EPDK’nın Eylül 2026 elektrik raporuna göre hidrolik üretim yüzde 153,8 artarken doğal gazdan üretim yarıdan fazla azaldı, lisanslı üretim yüzde 5,1 büyüdü.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu’nun (EPDK) 12 Kasım’da yayımladığı Eylül 2026 Elektrik Piyasası Sektör Raporu’na göre Türkiye’nin lisanslı elektrik üretimi Eylül’de geçen yılın aynı ayına göre yüzde 5,10 artarak 28 milyon 332 bin 396 MWh’ye ulaştı. Artışın arkasında hidrolik santraller var: hidrolik santrallerin üretimi önceki yılın 2,54 katına çıkarken, doğal gazdan elektrik üretimi yarıdan fazla azaldı. Ocak–Eylül döneminde lisanslı ve lisanssız santrallerin toplam üretiminde yenilenebilir kaynakların payı yüzde 45,68’den yüzde 59,76’ya çıktı. Eylül sonunda toplam kurulu güç 127.355 MW’a ulaştı; güneş, 28.222 MW kurulu güçle hidroliğin ardından ikinci sıradaki yerini korudu. EPDK, lisanslı üretim, lisanslı kurulu güç ve dış ticaret verilerinin TEİAŞ tarafından kesinleştirilene kadar geçici olduğunu belirtiyor.
Hidrolik ve hidroelektrik aynı şey mi?
Evet. EPDK, elektrik raporlarında kaynak türünü “hidrolik” olarak adlandırıyor. Elektrik istatistiklerinde bu kategori, suyun gücüyle elektrik üreten santralleri, yani hidroelektrik santralleri kapsıyor. Bu nedenle “hidrolik üretim” ile “hidroelektrik üretim” aynı anlama geliyor. Bu yazıda EPDK’nın verileriyle birebir karşılaştırılabilmesi için raporun kendi terimi olan “hidrolik” kullanıldı.
EPDK, lisanslı hidrolik kurulu gücü iki gruba ayırıyor: Eylül 2026 sonu itibarıyla barajlı hidrolik santraller 23.866,83 MW, akarsu santralleri 8.426,10 MW kurulu güce sahip. Lisanssız hidrolik santrallerle (38,78 MW) birlikte toplam hidrolik kurulu güç 32.331,71 MW.
Eylül 2026’da hangi veriler açıklandı?
Raporun özet tablosu, üretimde, kurulu güçte ve tüketimde yıllık bazda artışa işaret ediyor. Lisanssız tarafta büyüme lisanslı tarafa göre daha hızlı: lisanssız kurulu güç bir yılda yaklaşık 2.640 MW artarak 25.937 MW’a çıktı. İhtiyaç fazlası olarak sisteme verilen ve satın alınan lisanssız üretim ise yaklaşık yüzde 48 arttı.
| Gösterge | Eylül 2025 | Eylül 2026 | Değişim |
|---|---|---|---|
| Lisanslı üretim (MWh) | 26.957.453 | 28.332.396 | +%5,10 |
| Lisanslı kurulu güç (MW) | 98.413 | 101.418 | +%3,05 |
| Lisanssız kurulu güç (MW) | 23.296 | 25.937 | +%11,34 |
| Brüt lisanssız üretim (MWh) | 2.860.261 | 3.102.686 | +%8,48 |
| İhtiyaç fazlası satın alınan lisanssız üretim (MWh) | 1.584.564 | 2.339.644 | +%47,65 |
| YEKDEM kapsamındaki üretim (MWh) | 7.072.640 | 7.163.928 | +%1,29 |
| Fiili tüketim (MWh) | 29.894.420 | 30.816.980 | +%3,09 |
| Faturalanan tüketim (MWh) | 25.577.029 | 26.219.588 | +%2,51 |
| İhracat (MWh) | 209.629 | 658.458 | +%214,11 |
| İthalat (MWh) | 286.335 | 40.356 | −%85,91 |
Kaynak: EPDK, Eylül 2026 Elektrik Piyasası Sektör Raporu. Lisanslı üretim, lisanslı kurulu güç, YEKDEM üretimi ve faturalanan tüketimdeki değişim oranları rapordan alınmıştır; diğer oranlar EPDK rakamlarından Yeşil Haber tarafından hesaplanmıştır.
Eylül’de üretim kaynaklara göre nasıl değişti?
Lisanslı üretimde Eylül’ün en büyük kalemi hidrolik oldu. Hidrolik santrallerin üretimi geçen yılın aynı ayına göre yüzde 153,82 artarak 8,26 milyon MWh’ye çıktı ve toplam lisanslı üretimin yüzde 29,17’sini oluşturdu. Doğal gaz santrallerinin üretimi ise yüzde 51,80 düşerek 3,24 milyon MWh’ye geriledi; doğal gazın payı yüzde 24,91’den yüzde 11,42’ye indi. İthal kömürde yüzde 5,09’luk bir düşüş görüldü, linyitte ise hafif bir artış oldu.
Kuruluş bazında bakıldığında, EÜAŞ santrallerinin üretimi yüzde 92,86 artarak 5,94 milyon MWh’ye çıkarken serbest üretim şirketlerinin üretimi yüzde 7,38 azaldı. Raporun bu tablosu kuruluş toplamlarını gösterdiğinden, EÜAŞ üretimindeki artışın kaynaklara göre dağılımı buradan belirlenemiyor.
| Kaynak | Eylül 2025 (GWh) | Eylül 2026 (GWh) | Değişim |
|---|---|---|---|
| Hidrolik | 3.255,9 | 8.264,0 | +%153,82 |
| İthal kömür | 6.674,1 | 6.334,2 | −%5,09 |
| Rüzgâr | 3.776,1 | 3.800,7 | +%0,65 |
| Linyit | 3.435,4 | 3.563,4 | +%3,73 |
| Doğal gaz | 6.715,5 | 3.236,9 | −%51,80 |
| Güneş (lisanslı) | 833,9 | 1.022,9 | +%22,66 |
| Jeotermal | 859,2 | 871,3 | +%1,41 |
| Biyokütle | 833,3 | 778,4 | −%6,58 |
| Diğer (taş kömürü, asfaltit, fuel oil) | 574,1 | 460,5 | −%19,78 |
| Toplam lisanslı üretim | 26.957,5 | 28.332,4 | +%5,10 |
Kaynak: EPDK, Eylül 2026 Elektrik Piyasası Sektör Raporu, Tablo 1.5. MWh değerleri GWh’ye çevrilip yuvarlanmıştır. “Diğer” satırı ve değişim oranı EPDK rakamlarından Yeşil Haber tarafından hesaplanmıştır. Tablo yalnızca lisanslı üretimi kapsar; çatı ve arazi tipi lisanssız güneş santrallerinin üretimi dahil değildir.
Ocak–Eylül döneminde yenilenebilirin payı nasıl değişti?
Dokuz aylık tabloda lisanslı ve lisanssız santrallerin toplam üretimi 271,6 milyon MWh’den 277,8 milyon MWh’ye çıktı. Bu dönemde hidrolik üretim 47,4 milyon MWh’den 83,5 milyon MWh’ye yükseldi ve hidroliğin toplam üretimdeki payı yüzde 17,46’dan yüzde 30,05’e çıktı. Doğal gazın payı yüzde 21,63’ten yüzde 12,05’e, ithal kömürün payı yüzde 20,42’den yüzde 15,74’e indi. Termik santrallerin toplam payı yüzde 54,32’den yüzde 40,24’e geriledi. EPDK’nın yayımladığı paylardan hesaplandığında, yenilenebilir kaynakların toplam üretimdeki payında görülen 14,08 yüzde puanlık artışın 12,59 puanı hidrolikten geldi.
Hidrolik üretim, doğal gaz ithalatı açısından da önemli. Ember’in analizine dayanan haberimizde aktardığımız gibi, Ember uzun dönemli hidroelektrik kayıplarının doğal gaz ithalatına yıllık ortalama etkisini yaklaşık 1,8 milyar dolar olarak hesaplıyor. EPDK’nın bu raporu ise 2026’daki toparlanmanın parasal karşılığını hesaplamıyor.
| Kaynak | Ocak–Eylül 2025 payı | Ocak–Eylül 2026 payı |
|---|---|---|
| Hidrolik | %17,46 | %30,05 |
| Rüzgâr | %11,35 | %12,31 |
| Güneş | %11,02 | %11,82 |
| Jeotermal | %3,04 | %3,03 |
| Biyokütle | %2,81 | %2,55 |
| Yenilenebilir toplam | %45,68 | %59,76 |
| İthal kömür | %20,42 | %15,74 |
| Doğal gaz | %21,63 | %12,05 |
| Linyit | %10,60 | %10,81 |
| Termik toplam | %54,32 | %40,24 |
Kaynak: EPDK, Eylül 2026 Elektrik Piyasası Sektör Raporu, “2025 Eylül – 2026 Eylül Elektrik Kurulu Gücü ve Üretim Miktarı” tablosu. Lisanslı ve lisanssız santraller dahildir. Termik toplam; taş kömürü, asfaltit, fuel oil ve diğer küçük kalemleri de içerir.
Kurulu güçte güneş ikinci sırada
Lisanslı ve lisanssız santraller birlikte ele alındığında toplam kurulu güç Eylül sonunda 127.355 MW’a ulaştı. Güneş kurulu gücü bir yılda yaklaşık yüzde 12,8 artarak 28.222 MW’a çıktı ve yüzde 22,16’lık payla hidroliğin (yüzde 25,39) ardından ikinci sıradaki yerini korudu; doğal gazın payı yüzde 19,65 oldu. Güneş kurulu gücünün büyük bölümü lisanssız santrallerde: lisanssız kurulu gücün yüzde 96,76’sını oluşturan güneş, 25.097 MW’a ulaştı. Eylül ayında lisanslı tarafta 106,63 MW rüzgâr ve 60,19 MW güneş kapasitesi devreye girdi, devreden çıkan santral olmadı.
| Kaynak | Eylül 2025 (MW) | Eylül 2026 (MW) | 2026 payı |
|---|---|---|---|
| Hidrolik | 32.295 | 32.332 | %25,39 |
| Güneş | 25.011 | 28.222 | %22,16 |
| Doğal gaz | 24.202 | 25.030 | %19,65 |
| Rüzgâr | 14.156 | 15.540 | %12,20 |
| İthal kömür | 10.456 | 10.466 | %8,22 |
| Linyit | 10.229 | 10.244 | %8,04 |
| Diğer | 5.360 | 5.522 | %4,34 |
| Toplam | 121.709 | 127.355 | %100 |
Kaynak: EPDK, Eylül 2026 Elektrik Piyasası Sektör Raporu. Lisanslı ve lisanssız santraller dahildir; değerler en yakın MW’a yuvarlanmıştır. “Diğer” satırı biyokütle, jeotermal, taş kömürü, asfaltit, fuel oil, nafta, LNG ve motorini kapsar ve EPDK rakamlarından Yeşil Haber tarafından hesaplanmıştır. Yuvarlama nedeniyle toplamlar farklılaşabilir.
YEKDEM maliyeti ve piyasa fiyatı ne gösteriyor?
Eylül’de YEKDEM kapsamındaki üretim için yapılan ödeme 29,99 milyar TL oldu; geçen yılın aynı ayında bu rakam 26,88 milyar TL’ydi. Daha dikkat çekici olan, raporda hesaplanan YEKDEM birim ek maliyetindeki artış. Bu değer doğrudan tüketici tarifesi değil. EPDK’nın tanımına göre YEKDEM ek maliyeti, YEKDEM kullanıcılarına ağırlıklı ortalama piyasa takas fiyatına (PTF) ilave olarak ödenen tutarın faturalanan tüketime bölünmesiyle bulunuyor. Birim ek maliyet Eylül’de geçen yılın aynı ayına göre yüzde 30,25 artarak 372,62 TL/MWh’ye, Ocak–Eylül döneminde ise yüzde 76,00 artarak 301,67 TL/MWh’den 530,95 TL/MWh’ye çıktı.
Diğer değişkenler sabitken PTF’nin düşmesi, raporda hesaplanan YEKDEM birim ek maliyetini artırır. Ancak gerçekleşen değişim; toplam ödeme, destek kapsamındaki üretim ve faturalanan tüketimle birlikte değerlendirilmelidir. Eylül ayında PTF yıllık bazda yüzde 2,03 yükselirken, dokuz aylık dönemde yüzde 16,82 geriledi. Hidrolik üretimin yüksek olduğu dönemlerde piyasa fiyatlarının baskı altında kaldığını, HESİAD’ın rekor hidroelektrik üretimi ve fiyat baskısına dikkat çektiği haberimizde aktarmıştık. EPDK’nın yıl içinde yaptığı tahminler de bu yönde değişmişti: Temmuz ayına ilişkin YEKDEM maliyet öngörüsü, Nisan kararına göre yaklaşık yüzde 124 yükseltilmişti.
| Gösterge | Dönem | 2025 | 2026 |
|---|---|---|---|
| YEKDEM ödemesi (milyar TL) | Eylül | 26,88 | 29,99 |
| YEKDEM ödemesi (milyar TL) | Ocak–Eylül | 232,28 | 267,07 |
| YEKDEM ortalama fiyatı (TL/MWh) | Eylül | 3.800,10 | 4.185,58 |
| YEKDEM ek maliyeti (TL/MWh) | Eylül | 286,07 | 372,62 |
| YEKDEM ek maliyeti (TL/MWh) | Ocak–Eylül | 301,67 | 530,95 |
| Ağırlıklı ortalama PTF (TL/MWh) | Eylül | 2.765,58 | 2.821,80 |
| Ağırlıklı ortalama PTF (TL/MWh) | Ocak–Eylül | 2.587,36 | 2.152,10 |
Kaynak: EPDK, Eylül 2026 Elektrik Piyasası Sektör Raporu, özet tablo ve Tablo 1.9.
Tüketim ve dış ticaret
Eylül’de faturalanan elektrik tüketimi yüzde 2,51 artarak 26,22 milyon MWh oldu. Mesken tüketimi yüzde 4,49, kamu ve özel hizmetler sektörünün tüketimi yüzde 6,31, sanayi tüketimi yüzde 2,14 arttı; tarımsal faaliyetlerin tüketimi ise yüzde 16,35 azaldı. Tüketici sayısı 52,9 milyona ulaştı. Dış ticarette ihracat 658.458 MWh’ye çıktı; bunun 422.429 MWh’si Irak’a gitti. İthalat ise 40.356 MWh’de kaldı. EPDK, dış ticaret rakamlarının fiziki akışı gösterdiğini belirtiyor.
Bu veriler neyi göstermez?
Hidrolik üretimdeki artış, kurak 2025’in düşük üretim düzeyiyle karşılaştırılıyor. Bu yükselişin kalıcılığını değerlendirmek için yağış, akım, rezervuar ve santral işletme verileri birlikte izlenmeli. Yeşil Haber’in daha önce aktardığı gibi, su riskini değerlendirmek için yağış verisi tek başına yeterli değil; nehir akışları, kar erimesi ve kullanılabilir rezerv birlikte okunmalı. Kalıcı dönüşüm açısından kurulu güçteki değişim daha belirleyici bir gösterge. YEKDEM ek maliyetindeki artış da tüketici tarifelerinin aynı oranda arttığı anlamına gelmiyor. Ayrıca raporda yer alan lisanslı üretim, kurulu güç ve dış ticaret verileri, TEİAŞ kesinleştirene kadar geçici.
Siz ne düşünüyorsunuz?
Hidrolik üretimin yıllar arasında güçlü dalgalandığı bir sistemde, kurak yıllara karşı en önemli hazırlık sizce ne olmalı: güneş ve rüzgârda daha hızlı büyüme, depolama mı, yoksa su yönetimi mi?
Kaynaklar
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu, Elektrik Piyasası Aylık Sektör Raporları sayfası.
İlgili haberler
- Hidroelektrikte düşüş ve toparlanma: Su riskinde yağış verisi tek gösterge değil
- Hidroelektrik üretimi rekor seviyeye çıktı, HESİAD fiyat baskısına dikkat çekti
- EPDK YEKDEM öngörüsünü üç ayda tersine çevirdi: Temmuz öngörüsü %124 yükseldi
- Kuraklık kaynaklı hidroelektrik düşüşü yıllık 1,8 milyar dolar ek maliyet yaratıyor
- Ekim 2025’te kurulu güç arttı, lisanslı elektrik üretimi geriledi
