HESİAD raporu, yeterli enerji depolama kapasitesi kurulmazsa 2040’ta güneş ve rüzgar üretiminin %26,5’inin yönetilemeyebileceğini hesaplıyor.
Hızlı bakış
- Enerji depolama kapasitesi kurulmazsa 2040’ta 57,38 TWh güneş ve rüzgar üretiminin kesintiyle yönetilmesi gerekebilir.
- HESİAD’ın önerdiği batarya ve PHES portföyü, 2040’taki yenilenebilir enerji kesinti oranını %26,5’ten %5,7’ye düşürebilir.
- Bataryalar kısa süreli dengelemede, pompaj depolamalı hidroelektrik santralleri ise uzun süreli enerji depolamada öne çıkıyor.
- Teknik rapordaki 84.784 MW güneş ve rüzgar senaryosu, güncel 120 GW güneş ve rüzgar hedefiyle örtüşmüyor.
- Rapordaki 115,50 USD/MWh satış fiyatı ile saatlik PTF verilerinden hesaplanan ortalamalar arasında açıklanması gereken bir fark bulunuyor.
- PHES yatırımları için pompaj tarifesi, kapasite ödemesi, yan hizmet gelirleri ve çevresel izin süreçlerini kapsayan yeni bir model öneriliyor.
Hidroelektrik Santralleri Sanayi İş İnsanları Derneği HESİAD tarafından hazırlatılan Pompaj Depolamalı Hidroelektrik Santraller Teknik Raporu, Türkiye’nin büyüyen güneş ve rüzgar kapasitesini elektrik sistemine güvenli biçimde dahil edebilmesi için uzun süreli enerji depolama yatırımlarına gecikmeden başlaması gerektiğini ortaya koyuyor. Rapora göre batarya veya pompaj depolamalı hidroelektrik santral kapasitesinin bulunmadığı senaryoda yönetilmesi gereken yenilenebilir enerji fazlası 2040’ta 57,38 TWh’ye ulaşabilir.
Elektrik Elektronik Yüksek Mühendisi Nurhan Ozan tarafından kaleme alınan 159 sayfalık rapor; PHES teknolojisini, Türkiye’nin saatlik elektrik talebini, güneş ve rüzgar üretim profillerini, depolama sürelerini, şebeke esnekliğini ve olası gelir modellerini birlikte inceliyor. Çalışmanın temel önerisi, kısa süreli bataryaların 8–12 saatlik PHES tesisleriyle tamamlandığı bütünleşik bir enerji depolama portföyünün kurulması.
Türkiye neden pompaj depolamalı HES yatırımlarına ihtiyaç duyuyor
Güneş ve rüzgar santrallerinin üretimi hava koşullarına ve günün saatlerine göre değişiyor. Özellikle güneş üretiminin yükseldiği öğle saatlerinde elektrik arzı talebin üzerine çıkabilirken, güneşin çekildiği akşam saatlerinde net yük hızla artabiliyor. Elektrik sisteminin bu iki yönlü değişimi karşılayabilmesi için fazla enerjiyi tüketebilen ve ihtiyaç anında yeniden şebekeye verebilen esnek kaynaklara ihtiyaç duyuluyor.
PHES tesisleri, elektrik fazlasının bulunduğu saatlerde alt rezervuardaki suyu üst rezervuara pompalıyor. Talebin veya sistem ihtiyacının arttığı saatlerde su yeniden türbinlerden geçirilerek elektrik üretiliyor. Bu tesisler yeni bir enerji kaynağı yaratmıyor; elektriği bir zaman diliminden diğerine taşıyarak sistem esnekliği sağlıyor.
Raporda PHES çevrim verimi yaklaşık %80 kabul ediliyor. Buna göre pompalama sırasında kullanılan enerjinin tamamı yeniden elektrik olarak elde edilemiyor. Buna karşılık PHES’ler büyük enerji hacimlerini uzun süre depolayabilmeleri, düşük kapasite kaybı ve uzun işletme ömrü nedeniyle özellikle 8–12 saatlik enerji kaydırma ihtiyacında öne çıkıyor.
Batarya ve PHES birbirinin alternatifi değil
HESİAD raporu, batarya ve pompaj depolamalı HES yatırımlarının birbirinin yerine geçmediğini vurguluyor. Bataryalar milisaniyeler ve dakikalar düzeyindeki hızlı tepkilerde, frekans kontrolünde ve 1–4 saatlik enerji kaydırmada önemli rol oynuyor. PHES tesisleri ise enerji fazlasının daha uzun sürdüğü ve yüksek miktarda enerjinin akşam ile gece saatlerine taşınması gereken dönemleri karşılıyor.
Bu nedenle yalnızca batarya veya yalnızca PHES kapasitesine dayanan bir depolama planı yerine, sistem ihtiyacına göre farklı güç ve sürelerden oluşan bir portföy öneriliyor.
Depolama olmazsa ne kadar yenilenebilir enerji risk altında kalabilir
Rapordaki saatlik modelleme, herhangi bir batarya veya PHES kapasitesinin bulunmadığı senaryoda 2030 yılında güneş ve rüzgar üretiminin yaklaşık %7,8’ine karşılık gelen 9,55 TWh enerjinin yönetilmesi gerekeceğini hesaplıyor.
Bu miktar 2035’te 27,14 TWh’ye ve toplam güneş-rüzgar üretiminin %16,2’sine yükseliyor. 2040 senaryosunda ise yönetilmesi gereken enerji 57,38 TWh’ye, üretim içindeki oranı da %26,5’e ulaşıyor.
Bu değerler gerçekleşmesi kesin üretim kayıpları değil, raporun talep, kurulu güç ve minimum üretim varsayımları altında hesapladığı esneklik ihtiyacını gösteriyor. Fazla üretim; enerji depolama, elektrik ihracatı, talep tarafı katılımı, elektrikli araçların kontrollü şarjı, hidrojen üretimi veya üretim kesintisi gibi farklı yollarla yönetilebilir. Bu seçeneklerin yeterince geliştirilememesi halinde yenilenebilir enerji kesintisi riski büyüyor.
Önerilen depolama portföyü kesinti riskini azaltıyor
HESİAD’ın senaryosunda 2030 için 15.000 MW bir saatlik batarya ve 4.000 MW sekiz saatlik PHES kapasitesi öneriliyor. Bu portföyün kurulması halinde kesinti riskinin %7,8’den yaklaşık %2,7’ye gerileyebileceği hesaplanıyor.
2035 senaryosunda 30.000 MW bir saatlik bataryaya ek olarak 8.000 MW sekiz saatlik ve 2.400 MW 12 saatlik PHES öngörülüyor. Toplam PHES ihtiyacı böylece 10.400 MW’a çıkıyor. Modelde bu portföy, kesinti riskini %16,2’den yaklaşık %3’e indiriyor.
2040 için 30.000 MW bir saatlik ve 10.000 MW dört saatlik batarya kapasitesiyle birlikte 12.000 MW sekiz saatlik ve 4.000 MW 12 saatlik PHES öneriliyor. Toplam PHES kapasitesi 16.000 MW’a ulaşırken modelin hesapladığı kesinti oranı %26,5’ten %5,7’ye geriliyor. Buna rağmen 12,30 TWh enerji için ek esneklik ihtiyacı devam ediyor.
PHES yalnızca elektrik depolamıyor
Pompaj depolamalı HES’lerin sistem değeri enerji fazlasını bir saatten diğerine taşımakla sınırlı değil. Büyük ölçekli PHES tesisleri hızlı yük alma ve yük atma kabiliyetleriyle primer ve sekonder frekans kontrolüne, tersiyer rezerve, gerilim desteğine ve hızlı rampalama ihtiyacına katkı sağlayabiliyor.
Senkron makineler içeren PHES tesisleri sistem ataleti, reaktif güç ve kısa devre gücü de sağlayabiliyor. Black-start kabiliyeti bulunan tesisler, geniş ölçekli bir kesinti veya sistem çökmesinin ardından dışarıdan elektrik almadan çalıştırılarak şebekenin yeniden kurulmasına destek verebiliyor.
Değişken hızlı pompa-türbin teknolojileri, tesis pompalama modundayken de elektrik tüketiminin belirli aralıklarda ayarlanmasına imkan tanıyor. Böylece PHES yalnızca elektrik üretirken değil, enerji depolarken de frekans kontrolüne katılabiliyor.
Doğu-batı elektrik akışı için stratejik konumlandırma gerekiyor
Raporda Türkiye’nin üretim ve tüketim coğrafyası da PHES saha seçiminde belirleyici bir unsur olarak ele alınıyor. Doğu ve güneydoğudaki üretim yoğunluğu ile batıdaki yüksek tüketim, bazı dönemlerde doğu-batı yönlü iletim koridorlarının yükünü artırabiliyor.
Üretim fazlasının bulunduğu bölgelerde konumlandırılan PHES tesisleri pompalama modunda fazla elektriği tüketebilir, talebin yükseldiği saatlerde üretime geçerek bölgesel güç akışlarını dengeleyebilir. Bununla birlikte kesin saha seçiminin yalnızca kot farkı ve rezervuar imkanına göre değil; 154 kV ve 400 kV bağlantıları, N-1 güvenliği, gerilim profili, kısa devre gücü, rotor açısı kararlılığı, su kullanımı ve çevresel etkiler birlikte değerlendirilerek yapılması gerekiyor.
Raporun 2035 senaryosu güncel 120 GW güneş ve rüzgar hedefiyle örtüşmüyor
Raporun sayısal sonuçları değerlendirilirken kullanılan kurulu güç senaryosunun kapsamı dikkate alınmalı. Teknik rapor, 2035 için 55.060 MW güneş ve 29.724 MW rüzgar olmak üzere toplam 84.784 MW güneş ve rüzgar kapasitesi kullanıyor. Hidroelektrik, jeotermal ve biyokütle kapasitesi eklendiğinde toplam yenilenebilir kurulu gücün 120.000 MW’a ulaşacağını kabul ediyor.
Bu hesap raporun kendi içinde aritmetik olarak tutarlı. Ancak Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından açıklanan güncel 2035 yol haritasında 120.000 MW hedefi toplam yenilenebilir kapasiteyi değil, yalnızca güneş ve rüzgar kurulu gücünü ifade ediyor. HESİAD’ın 17 Ağustos 2026 tarihli basın bülteninde de ulusal hedef rüzgar ve güneş için toplam 120.000 MW olarak aktarılıyor.
Dolayısıyla teknik modeldeki 84.784 MW güneş ve rüzgar senaryosu, güncel resmi hedefin 35.216 MW altında kalıyor. Bu farklılık, rapordaki %16,2 kesinti riski ile 10.400 MW PHES ihtiyacının 120 GW güneş ve rüzgar hedefinin doğrudan sonucu olarak okunamayacağı anlamına geliyor.
Daha yüksek güneş ve rüzgar kapasitesinin aynı talep ve sistem kısıtları altında daha büyük esneklik ihtiyacı yaratması beklenebilir. Ancak resmi 120 GW hedefinin depolama ihtiyacına ve kesinti oranına tam etkisinin görülebilmesi için modelin bu kapasiteyle yeniden çalıştırılması gerekiyor. Bu nedenle rapordaki sayısal sonuçlar resmi hedef projeksiyonu değil, HESİAD’ın 84.784 MW güneş ve rüzgar varsayımına dayalı senaryosu olarak değerlendirilmeli.
PHES yatırımları hangi gelir modeliyle finanse edilebilir
Rapor, PHES yatırımlarının yalnızca elektriği düşük fiyatlı saatlerde alıp yüksek fiyatlı saatlerde satmaya dayanan piyasa arbitrajıyla finanse edilmesinin güç olduğu sonucuna ulaşıyor. Referans çalışma 500 MW kurulu gücündeki sekiz ve 12 saatlik PHES tesislerini inceliyor.
Raporda sekiz saatlik 500 MW PHES için yaklaşık 1,25 milyar dolarlık varsayımsal yatırım maliyeti kullanılıyor. Destek bulunmayan senaryoda sekiz saatlik tesisin 15 yıllık arbitraj geliri 895,55 milyon dolar, 12 saatlik tesisin geliri ise 1,12 milyar dolar olarak hesaplanıyor.
Bununla birlikte bu değerler net bugünkü değer veya proje karı değil. Hesaplamalara finansman maliyeti, inşaat dönemindeki faiz, vergi, amortisman, kur riski, iskonto oranı ve saha bazlı yatırım takvimi dahil edilmiyor. Rapor da nihai fizibilite aşamasında NPV, IRR, borç servis karşılama oranı ve geri ödeme süresinin her proje için ayrıca hesaplanması gerektiğini belirtiyor.
HESİAD’dan sıfır fiyat ve özel pompalama tarifesi önerisi
HESİAD’ın önerdiği modelde, yenilenebilir enerji fazlası nedeniyle üretim kesintisi riski bulunan saatlerde PHES’in pompalama amacıyla kullandığı elektriğe 0 TL/MWh fiyat uygulanması değerlendiriliyor. Bu öneri, PHES’e sürekli bedelsiz elektrik verilmesini değil, sistem operatörünün depolama ihtiyacı tespit ettiği belirli saatleri kapsıyor.
Depolama ihtiyacının oluşmadığı günlerde ise tesisin çevrim yapabilmesi ve yan hizmetlere hazır tutulabilmesi için pompalama enerjisine belirlenmiş saatlerde 25 dolar/MWh düzeyinde öngörülebilir özel tarife öneriliyor.
Raporda ayrıca pompalama sırasında tüketici, üretim sırasında üretici kabul edilen PHES’in çift yönlü sistem kullanım bedeline tabi olmasının proje ekonomisini zayıflattığı belirtiliyor. Çözüm olarak pompalama tüketiminin bedelden muaf tutulması, sistem kullanım bedelinin tek yönde alınması veya depolama tesisleri için ayrı tarife sınıfı oluşturulması öneriliyor.
PHES’in frekans kontrolü, kapasite, emre amadelik, atalet, reaktif güç, black-start ve iletim desteği gibi hizmetlerinin de ayrı gelir mekanizmalarıyla karşılanması gerektiği savunuluyor. Böylece destek, yatırımcıya koşulsuz ödeme yerine şebekeye sağlanan ölçülebilir hizmetlerin bedeli olarak tasarlanabilir.
Ekonomik sonuçlarda açıklığa kavuşturulması gereken fiyat farkı
Raporun ekonomik projeksiyonları ihtiyatla okunmalı. Depolama devredeyken saatlik PTF tahminlerini gösteren tabloda 17.00–24.00 dönemindeki fiyatlar yıllara göre yaklaşık 70–82 dolar/MWh aralığında bulunuyor. Bu tablodaki sekiz saatin ortalaması 2030 için yaklaşık 77,14 dolar/MWh, 2035 için 75,69 dolar/MWh ve 2040 için 74,41 dolar/MWh düzeyinde hesaplanıyor.
Buna karşılık sonraki arbitraj hesaplarında satış fiyatı bütün yıllar için 115,50 dolar/MWh kabul ediliyor. Raporda bu iki veri arasındaki farkı açıklayan ayrı bir fiyat veya gelir bileşeni gösterilmiyor. Metin, satış fiyatının ilgili üretim saatlerinin basit aritmetik ortalaması olduğunu belirtmesine rağmen hesaplamada kullanılan sabit değer saatlik PTF tablosuyla örtüşmüyor.
Depolamasız PTF senaryosunda da benzer bir metin-tablo farkı bulunuyor. Tabloda 2035 ve 2040 yıllık ortalamaları sırasıyla 54,50 ve 52,84 dolar/MWh gösterilirken, hemen altındaki açıklamada 53,49 ve 50,52 dolar/MWh değerleri yer alıyor.
Bu farklar raporun TWh hesabını, depolama portföyünü veya PHES’in şebeke hizmetlerine ilişkin teknik değerlendirmelerini doğrudan değiştirmiyor. Ancak satış fiyatı 15 yıllık arbitraj ve destekli gelir hesaplarını etkilediği için ayrıntılı ekonomik sonuçlar kesin proje geliri olarak değil, açıklanmaya ihtiyaç duyan varsayımsal senaryolar olarak ele alınmalı.
Gökçekaya için teknik çalışma ve işbirliği anlaşması geçmişi bulunuyor
Türkiye’de halen işletmede olan bir pompaj depolamalı hidroelektrik santral bulunmuyor. Bununla birlikte PHES teknolojisine yönelik teknik ve ticari çalışmalar geçmiş yıllarda gündeme geldi.
JICA tarafından yürütülen resmi çalışmalarda Gökçekaya sahası PHES seçeneği olarak değerlendirildi; başlangıçta belirlenen 58 potansiyel saha arasından öne çıkan 10 öncelikli sahadan biri oldu. Gökçekaya için mevcut rezervuarın alt rezervuar olarak kullanıldığı, 1.400 MW azami güce ve yaklaşık yedi saatlik üretim süresine sahip bir teknik tasarım hazırlandı.
Gökçekaya projesine ilişkin olarak 2019’da Kalyon, Itochu ve Toshiba arasında bir işbirliği anlaşması duyuruldu. Ancak projenin bu anlaşmanın ardından fiilen inşa aşamasına geçtiği ve günümüzde aktif biçimde sürdürüldüğü kamuya açık güncel resmi kaynaklardan teyit edilemiyor.
Bu nedenle en güvenli değerlendirme, Türkiye’de PHES konusunda geçmiş fizibilite ve işbirliği çalışmaları bulunduğu, ancak işletmeye alınmış bir tesis olmadığı ve Gökçekaya projesinin güncel uygulama durumunun açıklığa kavuşturulması gerektiğidir.
Çevresel etkiler saha bazında incelenmeli
PHES yatırımları yenilenebilir enerjinin sisteme entegrasyonunu kolaylaştırsa da çevresel etkiden bağımsız değil. Rapor, doğal akarsu veya mevcut su kütlesiyle sürekli bağlantısı bulunan açık çevrim tesislerle doğal akıştan büyük ölçüde ayrılan kapalı çevrim tesisleri birbirinden ayırıyor.
Kapalı çevrim projeler sucul ekosistem ve balık geçişleri üzerindeki doğrudan baskıyı azaltabilir. Ancak bu tesisler de ilk dolum ve buharlaşma kayıplarını karşılamak için suya, üst ve alt rezervuar alanlarına, tünellere, yollara ve iletim bağlantılarına ihtiyaç duyuyor.
Arazi kullanımı, habitat kaybı, peyzaj etkisi, kültürel miras, yerel halkın su kullanım hakları, kamulaştırma, inşaat emisyonları ve rezervuar kaynaklı sera gazları her proje için ayrıca değerlendirilmek zorunda. Mevcut rezervuar, maden sahası veya taş ocağı kullanımı bazı etkileri azaltabilse de hiçbir PHES türü saha incelemesi yapılmadan kendiliğinden çevresel olarak uygun kabul edilemez.
Türkiye’nin PHES yol haritasında hangi adımlar gerekiyor
PHES projelerinin ön fizibilite, izin, çevresel değerlendirme, finansman, mühendislik, inşaat ve test süreçleri toplamda 7–12 yıl sürebiliyor. HESİAD’a göre Türkiye ilk büyük ölçekli tesislerini 2030’ların ortasında devreye almak istiyorsa uygun sahaların belirlenmesine ve gelir modelinin oluşturulmasına bugünden başlamalı.
İlk aşamada mevcut barajlı HES rezervuarları, kullanılmayan maden ve taş ocağı sahaları, yüksek kot farkı bulunan kapalı çevrim seçenekleri ve güçlü iletim noktalarına yakın bölgeler taranabilir. Teknik seçenekler hidrolojik, jeolojik, çevresel, sosyal ve ekonomik ölçütlerle karşılaştırılmalı.
Yatırım çerçevesinde PHES’in üretim tesisi mi, enerji depolama tesisi mi yoksa stratejik şebeke altyapısı mı kabul edileceği netleştirilmeli. Sistem kullanım bedelleri, pompalama elektriğinin fiyatlandırılması, kapasite ödemeleri, yan hizmet gelirleri ve uzun vadeli sözleşmeler aynı düzenleyici çerçevede ele alınmalı.
HESİAD’ın çalışması, Türkiye’nin artan güneş ve rüzgar kapasitesinin yalnızca yeni santral yatırımlarıyla yönetilemeyeceğini güçlü biçimde gösteriyor. Ancak 2035 kapasite varsayımının güncel 120 GW güneş ve rüzgar hedefiyle uyumlu hale getirilmesi ve ekonomik modeldeki satış fiyatının açıklanması, önerilen PHES kapasitesinin ve yatırım mekanizmasının daha güvenilir biçimde tartışılmasını sağlayacak.
Sizce Türkiye’nin enerji depolama önceliği ne olmalı
PHES yatırımları için özel bir piyasa modeli mi, şebeke yatırımlarının hızlandırılması mı, yoksa batarya ve pompaj depolamanın birlikte planlanması mı? Görüşlerinizi yorumlarda paylaşın.
Resmi kaynaklar
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı 2035 Yenilenebilir Enerji Yol Haritası
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı 2026 güneş ve rüzgar hedefi açıklaması
JICA Gökçekaya PHES teknik çalışması
JICA Gökçekaya proje sayfası
HESİAD Pompajlı HES Çalışma Grubu
İlgili haberler
- Hidroelektrik santrallerde pompaj depolama ve enerji güvenliği
- HESİAD’ın kuraklık ve pompaj depolamalı HES çağrısı
- HESİAD’ın HES fiyat yapısı ve PHES yatırımları uyarısı
- Bataryalar ve enerji depolamanın elektrik sistemindeki yeni rolü
View this post on Instagram
© 2026 Yeşil Haber