Schneider Electric 40.500 senaryoyu inceledi: Güneş ve batarya maliyeti ne zaman düşürüyor?

Schneider Electric’in 40.500 senaryolu araştırması, çatı güneşi ve bataryaların elektrik sistemi maliyetini düşürme potansiyelini elektrifikasyonla birlikte inceliyor. Yaklaşık yüzde 10 ve yüzde 40’lık düşüşler belirli maliyet ve işletme varsayımlarına dayanırken, güncel ABD maliyetleriyle sonuç tersine dönüyor.

Elektrik sistemi maliyetinde asıl soru, güneşin yanına ne konulduğu

Çatıya güneş paneli kuran bir işletme şebekeden daha az elektrik çekebilir. Ancak elektrik hatları, trafolar ve ihtiyaç anında devreye girecek merkezi altyapı yerinde kalır. Şebekeden geçen enerji azalırken bu altyapının sabit giderleri aynı kalırsa, şebekeden alınan her birim elektriğe düşen maliyet artabilir. Bireysel yatırımın getirisiyle bütün elektrik sisteminin maliyeti bu nedenle aynı hesap değildir.

Schneider Electric Research Institute tarafından yayımlanan System Costs of Electricity: A New Baseline for the 21st Century Economy başlıklı rapor bu ilişkiyi inceliyor. Araştırma, şirketin Yeşil Haber’e 6 Kasım 2026’da gönderdiği COP31 basın bülteniyle yeniden gündeme geldi. Raporun indirme kaydı 22 Ekim 2026 tarihini taşırken, erişilen PDF’nin kapağında Kasım 2026 yazıyor.

REKLAM

Çalışmanın merkezindeki soru, dağıtık kaynakların mevcut şebekeden çekilen elektriği azaltmasının ardından bu altyapının nasıl kullanılacağı. Rapor, çatı tipi güneş ve bataryaları elektrikli araçlar, elektrikli ısıtma ve yeni tesislerden doğan taleple birlikte değerlendiriyor. Bu çerçeve, COP31’in elektrifikasyon gündeminin uygulama tarafındaki maliyet tartışmasına da bağlanıyor.

40.500 senaryo neyi kapsıyor?

Çalışma, 40.500 gerçek şebekenin veya tesisin ölçümüne dayanmıyor. Konut, hizmet binaları ve sanayinin farklı günlük ve mevsimsel tüketim eğrileriyle temsil edildiği kavramsal bir maliyet modeli kullanıyor. Modelde dağıtık enerji kaynağı, özellikle çatı tipi fotovoltaik güneş ve tüketici tarafındaki batarya anlamına geliyor.

Senaryo sayısı, aşağıdaki seçeneklerin birbiriyle birleştirilmesinden oluşuyor: 2 × 2 × 3 × 125 × 3 × 3 × 3 = 40.500. Bu sayı, sonuçların gerçekleşme olasılığını veya istatistiksel güven düzeyini ifade etmiyor.

Güneş büyüklüğünü tanımlayan oran, üretilebilecek yıllık enerjinin tüketimle karşılaştırılmasıdır; tüketimin o kadarının mutlaka güneşten karşılandığını göstermez. Üretimle tüketimin saatleri örtüşmediğinde enerji bataryaya aktarılabilir veya kısılabilir. Batarya saatleri de bataryanın kendi nominal gücüne göre değil, ilgili tüketicinin tepe yüküne göre tanımlanıyor.

Yüzde 10 ve yüzde 40 hangi referansa göre hesaplanıyor?

Rapor, dağıtık kaynak bulunmayan merkezi sistem için vergi hariç 160 dolar/MWh referansı kullanıyor. Bunun 90 doları üretim, 70 doları şebeke bileşeni. Toplamın yaklaşık 100 dolar/MWh’lik kısmı sabit, 60 dolar/MWh’lik kısmı değişken maliyet olarak ayrılıyor. Güneş ve batarya yatırımlarının seviyelendirilmiş maliyetleri de hesaba ekleniyor.

Dolayısıyla çalışmadaki “toplam sistem maliyeti”, MWh başına ifade edilen birleşik bir maliyet göstergesi. Elektrik kullanımı artan bir ekonomide toplam yıllık harcamanın aynı yüzdeyle düşeceği anlamına gelmiyor. Bu ayrım, daha fazla enerji hizmetinin mevcut altyapı üzerinden sağlanmasını tartışırken önem taşıyor.

Kaynak: Rapor, Şekil 7, s. 14. Grafik değerleri yuvarlanmıştır. Karşılaştırma; başlangıçta elektrikli ısıtma içermeyen, bina ağırlıklı sistemde, ilave sistem hizmeti maliyetinin 6 dolar/MWh olduğu durumda yapılmıştır. Güneş, batarya ve yeni talep seçenekleri içindeki en düşük değerler gösterilir. Yüzde 10, yüzde 40 ve yüzde 20 ifadeleri raporun yaklaşık anlatımıdır.

Bu sonuçlar tüm senaryoların ortalaması değildir. Her maliyet kabulünde test edilen seçenekler arasından en düşük maliyet seçiliyor. Alternatif yük profilleri ve tüketim bileşimlerinde sonuç değişiyor: raporun Şekil 8’inde güncel dünya maliyetleriyle en düşük değerler 145–154 dolar/MWh, 2030’lu yılların maliyetleriyle 94–110 dolar/MWh aralığında. Bu da tek bir yüzdeyi her sisteme uygulamayı engelliyor.

Yüzde 40 sonucunun arkasında kurulu batarya maliyetindeki düşüş var

Raporun maliyetleri yalnızca panel veya batarya hücresi fiyatından oluşmuyor; kurulum ve ilgili ekipmanları kapsayan maliyet kabulleri kullanılıyor. ABD dışı güncel ortalama senaryosunda konut güneşi 1 dolar/W, hizmet ve sanayi güneşi 0,7 dolar/W kabul ediliyor. 2030’lu yıllar senaryosunda bu değerler sırasıyla 0,5 ve 0,4 dolar/W’a düşüyor.

Bataryada değişim daha büyük: konut için kurulu maliyet 700 dolardan 150 dolar/kWh’ye; hizmet ve sanayi için 350 dolardan 100 dolar/kWh’ye iniyor. Çalışma, bu düşüşü bileşen maliyetlerindeki gerileme, öğrenme etkisi ve tedarik zincirinin gelişmesiyle ilişkilendiriyor. Bunlar 2030’lu yıllarda mutlaka oluşacak fiyatlar veya Türkiye için yatırım teklifleri değildir.

Seviyelendirilmiş maliyet hesabında yüzde 8 sermaye maliyeti, güneşte 25 yıl ve bataryada 20 yıl ekonomik ömür kullanılıyor. Bu nedenle yüzde 40 sonucunun değerlendirilmesi, gelecekteki ekipman fiyatları kadar kurulum, finansman ve kullanım koşullarının da incelenmesini gerektiriyor.

ABD istisnası, maliyet avantajının otomatik olmadığını gösteriyor

Güncel ABD senaryosunda konut güneşi 3 dolar/W, hizmet ve sanayi güneşi 1,8 dolar/W kabul ediliyor. Bataryada konut için 1.000 dolar/kWh, hizmet ve sanayi için 500 dolar/kWh kullanılıyor. Bu daha yüksek kurulu maliyetlerle, incelenen seçeneklerin en düşüğü bile referansın yaklaşık yüzde 20 üzerinde kalıyor.

Buradaki “en düşük” ifadesinin sınırı da önemli: modelin taradığı üç güneş düzeyinin tamamında güneş yatırımı var. Güneşsiz başlangıç sistemi karşılaştırma referansı olarak kullanılıyor. Sonuç, ABD’de elektriğin zorunlu olarak yüzde 20 pahalanacağı veya güneş yatırımının her tüketici için aynı sonucu vereceği şeklinde okunamaz.

Ayrıca doğru büyüklükte batarya seçimi belirleyici. Rapor, uygun olmayan batarya düzenlerinde güncel dünya maliyetleriyle sistem maliyetinin referansın yüzde 35 üzerine çıkabildiğini belirtiyor. Dolayısıyla daha fazla depolama kurmak tek başına daha düşük maliyet garantisi sağlamıyor; depolamanın büyüklüğü, kullanım biçimi ve yeni taleple ilişkisi birlikte hesaplanmalı.

Elektrifikasyon, güneş, batarya ve şebeke neden birlikte planlanmalı?

Teknik mekanizma iki kanaldan ilerliyor. İlkinde, yerinde üretilip tüketilen güneş elektriği merkezi sistemden alınacak enerjinin bir bölümünün yerini alıyor. İkincisinde, güneş ve bataryanın birlikte yönetilmesi şebekeden çekilen tepe gücü azaltarak mevcut altyapıda kapasite boşluğu oluşturabiliyor. Elektrifikasyondan gelen yeni talep bu boşluğu uygun saatlerde kullanırsa, sabit altyapı giderleri daha fazla elektrik üzerinden karşılanabiliyor.

Modelin bataryası güneş fazlasını depoluyor, tüketimin yüksek olduğu saatlerde boşalarak yük eğrisini düzleştiriyor. Böylece gündüz üretimiyle akşam tüketimi arasındaki zaman farkı kısmen gideriliyor. Ancak model, güneş fazlasının şebekeye satılmasını veya bataryanın şebekeden şarj edilerek fiyat farkından gelir elde etmesini incelemiyor.

Yeni talebin niteliği de kritik bir kabul: açılan kapasiteyi dolduran talep için 0,85 yük faktörü kullanılıyor. Bu, tepe gücüne kıyasla yüksek ortalama tüketimi olan, görece düz bir yükü veya ilave dağıtık kaynaklarla düzleştirilmiş bir profili temsil ediyor. Akşam aynı anda şarja başlayan araçlar gibi yeni tepe yaratan bir kullanımın aynı faydayı sağlayacağı varsayılamaz.

Çalışma, yeni talebin yarısının kapasite boşluğu açılan mevcut tesislerde oluştuğunu ve bu bölümün ek şebeke yatırımı gerektirmediğini kabul ediyor. Kalan yarı, eşit paylarla yeni iletim ve dağıtım bağlantılarına ayrılıyor; bu bağlantılar için sırasıyla 250 ve 700 dolar/kW yatırım maliyeti kullanılıyor. Yeni talebin konumu ve bağlantı gereksinimi bu nedenle sonucun bir parçası.

Raporun bulgularına göre maliyet düşüşünün büyük bölümü, uygun maliyetli dağıtık üretimin merkezi sistemden sağlanan elektriğin yerini almasından geliyor. Yeni talebin kapasite boşluğunu doldurması ise şebeke kullanımının azalmasından doğabilecek olumsuz etkiyi sınırlıyor. Bütün kazancı yalnızca “sabit giderleri daha çok tüketime bölmek” şeklinde açıklamak eksik kalır.

Geçişin sırası da önemli. Talep dağıtık kaynaklardan önce hızla artarsa ilave tepe yük ve kapasite yatırımı doğabiliyor. Güneş ve batarya yeni talepten önce yaygınlaşırsa mevcut şebekenin kullanımı azalırken yeni yatırım giderleri eklenebiliyor. Raporun örnek geçiş senaryolarında birlikte ilerleme daha düşük maliyet sağlıyor; bu zaman çizelgeleri ülkelere ilişkin kesin tahminler olarak sunulmuyor.

Türkiye için çıkarım: Kapasitenin nerede ve hangi saatte açıldığı ölçülmeli

Yeşil Haber’in teknik değerlendirmesine göre raporun Türkiye açısından en yararlı tarafı, belirli bir tasarruf yüzdesinden çok ortak planlama sorusunu görünür kılması. Bir sanayi tesisinin çatı güneşi, bataryası, proses elektrifikasyonu ve bağlantı kapasitesi ayrı yatırım listeleri halinde ele alındığında, ortak kullanım fırsatları gözden kaçabilir. Bu ilişkiyi daha önce Türkiye’de elektrifikasyonun hangi koşullarda rekabet avantajı sağladığı dosyasında da ele almıştık.

Örneğin yeni bir elektrikli proses, güneş üretiminin yüksek ve bağlantıda boşluk bulunan saatlere kaydırılabiliyorsa mevcut altyapı daha etkin kullanılabilir. Yeni yük akşam tepesine ekleniyorsa güneşin yıllık üretiminin yüksek olması tek başına yeterli olmaz; bataryanın kullanılabilir enerjisi, deşarj gücü ve süreklilik gereksinimi birlikte incelenmelidir. Aynı şekilde bir bölgede azalan tüketim, başka bir dağıtım hattındaki kısıtı kendiliğinden çözmez.

Türkiye’ye özgü bir hesap için saatlik tüketim ve güneş verileri, yerel trafo ve hat kısıtları, bağlantı koşulları, gerçek kurulu maliyetler, finansman ve tarife yapısı gerekir. Gerilim, koruma ve güç kalitesi koşulları da ekonomik hesabın uygulanabilirliğini belirler. TEİAŞ’ın depolama bağlantı ve uyumluluk kriterlerine ilişkin önceki dosyası, bu teknik boyutun neden ayrı incelenmesi gerektiğine bağlam sunuyor.

Model bulgusu ile Schneider Electric’in ticari değerlendirmesi ayrılmalı

Araştırma, Schneider Electric’in kendi araştırma enstitüsünün çalışmasıdır. Yüzde 10, yüzde 40 ve ABD için yaklaşık yüzde 20 sonuçları, raporun tanımladığı maliyet modeline ve kabullere aittir. Yazar Vincent Petit’nin politika önerileri de bu sonuçların ardından geliştirilen değerlendirmelerdir; yük eğrisinin düzleştirilmesini, arz ve talebin eşgüdümünü ve dağıtık kaynak tedarik zincirlerinin gelişmesini öne çıkarır.

6 Kasım tarihli COP31 basın bülteni ise bu çalışmayı şirketin elektrifikasyon, otomasyon, yazılım ve yapay zeka portföyüyle aynı kurumsal anlatı içinde sunuyor. Schneider Electric ve AVEVA çözümlerinin performansına ilişkin ifadeler şirketin ticari değerlendirmeleridir. Rapordaki sistem maliyeti yüzdeleri, belirli bir ürünün veya yapay zeka uygulamasının sağladığı ölçülmüş tasarruf olarak kullanılamaz.

Bülten yaklaşık yüzde 10 ve yüzde 40 düşüşlerini aktarırken, rapordaki ABD için daha yüksek maliyet sonucunu aktarmıyor. Bu istisna, araştırmanın sonuçlarını dengeli değerlendirmek için gerekli. Benzer biçimde modelin maliyetlerin tüketici grupları arasında nasıl paylaştırılacağı sorusunu çözmediği de göz önünde tutulmalı.

Neyi göstermez?

• Gerçekleşmiş fatura tasarrufunu göstermez. Sonuçlar vergi hariç modellenmiş sistem maliyetleridir. Düzenlenen tarifeler, vergiler ve maliyetlerin tüketici gruplarına dağıtılması faturayı ayrıca etkiler.
• Türkiye’de yüzde 10 veya yüzde 40 tasarruf gerçekleşeceğini göstermez. Türkiye’nin şebekesi, saatlik profilleri ve yatırım koşullarıyla yapılmış bir ülke modeli değildir.
• Belirli bir hattın veya trafonun yeni yükü kaldıracağını göstermez. Rapor, fiziksel şebekeden çok maliyet aritmetiğine odaklanır; yerel tıkanıklıkları ve ayrıntılı şebeke işletmesini çözümlemez.
• Her güneş ve batarya düzeninin ekonomik olduğunu göstermez. Açıklanan en düşük maliyetler, belirli büyüklük ve talep seçenekleri arasından seçilir. Yüksek maliyetli veya yanlış boyutlandırılmış yatırımlar farklı sonuç verir.
• Merkezi üretim ve şebeke yatırımının gereksizleştiğini göstermez. Gerekli baz ve tepe üretim kapasitesinin ayrıntılı bileşimi, uzun dönem arz yeterliliği ve gerçek yatırım erteleme potansiyeli bu çalışmanın çözümlediği konular değildir.
• Güneş fazlasının şebekeye satışından doğacak sonucu göstermez. Modelde ters yönde güneş akışı yoktur; fazla üretim tüketilir, depolanır veya kısılır. Gerçek sistemlerde çift yönlü akışın etkisi ayrıca incelenmelidir.

Kaynaklar

1. Schneider Electric Research Institute — System Costs of Electricity: A New Baseline for the 21st Century Economy. Belge kodu: TLA_SERI_System_Costs_Elect, sürüm 1.0. İndirme kaydı: 22 Ekim 2026; erişilen PDF kapağı: Kasım 2026. Yazar: Vincent Petit.
2. Raporun tam PDF’si. Model ve referans maliyet: s. 8–12; sonuçlar ve Şekil 7–9: s. 13–15; geçiş dinamikleri: s. 19–21; politika önerileri ve sınırlamalar: s. 24–27; yöntem ve kurulu maliyetler: Ek A, s. 33–36.
3. Schneider Electric, “Schneider Electric COP31’de enerji teknolojilerini sürdürülebilir performansa dönüştürüyor” başlıklı, Yeşil Haber’e 6 Kasım 2026’da iletilen basın bülteni. Bülten, şirketin COP31 gündemi ve ticari değerlendirmeleri için kullanıldı; modelin teknik ayrıntıları tam rapordan kontrol edildi.

Kaynak ve bağlantı kontrolü: 7 Kasım 2026. Türkiye’ye ilişkin uygulama değerlendirmeleri Yeşil Haber’in teknik yorumudur; rapordan Türkiye için türetilmiş bir tasarruf tahmini değildir.

İlgili haberler

• Elektrifikasyon Türkiye’de hangi koşullarda rekabet avantajı sağlar?
• Avrupa’da elektrifikasyon %21’de takıldı: Enerji güvenliği için hızlanma şart
• TEİAŞ elektrik depolama tesisi kriterlerini güncelliyor: Kamuoyu görüşü yeşil dönüşümü şekillendirebilir
• COP31 liderler gündemi: 2035 elektrifikasyon hedefi, yeşil sanayi ve finansman