Catalog

17 ENERJİ teknolojik, ekonomik ve ekolojik sonuçları belli olmayan nükleer bir maceraya girmesine alet olmamalarını umuyorum.” Yenilenebilir için nükleer savunması Prof. Dr. Altın, 2008 yılı için öngörülen 204 gigavatsaatlik elektrik tüketiminin yüzde 48’inin doğalgaz, yüzde 19’unun linyit, yüzde 17’sinin de hidro kaynaklarla karşılanmasının planlandığını anımsatarak, “Enerji Bakanlığı’nın stratejisi” içinde nükleer ve yenilenebilir enerji kaynakları payını şöyle açıkladı: “Bakanlık enerji arzını genişletip temin güvenliğini arttırmak amacıyla; elektrik üretiminin halen dayandırıldığı doğalgaz, kömür ve hidro kaynaklarına; yenilenebilir ve nükleer olmak üzere, iki ayak daha ilave etmeyi planlıyor. Nitekim, 2007 yılsonuna kadar lisanslanmış olan rüzgar kapasitesi sadece 250 megavat iken, Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu’nun 2007 yılı sonunda yaptığı rüzgar santralları çağrısına 85 gigavatlık başvuru oldu. Bunun 40 gigavatı gerçekleşecek olsa bile, büyük rahatlama sağlayacak.Ancak, yenilenebilir enerji kaynaklarına “Özel sektör uzun soluklu yatırım sürecini baştan sona net bir şekilde görmek zorunda. Bu açıdan, başta güvenlik konusunda olmak üzere lisanslama süreçleri büyük önem taşıyor. Halbuki programın bu ayağı arkadan gelmek zorunda kalmış. ‘Nükleer Düzenleyici Kurul’ henüz ortalıkta yok. Oluşturulana kadar işlevleri TAEK tarafından yürütülecek. Lisanslama mevzuatı belirsiz. On binlerce sayfayı bulabilen belgelerin değerlendirilmesine temel oluşturacak olan bu mevzuatın hazırlanması gerekiyor. “ dayalı elektrik üretiminin; bu kaynakların kesintili veya değişken olmaları, öte yandan elektriğin büyük ölçekte depolanmasının halen mümkün olmaması nedenleriyle; şebeke istikrarının sarsılmaması için, emre amadeliği yüksek başka kaynaklara dayanan güç santrallarıyla yedeklenmeleri gerekiyor. Fakat bu ‘başka’ kaynağın doğalgaz olmaması lazım, bu kaynağa bağımlılığın daha fazla artmaması için. Nükleer enerji bu kapsamda gündeme gelmiş durumda.” Nükleer santralların, yılın büyük bir kısmında, yüzde 90’lara varan “yüksek emre amadelikle” çalışabilmeleri nedeniyle “baz yükü santralı” olarak kabul edildiğini anımsatan Prof. Altın, ancak nükleer santralların günlük kısa süreli elektrik talebindeki değişimlere ayak uyduramadıklarını kaydetti. Yarım saat gibi kısa zamanda devreye sokulup çıkarılabilen doğalgaz santrallarının baz yükü santralı olarak talep izleme konusunda kolaylaştırıcı işlevine işaret eden Altın, şu görüşü savundu: “Nükleer santrallar bu kapsamda, elektrik arzını genişletmenin yanında; doğalgaz santrallarının üstlendiği ‘baz yükü’ görevini kısmen devralarak, bu santralların bir kısmını, yenilenebilir enerji kaynaklarını yedekleme işlevinde kullanabilmeleri için serbest bırakmak üzere gündeme gelmiş durumda.Aksi halde, yenilenebilir enerji kaynaklarının, üretim ve dağıtım şebekesinin kararlılığını riske sokmaksızın, daha üst düzeyde devreye sokulabilmeleri mümkün değil.” İhalede hangi teknolojiler yarışacak? Prof. Dr. Vural Altın, TAEK’in kriterlerine göre ihaleye katılabilecek nükleer reaktör tiplerini şöyle açıkladı: “I. Nesil nükleer reaktörler, nükleer enerjinin kamu desteğiyle geliştirildiği süreçte tasarımlanmış olan prototipler; bunlar zaten piyasalarda önerilmiyor. II. Nesil reaktörler, ilk neslin sivil amaçla ticari elektrik üretimine yönelik olarak geliştirilmiş modelleri. III. ve III+ Nesil reaktörler ise; güvenlik, inşaatın ekonomikliği ve işletme verimliliği açılarından gelişkin tasarımlar. TAEK’in ölçütleri, olası teklifleri bu tasarımlarla sınırlıyor. Henüz geliştirilme aşamasında olan, hemen hepsi ‘türünün ilki mühendislik tasarımı’ niteliğindeki IV. Nesil santrallar ise; hem kısa vadeli ihtiyaçlara yanıt veremeyeceklerinden, hem de performans açısından taşıdıkları belirsizlikler nedenleriyle dikkate alınmayacaklar. III. Nesil santralların halen çalışan örnekleri var, III+ Neslin yok.Ancak III+ Nesil tasarımları, III. Nesil tasarımların; ya güvenlik önlemleri arttırılmış olan ya da pasif güvenlik önlemlerinden daha ziyade yararlanan, ‘evrimsel geliştirilmiş’ modellerinden oluşmakta. Güvenlik ve ekonomiklik açılarından risk sunan radikal yenilikler içermediklerinden dolayı, TAEK ölçütlerinde bu tasarımlar için örnek reaktör şartı koşulmayıp, ENERJİ ENERJİ ENERJİ ENERJİ ülkelerinde lisans almış olmaları yeterli görülmüş. Böylece, teknoloji tercihleri arasında dikkate alınmaları mümkün kılınmış. Fakat daha fazla radyoaktivite ürettiklerinden dolayı söküm masrafları genelde daha yüksek olan grafit nötron yavaşlatıcılı ve gaz soğutmalı reaktörlerle, işletme sorunları henüz güvenli bir şekilde aşılamamış olan hızlı üretken reaktörler kapsam dışı tutulmuş. Bu durumda geriye; II., III. veya III+ Nesil; ‘doğal uranyum kullanan basınçlı ağır su ve zenginleştirilmiş uranyum kullanan basınçlı hafif su ile kaynar hafif su reaktörleri’ kalıyor.” Nükleer enerji santralında teknoloji seçiminin şirket seçimi anlamına gelip gelmediği sorusuna “Hem evet, hem hayır” diye yanıt veren Prof. Altın, seçenekleri şöyle sıraladı: “Basınçlı su reaktörü (PWR) teknolojisinde; Fransız Areva NP Firması’nın ‘Evrimsel Güç Reaktörü’ (EPR), Güney Kore KEPCO Firması’nın ‘Gelişkin Güç Reaktörü’ (AP1400), Amerikan Westinghouse Firması’nın ‘Gelişkin Güç’ reaktörü (AP1000), Rus Girdropress Firması’nın ‘Hafif Sulu Enerji Reaktörü’ (VVER1200) tasarımları olmak üzere, dört seçenek var. Diğer iki teknolojide seçenekler sınırlı: Kaynar sulu reaktör teknolojisinde (BWR), Amerikan General Electric Firması’nın ‘Gelişkin Kaynar Su Reaktörü’ (ABWR), basınçlı ağır su reaktörlerinde ise, Kanada AECL firmasının ‘Kanada Döteryum Uranyum Sistemi’ (CANDU9, ACR).” Nükleer santral ihalesine yönelik olarak yayımlanan yönetmeliğin TAEK ölçütleriyle uyumlu olduğunu savunan Prof. Altın’ın yönetmeliğe ilişkin değerlendirmesi de şöyle: “Yönetmelik, ilk kurulacak nükleer santralların 4000 megavat/yüzde25’lik bir paket oluşturmasını şart koşuyor. Ünitelerin tek tip olması halinde, birim güç başına tesis maliyetlerinin yanında, işletme sırasındaki bakım onarım masrafları da azalır. Bu durum, teklif veren aynı konsorsiyum birden fazla farklı tipe yönelmeyeceğinden, paket halinde teklif şartının doğal bir sonucu olarak gerçekleşecek. Kamu, teknoloji tercihine karışmıyor ve böylelikle, bu tercihin özel sektör kuruluşları tarafından yetkin bir şekilde başarabileceğine olan güvenini sergilemiş oluyor. ölçütlerle yönetmelik uyum içerisinde.” ? ENERJİ ENERJİ ENERJİ Serbest piyasa sıkıntısı Nükleer enerji santralı kurulumuna ilişkin yasada “kamu, özel ve kamuözel ortaklığı” durumuna göre farklı koşullar öngören 3 ayrı hukuki düzenleme getirilmiş olmasının nedenini enerjide serbest piyasa sürecinin yarattığı ağır faturalara bağladı. “Enerji piyasasında 2001 yılından bu yana sürdürülen serbestleşmenin en ağır faturaları ödenmiş durumda. Süreçten, zorda kalınmadıkça geri adım atılmaması gerektiği düşünülüyor” diyen Prof. Altın, ilk yatırım maliyeti yüksek ve inşa süresi uzun olan nükleer santrallarda yatırım geri dönüşünün 5 yıla varan uzun sürelerden sonra başladığını, bu nedenlerle serbest bir piyasada proje seyrinin öngörülmesinin zor olduğunu kaydetti. TETAŞ üzerinden verilen 15 yıllık alım garantisi ile bu belirsizliğin azaltılmasının hedeflendiğini, yer tahsisi ve lisanslama hizmetleri gibi altyapı yardımlarının da teşvik amaçlı olduğunu anlatan Altın, “Dünya’nın hemen her ülkesinde, enerji sektörünün tüm dallarında benzeri uygulamalar var. Nitekim,ABD yönetiminin 2005 yılında benimsediği ‘Nükleer Enerji 2010’ programı, benzer unsurların yanında, ilk 6 santral için satış fiyatında vergi indirimi de içermekte” dedi. Enerjide serbest piyasa anlayışına aykırı olarak değerlendirilen, ancak nükleer santrallar için sağlanması öngörülen teşvikleri, “fiyatların ekonomik olmasını sağlamaya çalışmak” gerekçesiyle savunan Prof. Altın, “Ancak, bu konuda kararlı olmak, her türlü olasılığa karşı hazırlıklı olmayı da gerektiriyor. Nitekim, 5710 Sayılı Yasa, verilen satın alma garantisi ve sunulan altyapı teşviklerinin sözkonusu yatırımların ENERJİ ENERJİ ENERJİ ENERJİ ENERJİ ENERJİ ENERJİ