Sanayide yeni ısı pompası dönemi mi? MHI’nin 90 °C atık ısı teknolojisi Türkiye için ne ifade ediyor

Mitsubishi Heavy Industries’in yeni santrifüj ısı pompası, atık ısıyı 90 °C’ye kadar sıcak suya dönüştürüp 640 kW’a kadar kapasite sunuyor.

Türkiye’de elektrik-doğalgaz fiyat dengesi ve karbon politikaları bu teknolojinin benimsenmesini belirleyecek.

Hızlı Bakış

• MHI’nin santrifüj ısı pompası, atık ısıyı 90 °C sıcak suya dönüştürerek 640 kW’a kadar kapasite sunuyor.
• Yüksek sıcaklıklı ısı pompalarında COP, kaynak sıcaklığı ve hedef sıcaklık farkına güçlü biçimde bağlı.
• Türkiye’de elektrik fiyatları ve doğalgaz sübvansiyonları geri ödemeyi etkiliyor; OSB’lerde avantajlı senaryolar mümkün.
• Düşük sıcaklıklı jeotermal sahalarla entegrasyon, COP’u artırıp elektrik talep profilini dengeleyebilir.
• Net Sıfır 2053 ve CBAM, sanayide elektrik bazlı ısı çözümlerini stratejik hale getiriyor.

MHI’nin santrifüj ısı pompası: 90 °C sıcak su, 640 kW kapasite ve düşük GWP’li soğutkan

MHI’nin ETI-W olarak tanıttığı santrifüj ısı pompası, proseslerden ve tesislerden toplanan düşük sıcaklıklı atık ısıyı yükselterek 90 °C’ye kadar sıcak su üretebiliyor. Sistem, tek ünitede 640 kW’a kadar ısıtma kapasitesi hedefliyor ve HFO-1233zd(E) gibi düşük küresel ısınma potansiyeline (GWP≈1) sahip bir soğutkan kullanımıyla çevresel etkiyi azaltmayı amaçlıyor. Santrifüj kompresör mimarisi ve kabuk-borulu ısı eşanjörü gibi endüstriyel sınıf bileşenler, ünitenin büyük ölçekli uygulamalarda güvenilirliğini artırmak üzere tasarlanmış durumda.

Atık ısı kaynakları ve uygulama alanları: Elektronikten gıdaya sanayide geniş yelpaze

Bu tip ısı pompaları, atık su, proses soğutma devreleri, hava kompresörleri, kojenerasyon artıkları ve data center ısıları gibi yaygın kaynaklardan ısı geri kazanımı yaparak proses ısısı ve kullanım sıcak suyu üretebilir. Elektronik, otomotiv, gıda-içecek, kimya, ilaç ve ticari binalar gibi sektörlerde 70–90 °C bandındaki ihtiyaçlara cevap vererek fosil yakıtlı kazanların yükünü azaltma potansiyeli taşır.

Verimlilik ve performans çerçevesi: COP değeri ve sıcaklık eşiği neden kritik

Yüksek sıcaklıklı ısı pompalarında COP değeri, kaynak sıcaklığı ile istenen çıkış sıcaklığı arasındaki farka güçlü biçimde bağlıdır. Kaynak tarafında sıcaklığın yükselmesi (örneğin 10–25 °C’den 30–40 °C’ye) ve talep edilen çıkışın 80–90 °C yerine 65–75 °C’de kalması, pratikte daha yüksek COP ve daha kısa geri ödeme süresi yaratır. Bu nedenle ısı eşleştirme ve proses optimizasyonu (örn. ısı talebini kademelendirme, ön ısıtma) performansta belirleyici olur.

Türkiye’de maliyet gerçekliği: elektrik fiyatları, doğalgaz sübvansiyonları, düşük sıcaklıklı jeotermal sinerjisi ve geri ödeme

Türkiye’de son yıllarda elektrik fiyatlarındaki artış ve doğalgaz sübvansiyonlarının görece etkisi, ısı pompalarının anlık işletme maliyeti karşılaştırmalarında dezavantaj yaratabiliyor. Buna karşın; yüksek saatlik elektrik çekişinin dengelenmesi, talep tarafı katılımı, OSB içi avantajlı tarifeler ve atık ısı kaynağının sürekliliği gibi faktörler bir araya geldiğinde, belirli tesislerde rekabetçi geri ödeme süreleri yakalanabiliyor. Özellikle yakın ısı kaynaklarının bulunduğu ve ısı ihtiyacının yıl boyu süreklilik gösterdiği tesislerde tablo olumluya dönebiliyor.

Jeotermal entegrasyon: Türkiye için stratejik fırsat

Düşük sıcaklıklı jeotermal sahalar ile su kaynaklı ısı pompası entegrasyonu, ısı pompalarının kaynak tarafı sıcaklığını yükselterek COP’u artırma ve geri ödemeyi kısaltma potansiyeli taşır. Türkiye, 1,7 GW kurulu jeotermal elektrik kapasitesiyle dünyada ilk 4 ülke arasında yer alırken, doğrudan kullanım (bölgesel ısıtma, seracılık, termal tesisler) alanında da önde gelen ülkelerden biridir. İzmir Balçova–Narlıdere sisteminin yaklaşık 160 MWt kapasitesi ve Gönen ile Simav örnekleri, mevcut altyapının ölçeğini gösterir.

Literatür, jeotermal destekli ısı pompası sistemlerinin özellikle 40–70 °C sıcaklıktaki akışkanlardan 70–90 °C proses sıcaklığına doğrudan yükseltme için uygun olduğunu; Simav özelinde ısı pompası destekli bölgesel ısıtma uygulamalarının fizibil olduğunu ortaya koyar. Bu nedenle jeotermal kaynağa yakın OSB’lerde veya endüstriyel kampüslerde, jeotermal + ısı pompası hibrit sistemleri hem elektrik talep profilini dengeleyerek hem de fosil yakıt yükünü azaltarak uzun vadede rekabetçi bir enerji çözümü sunabilir.

Politika ve düzenleme perspektifi: Net Sıfır 2053, CBAM ve karbon fiyatlaması etkisi

Türkiye’nin Net Sıfır 2053 hedefi ve AB’nin Sınırda Karbon Düzenlemesi (CBAM), sanayi ısısında karbon yoğunluğunu düşürmeyi giderek daha stratejik hale getiriyor. Karbon fiyatlaması/ETS devreye girdikçe, doğalgaz kazanları ile elektrik bazlı ısı pompaları arasındaki toplam sahip olma maliyeti farkı, ısı pompaları lehine değişebilir. Bu çerçevede yeşil elektrik tedariki (PPA, öz tüketim GES, RES) ile yüksek sıcaklıklı ısı pompası kombinasyonu, hem emisyon azaltımı hem de ithal yakıt bağımlılığının azalması açısından kritik bir kaldıraç sunar.

Teknik entegrasyon önerileri: ısı kademelendirme, depolama ve hibrit tasarım

Isı kademelendirme ve eşleştirme

90 °C talebinin tüm hat için zorunlu olmadığı durumlarda, prosesleri ısı seviyelerine göre kademelendirmek ve yalnızca gerekli kısımları yüksek sıcaklıkta beslemek COP’u yükseltir. Ön ısıtmayı ısı pompasına, son ısıtmayı ise minimum fosil destekli kazanla yapmak, hem yakıt tüketimini hem de pik gücü azaltır.

Isı depolama ve talep yönetimi

Termal depolama (ör. tampon tank) ile talep yönetimi, elektrik tarifelerindeki tepe saat etkisini yumuşatır. Bu yaklaşım, üretimi düşük tarifeli saatlere kaydırıp depodan besleme yaparak toplam maliyeti düşürmeye yardımcı olur.

Hibrit sistem ve kademeli geçiş

Mevcut kazan altyapısı korunarak ısı pompası önce baz yük için devreye alınabilir. Talep artışı veya bakım dönemlerinde kazan devreye girer. Bu hibrit kurgu, kesintisiz üretim gereksinimini karşılarken, karbon yoğunluğu ve yakıt maliyetini kademeli biçimde düşürür.

Türkiye’de nereden başlanır: OSB’ler, gıda ve kimyada atık ısı potansiyeli

Organize Sanayi Bölgelerinde yer alan ve sürekli proses çalışan tesisler (gıda işleme, içecek dolum, nişasta-şeker, süt ürünleri, kimya ve ilaç alt süreçleri) ile lojistik olarak yakın ısı kaynaklarına sahip kampüsler, ısı pompası yatırımında ilk dalga için öne çıkıyor. Ayrıca ısı eşanjörü envanteri güçlü ve geri kazanım hattı kısa tesislerde kurulum daha ekonomik hale geliyor.

Finansal değerlendirme çerçevesi: LCOH, elektrik karışımı ve enerji sözleşmeleri

Karşılaştırmada yalnızca anlık kWh fiyatlarına bakmak yerine, üretilen ısının düzlenmiş maliyeti (LCOH), CO₂ gömülü maliyet ve elektrik tedarik stratejisi (PPA, öz tüketim GES/RES, dengeleme anlaşmaları) birlikte ele alınmalı. İç verim oranı (IRR) ve geri ödeme süresi hesaplarında, elektrik-gaz fiyat senaryoları, karbon fiyatı ve işletme saatleri için duyarlılık analizi yapılması önerilir.

Gelecek senaryosu: elektrik maliyet dengesi ve karbon fiyatı oyunu değiştirebilir

Kısa vadede, yüksek sıcaklıklı ısı pompalarının yaygınlaşması bölgesel elektrik tarifeleri, atık ısı sürekliliği ve işletme stratejilerine bağlı kalmaya devam edecek. Orta vadede ise karbon fiyatlamasının netleşmesi ve yenilenebilir elektrik payının artmasıyla, MHI’nin 90 °C sınıfındaki çözümleri gibi teknolojiler sanayi ısısında yeni bir denge yaratabilir. Türkiye sanayisi için ana fırsat, emisyon azaltımı ile enerji güvenliği kazanımlarını aynı denklemde optimize edebilmekte.

Yüksek sıcaklıklı ısı pompaları sizce Türkiye sanayisinde ne kadar yaygınlaşabilir? Jeotermal kaynaklarla entegre çözümler, doğalgazın yerini alabilir mi? Düşüncelerinizi ve sektörünüzdeki deneyimleri yorumlarda paylaşın.

İlgili Haberler

• Türkiye’de ısı pompalarının enerji dönüşümündeki rolü
• Isı Pompaları ve Türkiye’nin 2053 Net Sıfır Emisyon Hedefi
• Türkiye’nin jeotermal enerji potansiyeli ve 2053 hedefleri
• JED: Türkiye’nin jeotermal potansiyeli 62 bin MW
• Konya Tuzlukçu’da jeotermal ısıtmalı sera projesi
• Endüstriyel atık ısı geri kazanımında yeni yöntem