
- Reserve margin held at the 2024 adequacy level (1.07 × highest timeslice demand). Capacity credits: renewables/hydro/geothermal/bioenergy from the 100 highest net-load hours of the base year (static — optimistic at high wind/solar shares); hard coal/lignite = observed utilisation; gas, oil and new thermal plants = 1.
Modelin sınırları
- Türkiye tek bölge olarak modellenir; iletim şebekesi kısıtları ve bölgesel farklar yer almaz.
- Sınır ötesi elektrik ticareti yoktur.
- On iki zaman dilimi saatlik değişkenliğin tamamını yakalamaz; kapasite kredileri baz yıldan alınır ve sabittir, yüksek rüzgâr ve güneş paylarında iyimser kalır.
- Yalnızca CO₂ hesaplanır; CH₄, N₂O ve jeotermal santrallerin yoğuşmayan gaz CO₂’si kapsam dışıdır.
- Talep fiyata tepki vermez; elektrikli araçlar ve ısı pompaları gibi yeni talepler bu sayfadaki senaryolarda ayrıca modellenmez.
- Yeni jeotermal ve yeni hidroelektrik yatırım seçeneği yoktur.
- 2053 net sıfır senaryosundaki tavan, ekonomi geneli hedef yılının elektrik sektörüne doğrusal uygulanmasıdır; resmi bir sektör patikası değildir. Model 2050’de biter.
- Karbon fiyatları varsayımsaldır; bir piyasa tahmini değildir.
Veri kaynakları
- ETKB Ulusal Enerji Denge Tabloları 2023–2024 (capacity, generation, plant fuel input, sectoral consumption)
- EPİAŞ Şeffaflık Platformu 2024 hourly generation and consumption (profile shapes, capacity credits)
- Türkiye national greenhouse gas inventory (CRT), 2024: public electricity and heat production, CO₂ by fuel group (emissions of the existing fleet)
- Global Energy Monitor GOGPT (Aug 2026), GCPT (Jul 2026), GNPT (Aug 2026), GGPT (Mar 2026), GWPT and GSPT (Feb 2026), CC BY 4.0 (fleet ages and retirement, committed nuclear)
- ETKB Ulusal Enerji Planı (2022) (electricity demand 2030, 2035)
- Ember (2025). $8.7 billion coal subsidy contradicts Türkiye's renewable goals. https://ember-energy.org/latest-insights/8-7-billion-coal-subsidy-contradicts-turkiyes-renewable-goals/ (lignite price, from TKİ 2024 Annual Report)
- NLR (2025). 2025 Annual Technology Baseline (ATB) Cost and Performance Data for Electricity Generation Technologies. Golden, CO: National Laboratory of the Rockies. CC BY 4.0 (new-build costs and performance)
- Danish Energy Agency and Energinet. Technology Data — Generation of Electricity and District Heating. Version 0019. (plant lifetimes)
- Tsiropoulos, I., Tarvydas, D., Zucker, A. (2018). Cost development of low carbon energy technologies — Scenario-based cost trajectories to 2050, 2017 Edition. EUR 29034 EN, Publications Office of the European Union, Luxembourg. doi:10.2760/490059, JRC109894. EC reuse policy (Decision 2011/833/EU) (plant lifetimes)
- World Bank Commodity Price Data (Pink Sheet), updated September 02, 2026, CC BY 4.0 (coal, gas and oil prices)
- IPCC (2006). 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, Volume 2: Energy, Chapter 2: Stationary Combustion. Table 2.2 default emission factors. (CO₂ emission factors)
- Eurostat, World Bank WDI and ECB price indices and exchange rates (conversion to USD2023)
OSeMOSYS 2017_11_08 · otoole==1.1.5 · highspy==1.15.1 · GLPK (LP generation only) · hesaplama tarihi 2026-10-02. Girdi özetleri: Politikasız referans (model) a87580c854d7bf75 · 2053 net sıfır uyumlu 34e28a0df40b68c8 · Karbon fiyatı 50 $/t 337666229af2d3d7 · Karbon fiyatı 100 $/t 99bcfbceb38d3257.
Sık sorulan sorular
Bu senaryolar Türkiye elektrik sektörü için bir tahmin mi?
Hayır. En düşük maliyetli patika, verilen talep, maliyet ve politika varsayımları altında toplam sistem maliyetini en aza indiren yatırım ve işletme planıdır. Gerçek yatırımları finansman, izin süreçleri, şebeke ve piyasa tasarımı gibi modelde yer almayan etkenler de belirler. Sonuçlar “bu varsayımlarla en ucuzu ne olurdu” sorusunu yanıtlar.
Politikasız referans senaryoda emisyon neden düşüyor?
Modelde karbon fiyatı ya da emisyon tavanı olmasa da yeni rüzgâr ve güneş santralleri, artan talebi karşılamanın ve emekli olan kömür ve doğal gaz santrallerinin yerini doldurmanın çoğu yılda en ucuz yoludur. Yıllık kurulum hızı tarihsel artışlarla sınırlandığı için geçiş kademelidir.
2053 net sıfır senaryosu resmi bir elektrik sektörü hedefi mi?
Hayır. Türkiye’nin 2053 net sıfır hedefi ekonomi genelidir. Bu senaryoda elektrik sektörünün CO₂ emisyonuna, baz yıl düzeyinden 2053’te sıfıra doğrusal inen bir tavan uygulanır. Model 2050’de bittiği için son yıldaki tavan, 2053’e giden doğrunun 2050’deki değeridir.
Karbon fiyatı senaryoları bir ETS fiyat tahmini mi?
Hayır. 50 ve 100 ABD doları/ton CO₂ (2023 fiyatlarıyla), 2026’dan itibaren reel olarak sabit tutulan varsayımsal fiyatlardır. Amaç, bir karbon fiyatının santral yatırımlarını ve emisyonu ne kadar ve ne hızla değiştirdiğini göstermektir.
Kendi varsayımlarımla senaryo kurabilir miyim?
Evet. Enerji aracındaki En Düşük Maliyetli Patika modülünde karbon fiyatını, emisyon tavanını, talebi, yakıt fiyatlarını, teknoloji maliyetlerini ve hangi teknolojilerin ne zaman kurulabileceğini kendiniz belirlersiniz; model tarayıcınızda çözülür ve sonuç her zaman politikasız referansla karşılaştırılır. Aynı modül ulaştırmayı ve binaları, Sanayi aracında sanayiyi, Tüm Sektörler çalışma alanında ekonomi geneli bir net emisyon hedefini de kapsar. Modül Pro planlara dahildir.
Sonuçları kendi çözücümle yeniden üretebilir miyim?
Evet. Modül, senaryonun tam OSeMOSYS model paketini (otoole biçiminde veri dosyaları ve model dosyası) indirmenize izin verir; paketi kendi bilgisayarınızda açık kaynaklı bir çözücüyle çözüp sonuçları araca geri yükleyebilirsiniz.