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| データ | |
|---|---|
| 設備容量（2022年） | 100GW [1 ] |
| 制作（2021年） | 329 TWh [1] |
| 化石エネルギーの割合 | 発電65%、[2]容量47% [1] |
| 再生可能エネルギーの割合 | 発電35%、容量53% [1] |
| 発電による温室効果ガス排出量（2020年） | 131 Mt CO2e （発電所からの熱販売を含む発電所）[3] ：表1s1セルB10 |
| 平均電力使用量（2021年） | 327 TWh [1] |
| 配電損失（2020年） | 9.5% [4] : 42 |
| 部門別消費量 （全体の%） | |
| 居住の | 21% (2018) |
| 産業 | 117 TWh [5] (2019) |
| 農業 | 7TWh [5] (2019) |
| 商業および公共部門 | 28% (2018) |
| 牽引力 | 1 TWh [5] (2019) |
| サービス | |
| セクター分離 | 部分的 |
| 送電における民間部門のシェア | 0 |
| 流通における民間セクターのシェア | テキストを参照 |
| 大規模ユーザーへの競争力のある供給 | はい |
| 住宅ユーザーへの競争力のある供給 | 年間1400kWh以上を消費する人のみ |
| 機関 | |
| サービスプロバイダー数 | EÜAŞ、民間企業 |
| 発信の責任 | トルコ電力送電公社 |
| 規制の責任 | エネルギー市場規制当局 |
| 政策立案の責任 | エネルギー天然資源省 |
トルコの一人当たりの電力消費量は世界平均よりも多いが、ヨーロッパ平均よりは少なく、夏にはエアコンの需要がピークを迎える。電力のほとんどは石炭、ガス、水力発電で発電されており、東部の水力発電は西部の大都市に送られる。電気料金は国が管理しているが、卸売価格は輸入ガスのコストに大きく左右される。
毎年、約300テラワット時（TWh）の電力が消費されており、これはトルコで消費される総エネルギーのほぼ4分の1に相当します。平均すると、発電量1キロワット時あたり約400グラムの二酸化炭素が排出されます（400 gCO 2 /kWh）。この炭素強度は世界平均よりわずかに低い値です。発電能力は100GWあるため、はるかに多くの電力を生産できます。輸出されるのはごく一部ですが、消費は増加すると予想されており、2020年代には輸出を増やす計画があります。
トルコの石炭火力発電所は、同国の温室効果ガス排出量の最大の発生源である。多くの褐炭発電所は補助金を受けており、大気汚染を増加させている。主にトルコの発電所向けのガス輸入は、国の主な支出の1つである。冬には、発電は他国からのガス供給減少の影響を受けやすい。[6] [7] 太陽光発電と風力発電は現在最も安価な発電手段であり、[8]両方ともさらに建設されている。十分な太陽光発電と風力発電が建設されれば、同国の水力発電所は風のない曇りの週をカバーするのに十分なはずである。再生可能エネルギーは同国の電力の3分の1を生成しており、学者は2030年までに再生可能エネルギー32％という目標を50％に引き上げ、2030年代半ばまでに石炭火力発電を段階的に廃止すべきであると提案している。電気自動車の使用増加は、電力需要の増加が予想される。
消費
トルコでは毎年約300TWhの電力が消費されており、これは最終エネルギー需要全体のほぼ4分の1を供給しており、[9] : 19 残りは石炭、石油、ガスによるものです。[10] エアコンの需要は夏にピークを迎えます。[11]最も高いのは8月（2021年は32TWh）で、最も低いのは2月（2021年は24TWh）です。[12]国民の総消費量を人口で割ると年間4,000kWh未満で、欧州の他のOECD諸国の平均である年間約10,000kWhを大きく下回りますが、 [13] [4] : 17 世界平均の半分以下です。[14] 2019年のエネルギー使用量の割合は、産業が45％、サービスが29％、家庭が21％でした。[4] : 16 消費量は増加すると予測されています。[15]
2021年現在[アップデート]、家庭の電力消費量は月平均230kWhと推定されており[16]、冷蔵庫が大部分を占め、次いでテレビ、洗濯機となっている。[17]需要側対応の可能性が最も高いのは暖房と電気自動車である。[18] : 51
トルコは2019年から2024年の間に、エネルギー効率化に110億米ドルを投資する計画である。[19]また、2035年までに電力メーターの80％をスマートメーターに交換する。[20]エネルギー消費に占める電力の割合は、道路輸送の電化もあって、2019年の22％から2040年にはおそらく28％に増加すると予想されている。[21]
需要予測
需要予測は重要である。なぜなら、発電能力を過剰に建設すると、政府のエネルギー補助金と民間部門の負債利息の両方でコストがかかる可能性があるからである。[22] [23]逆に、建設が少なすぎると、電化による健康上の利点が遅れるリスクがあり、その最大のものは化石燃料の段階的廃止による空気の浄化である。[24]
配電会社、一部の小売会社、工業地帯は、毎年、エネルギー省とトルコ送電公社（TEIAŞ）に需要予測を提出している。 [4] : 21 TEİAŞはその後、10年間の低、ベース、高予測を発表するが、[4] : 21 これには「DECADES」モデルが使用され、一方、エネルギー省は「エネルギー需要分析モデル」を使用している。[25]
一部の公式需要予測は過大評価されており[30] [31] [32] 、これは経済成長の低さが原因の可能性がある。[33] [34] 2019年の実際の発電量は固定容量の76%で、過剰容量は2020年代初頭まで続いた。[34] [35] 2022年と2023年には需要が減少したが、これは経済における産業のシェアが減少することが一因である。[36] : 20
業界
トルコがハイテク製造業に移行するにつれて、産業で使用される電力の割合は化石燃料の割合を犠牲にして増加すると予想されています。[37] : 343 産業用の石炭の燃焼は減少しており、石油の燃焼は横ばいのままです。[37] : 343 ある予測では、電気がガスを追い抜いて30％で最大の産業用エネルギー源になるとさえ示されています。 [ 37] : 343 ただし、より効率的な照明と産業用モーター、および効率性を支援する政策の変更により、需要の伸びが制限される可能性があります。[37] : 340
交通の電動化
2021年に販売された完全電気自動車は3000台未満でしたが、 [38] Togg社が製造する車など、一部のタイプの電気自動車の生産と使用により、2020年代に需要が増加する可能性があります。[39] : 10 シンクタンクのShura Energy Transition Centerは、風力と太陽光発電が十分に利用できる場合は電気自動車を自動的に充電することを推奨しています。[39] : 19 トルコの建築様式では、多くの都市住民が路上駐車のないアパートに住んでいます。規制では、ショッピングモールや公共駐車場の新しい駐車スペース50台につき少なくとも1つの充電器が必要です。[40]古いディーゼル車やトラックを道路から排除することは健康と環境の利益になりますが、そのためには新しい汚染防止法の制定が必要になり、[41] 2021年現在、[アップデート]量産が計画されている商用電気自動車はバンだけです。[42]政府は2040年までに化石燃料自動車とトラックの販売を終了することを目指している。[43] フォードは商用電気自動車用のバッテリーを製造する工場を建設したいと考えている。[44]
世代
2021年に発電された総電力量329TWhのうち、天然ガスが42%、石炭が26%、水力発電が13%、風力が10%でした。[1]設備容量は2022年に100GWに達しました。 [1]学者は、2030年までに再生可能エネルギーからの32%という目標を少なくとも50%に引き上げるべきだと示唆しています。[45]国営の電力発電会社（EÜAŞ）は市場の約20%を占めており、[46] : 8 、民間企業も多数あります。[47] 2010年代の発電の炭素強度は400 gCO 2 /kWhをわずかに上回り、[ 48 ]世界平均とほぼ同じでした。[49]
石炭
トルコの石炭は2023年に国の電力の3分の1を発電した。 [50]稼働中の石炭火力発電所は55カ所あり、総発電容量は21ギガワット（GW）である。[注1] 2023年には発電用の石炭輸入に37億米ドルかかる。[50] : 4
石炭火力発電所からの大気汚染は公衆衛生を損なっており、[52] : 48 石炭火力発電所の段階的廃止を2050年代ではなく2030年までに実施すれば、10万人以上の命が救われると推定されている。 [53] 排気ガス排出制限は2020年に改善されたが、排出レベルの義務報告データは公表されていない。トルコは、他国を汚染する微粒子状物質を制限するヨーテボリ議定書を批准していない。2023年現在、トルコでは公式の健康影響評価は行われていない。[54] : 50
トルコの石炭はほぼすべて低カロリーの褐炭ですが、政府の政策によりその使用が継続されています。対照的に、ドイツは150MW未満の褐炭火力発電所を閉鎖しています。[55] トルコでは干ばつが頻繁に発生しますが、火力発電所は大量の水を使用します。[56]
石炭火力発電所は、温室効果ガス の最大の発生源であり、一人当たり年間約1トンを排出しており、これは世界平均とほぼ同じである。[57]石炭火力発電所は、発電量1キロワット時あたり1kg以上の二酸化炭素を排出しており、 [58]これはガス発電の2倍以上である。学者らは、2053年までにトルコのカーボンニュートラル目標を達成するためには、2030年代半ばまでに石炭火力発電を段階的に廃止すべきだと示唆している。[59] 2023年1月には国家エネルギー計画が発表され、2035年までに24.3GWに発電能力が増加することが予測されており、[60] : 23 、 2030年までに1.7GW増加することが予測されている。 [60] : 15 しかし、2024年までには新しい石炭火力発電所が建設されないことは明らかであったが、[61] : 11 チェリクレル・ホールディングスは依然としてアフシン・エルビスタンAにユニットを追加したいと考えている。[62]国家計画では、石炭火力発電は減少するものの、フレキシブル電源とベースロード電源に対する容量支払いは継続すると予測されている。[60] : 25 2024年には、トルコは電力用に欧州連合（EU）のどの国よりも多くの石炭を燃やすことになる。[63]ガス
2020年、トルコでは発電所が天然ガスの29%を消費した。[64]国営ガス火力発電所は民間発電所よりも効率が悪いが、国が電力価格を保証しているため、民間発電所よりも競争力がある。[65] ガス発電所は、干ばつで水力発電が減少したときに多く使用され、例えば2021年[66]はガス消費量が過去最高となった。[67] 2023年に発表された国家エネルギー計画では、10GW以上のガス発電所が建設されると予測されている。[68]
水力発電
水力発電は重要な電力源であり、トルコの山岳地帯、豊富な河川、そして3つの海に囲まれていることから、年によっては相当な量の水力発電が可能です。主な河川流域はユーフラテス川とチグリス川です。全国各地に多くのダムが建設されており、水力発電所では最大28GWの電力を発電することができます。[69] 2019年には約90TWhが発電され、これはトルコの電力の約30%に相当します。[70]水力発電を支援する政策は数多くあります。一部のダムの建設は、例えば環境保護論者がダムが魚などの野生生物に被害を与えると主張したり、 [71]下流の国が水の流れの減少を訴えたりするなど、 さまざまな理由で物議を醸してきました。
降雨量の変化により、発電量は年によって大きく変動する。[a]また、S&P Global Plattsによると、トルコで電力需要がピークとなる8月に干ばつが発生すると、灌漑用水の節約を目的とする国営水力発電所の目標と、発電を目的とするトルコ送電公社の目標が衝突する可能性がある。[73]気候変動により干ばつが増加しているにもかかわらず、水力発電は負荷分散のために引き続き重要になると予測されている。[37] : 72 既存のダムを揚水式に改造する方が、新しい揚水式よりも実現可能だと示唆されている。[74]
風
風力発電はトルコの電力の約10％を生産しており、主にエーゲ海とマルマラ地方の西部で行われ、同国の再生可能エネルギーに占める割合が徐々に増加している。2024年現在[アップデート]、トルコには12ギガワット（GW）の風力タービンがある。エネルギー省は2035年までに、洋上風力5GWを含む約30GWの風力タービンを設置する計画である。[75]
国営電力会社（EÜAŞ）は市場の約20％を占めており[76]、民間企業も多数存在します。[77]風力発電の過去最高の日次シェアは2022年の25％でした。[78]
新しい風力発電所を建設する方が、輸入石炭 に依存する既存の石炭火力発電所を稼働させるよりも安価です。[79]カーボントラッカーのモデルによると、 2027年までに新しい風力発電所は既存のすべての石炭火力発電所よりも安くなるでしょう。[80] [81]太陽
トルコは中東と南東ヨーロッパで太陽エネルギーに関して有利な位置にあり、同国の再生可能エネルギーの成長分野となっており、約8GWが国内電力の約4%を発電している。トルコ、特に南東部と地中海沿岸の州では、太陽エネルギーの潜在性が高い。[82]太陽光発電の条件はスペインに匹敵する。2020年、トルコは太陽光発電でヨーロッパ第8位だったが、[4] : 49 石炭に対する補助金が廃止され[83]、入札制度が改善されれば、はるかに急速に増加する可能性がある。 [84]太陽光発電の設置1ギガワットごとに、ガス輸入コストが1億米ドル以上節約される。[85]
2020年のピーク時の日発電量は9月に1TWhを超えた。[86] Carbon Trackerのモデルによると、2020年には新規の太陽光発電が新規の石炭火力発電よりも安くなり、[87] 2023年には既存の石炭火力発電所よりも安くなる見込みである。 [88]シンクタンクのEmberによると、トルコで新規の太陽光発電と風力発電を建設する方が、輸入石炭に依存する既存の石炭火力発電所を稼働させるよりも安価である。[89]しかし、彼らは、変圧器での太陽光発電用の新規容量の不足、単一の太陽光発電所の設置容量に50MWの上限があること、大口消費者が新規の太陽光発電設備の長期電力購入契約に署名できないことなど、公益規模の太陽光発電を建設するための障害があると述べている。[89]ほとんどが太陽光発電である無認可の発電所は、2021年に約4％の電力を発電した。[46] : 13
地熱
トルコには約2ギガワットの地熱発電があり、これはトルコの再生可能エネルギーの重要な部分を占めています。トルコの地熱発電は、地熱地帯の体系的な探査に続いて、1970年代にプロトタイププラントで始まりました。1980年代には、パイロット施設が最初の地熱発電所になりました。小規模の地熱発電所は、2013年に国内最大規模に拡張されました。2020年現在、トルコでは60を超える発電所が稼働しており[アップデート]、[90]さらに増加する可能性があります。[91] 地熱エネルギーは、発電に貢献するだけでなく、直接加熱用途にも使用されています。2021年末の時点で、トルコの設備容量は1.7GWで、米国、インドネシア、フィリピンに次いで世界第4位でした。[92]
地熱発電は約2GWあり、強化地熱システムを含め、さらに多くの発電施設が建設される予定である。[93]しかし、特に新しい発電所では二酸化炭素排出量が多くなる可能性があるため、岩石から溶解した二酸化炭素が大気中に放出されるのを防ぐために、熱が使用された後に流体を完全に再注入することがある。[94]
核
トルコ初の原子力発電所であるアックユは、2023年に発電を開始する予定で、少なくとも60年間は稼働すると見込まれている。[95]原子力発電の議論には長い歴史があり、2018年にメルスィン県で建設が開始されたのは、1960年以来6番目の原子力発電所建設の試みである。[96] 原子力発電は、納税者にとって非常に高価であるとして批判されてきた。[97]
シノップとイグネアダの原子力発電所の計画は行き詰まっている。[98]
ハイブリッド、分散、仮想発電
ハイブリッド発電は2020年代初頭に普及した。[99]分散型発電の設置電力が11kW未満の場合、高電圧ネットワークではなく低電圧ネットワークにのみ接続することが許可されている。[100]最初の仮想発電所は2017年に風力、太陽光、水力で作られ、2020年には地熱が追加されました。[101 ]
伝送と保存
送電システム事業者はトルコ送電公社（TEİAŞ）[102]で、 2022年時点では国有独占企業となっている。[4] : 11 2022年に少数株を民間部門に売却する予定である。 [103]送電はエネルギー市場規制当局（EMRA）によって規制されている。[104]最初の長距離送電線は1952年にゾングルダクからイスタンブールまで敷設され、[105] 2021年時点で[アップデート]72,000 kmに達している。[106]送電網は400 kVと154 kVで稼働しており、[107]送電網変電所は700か所以上ある。[108]損失や運用コストを含む送電コストは、生産者と消費者の間で均等に分担される。[109] : 70
送電網の損失と停電を減らすことは、送電網の質を改善することと同様に重要である。[110]電力消費は発電から遠いことが多いため、ボトルネックを防ぎ柔軟性を高めるためには送電網の改善が必要である。[111] 2023年時点で、ほとんどの変圧器と多くの電線は需要を満たすために交換する必要があり、山火事を引き起こす。[112] 11の国際連系線があり[4] 、アルメニアを除くトルコの陸路隣国すべてを含む（関係は改善しているが）。[113]将来的にはカスピ海の海底でトルクメニスタン[114]とカザフスタンに接続できれば有益かもしれない。[115] TEİAŞはENTSO-Eのオブザーバー会員ではなくなったが、ワーキンググループの技術的な議論には引き続き出席している。[116] : 105 2020年現在[アップデート]、欧州連合とのリンクでは500MWの輸出と650MWの輸入が可能となっているが、他の国との貿易は可能であるものの、ENTSO-Eの同期要件を満たしていないため自動化は困難である。[117] 2020年の総輸出量は2.5GWhで、そのほとんどはギリシャ向けであり、輸入量は1.9GWhで、そのほとんどはブルガリアからであった。[4] : 39
サバンジュ大学の2018年の調査によると、2026年までにトルコの電力の20％は追加の送電コストなしで風力と太陽光で発電され、送電網への投資をわずかに増やすことで30％が発電される可能性がある。 [118]太陽光パネルによる発電量の増加に伴い、エネルギー貯蔵がより重要になる可能性がある。揚水発電所は2022年までに完成する予定である。[119] 既存のダムを揚水発電に改造することは、新しい揚水発電よりも実現可能であると示唆されている。[74]移動可能な10MWバッテリーは、将来、地域間の一時的な送電混雑を軽減したり、周波数調整のためにより大規模なバッテリーを使用するのに役立つ可能性がある。[120]氷蓄熱をハイパーマーケットの冷却システムに追加することは、経済的に実行可能であると推定されている。[121]
2015年の全国的な停電は自然災害によるものではなく、東西を結ぶ主要送電線がメンテナンス中だったため容量が限られており回復力も乏しかったために、東部の水力発電を消費量の多い西部に十分に再分配できなかったことが原因だ。ヴァン州はイランから電力供給を受けていたため大きな影響はなかった。 [122]また、EUとの相互接続により電力の回復が進んだ。[123]他の国々との統合が進めば回復力も高まるだろう。[124 ]国の西部と中央部にある新しい風力と太陽光発電は需要地に近いため、高電圧送電への依存度が減っている。[125]
分布
2009年から2013年にかけての電力業界改革の一環として、すべての配電インフラの所有権は国営のトルコ配電公社（TEDAŞ）が保持したが、配電網の運用、保守、新規投資の責任はEMRAのライセンスを受けた21の民間地域企業に移管された。最大36kVの電圧の電力は 、地域企業と多くの組織化された工業地帯によって配電されている。[127]
配電線は100万キロメートル以上あり、そのうち約80％が架空線で残りは地中ケーブルです。全配電網の平均損失（技術的損失と非技術的損失の両方を含む）は約12％です。[128]しかし、ディクレとヴァンゴリュでは20％を超えています。（EPDK 2022を引用）2019年にTEDAŞはシステム平均停電時間指数（トルコ語でOKSÜRE）を1308と推定しましたが、これは近隣のヨーロッパ諸国よりもはるかに悪いです。しかし、それ以降推定値は公表されていません。[129] ： 27 それでも、少なくとも1つの配電会社が、関連する頻度指数（トルコ語でOKSIK）とともにこれを測定しています。[130] ： 73
スマートグリッドの計画もある。[131] シュラエネルギーセンターによると、2030年までにトルコの電気自動車の割合を10％に増やすことで、配電がスムーズになるなど、多くの利点が生まれるという。[132]
電気技術者協会によれば、地域独占企業は過剰な利益を上げている。[133] [134] [135]彼らの収入はEMRAによって決定され、[136]配電料金はEMRAによって毎年設定されている。[127]
回復力
トルコでは地震が頻繁に発生し、送電線が切断されたり変電所が破壊されたりすることがある。[137]災害で配電網の常設監視制御センターが破壊された場合、移動センターが制御を引き継ぐ可能性がある。 [138]脆弱な場所にバッテリー付きの太陽光発電やマイクログリッドをもっと設置すれば、地震や洪水などの自然災害の後でも病院などの重要な建物に電力が供給される可能性がある。学者は、このような非常用電力システムの費用便益分析では、回復力のメリットだけでなく、孤立型システムの設置コストも考慮に入れるべきだと示唆している。[139] [140]
市場
イスタンブールエネルギー取引所（EXIST）は、前日市場と当日市場を担当する電力市場運営会社です。EXISTは2015年に設立され、エネルギー市場規制当局（EMRA）のライセンスに基づいて運営されています。 [141] 2022年現在、[アップデート]卸売価格は全国で同一ですが、[142] [b]流れ込み式水力発電を消費者に届ける場合など、ネットワークの混雑を反映して価格帯を定義する必要があることが提案されています。[145]卸売価格は、気温が穏やかで水力発電が豊富なため、一般的に春に最も低くなります。[146] : ? ただし、夏にピークを迎える太陽光発電は増加しています。[147]
卸売市場はEXISTによって運営されているが[148]、価格は国営発電会社EUAŞによって管理されている。[149]ガス火力発電所が市場価格を設定する。[150]国立負荷・給電センターは1時間ごとの需要の予測を作成し、これに基づいて24時間前の発電スケジュールが立てられる。[127]
トルコ送電会社（TEİAŞ）は、需給調整市場と補助サービス市場の物理的な運営者である。[127]価格はマージンで決定されるため、電力価格は天然ガス価格に大きく左右される。[151]政府は、卸売電力価格の上限を過去12か月の平均の3倍に設定しており、[151]これは、燃料費が高騰しているときでも、ガス火力発電所や輸入石炭火力発電所が稼働し続けるのに十分な高さである。[46] : 14
ガス火力発電所が価格設定者であることが多いため、卸電力価格は卸天然ガス価格に大きく影響され、卸天然ガス価格自体も米ドルの為替レートの影響を受ける。[4] : 64 容量の20％以上を所有する[4] : 24 国営発電会社は、民間の卸売業者（Enerjisa、Cengiz、Eren、Limak、Çelikler [4] : 52 など）や店頭市場とともに市場の主要プレーヤーである。[4] : 9 2019年には、発電量の約半分にあたる150 TWhが前日スポット市場で取引された。[152]市場価格設定は、完全に透明ではなく、コストを反映しておらず、差別的でもない。[153]リラが下落すると、相対契約は規制料金と競争できないことがあるが、為替レートが安定している場合、産業顧客は相対契約を好む（それらを利用して[154] 2021年にEXISTは電力先物市場を立ち上げました。[155]
2021年時点で[アップデート]、余剰発電容量が多くあり[156]、さらに輸出できる可能性がある。[117] 2021年、トルコは4.1 TWhを輸出し、2.3 TWhを輸入した。[12]炭素価格がないために、1億ユーロを超える輸出が危険にさらされている。[157]キプロス紛争などの地政学的困難により、一部の国との国際貿易が妨げられている。たとえば、トルコはユーロアジア相互接続網によって迂回される。[158] TEIAŞはアンバンドルされていないため、欧州送電システム運用者ネットワーク（ENTSO-E）の正式メンバーになることはできないが、グリッドは同期されており、技術協力が行われている。[159]グリッドはほとんどの陸上国境を越えてリンクされており、約1％の電力が輸入または輸出されている。[160]欧州グリッドとの接続を増やすための技術研究が行われている。[161] 2020年代にはイラクへの輸出能力が増加した。 [162] [163]
他国に供給している一部の動力船は重油を燃料としているが、LNGへの転換を計画している。[164] EUへの輸出については、炭素国境調整メカニズム（CBAM）が2023年から2026年にかけて段階的に導入される。 [165]トルコの電力はEUで発電される電力よりも安価になる可能性が高いが、CBAMの影響は2021年時点では不明である。[166] 2025年後半に完成予定の クルクラレリガス発電所は、イスタンブールの需要とEUとの国境の間にある。より多くの連系送電が必要であり、ENTSO-Eの正式会員になることは輸出に役立つだろう。[166]
小売業
2013年の電力市場法では、配電会社は小売りできないとされているが、ほとんどの顧客は地元の配電会社の小売り「部門」から購入している。[167]一定量以上を消費する世帯と、すべての非世帯顧客は、供給元を切り替えることができる。[168]小売価格の上昇は、多くの場合、リラの下落によるものである。[4] : 143 価格は地域によって異なる場合があるが、[109] : 70 再分配も一部行われており、[4] : 43 約200万世帯に電気が補助されている。[4] : 20 地域小売会社の例としては、YEPAŞ（P = perakende = 小売）がある。[169]
ヨーロッパの配線カラーコードが使用されている。[170] シュコープラグ（2つの丸ピンを備えたC型プラグ、および2つの丸ピンと2つのアースクリップを備えたF型プラグ[171]）とソケットが標準で、230V [172]、50Hzである。[173]電気自動車の公共充電には、欧州標準の複合充電システムが使用されている。[174] 2022年現在、テスラのスーパーチャージャーはない。[175]
都市部で不動産を購入した後は、電気を引く前に地震保険に加入することが義務付けられている。[176]自然災害やパンデミックが発生した場合、エネルギー天然資源省は電気料金の支払い延期（最長1年）に伴う費用を負担する可能性があるが、電気料金そのものは負担しない。[177] 2022年現在、[アップデート]住宅顧客と農業灌漑に対するVAT税率は8％である。[178]
経済と金融
他の地域と同様に、新しい再生可能エネルギーはオークションで取引される。[179] 2019年、陸上風力発電の価値調整済み均等化発電原価（VALCOE - 電力システムの価値は含まれるが環境外部性は含まれないコスト）は太陽光発電をわずかに下回ったが、 [180]太陽光発電は2020年代後半までに最もコスト競争力のある発電技術になると予想されている。[181]技術者会議所によると、2021年の電力の75％はドル建てだった。[182] 2021年には、新しい風力と太陽光発電は、輸入石炭を燃やす既存の発電所よりも安かった。[183] 2024年の時点で、[アップデート]輸入石炭からの1メガワットの電力のコストは約50ドルで、ガスからのコストよりもいくらか安くなる。[36] : 23 2018年時点で[アップデート]、現在経済的な再生可能エネルギープロジェクトがすべて開発されれば、追加された発電量はトルコの天然ガス輸入を20％削減するのに十分であり、[184] [185] 設置された太陽光発電の1GWごと にガス料金が1億ドル以上節約されます。[186] EMRAによると、YEK-Gを伴うEUへの輸出は電力CBAMの対象外となります。[4] : 88
2019年時点で[アップデート]、電力の約15％は公共部門によって発電されている。[187] 2010年代、電力会社は多額のドル建て借入を行ったが、経済成長が過大評価されていたため、発電能力を過剰に構築した。[187]その結果、2019年までに銀行負債は340億ドルに達し、リラの下落によりドル建て収益は減少した。さらに、負債の7％が不良債権であった。[188] [189] 2020年代初頭、トルコの電力会社は依然として多額の外貨建て負債を抱えており、[190] [191]負債の再編が進められており[192]、発電所の所有権が変更中である。[193] [194] 2021年、BOTAŞは以前よりもガス料金を値上げしたため、ガス火力発電所は石炭火力発電所よりも不利な立場になった。[195]
2019年に使用された電力の約半分は地元の資源から生成された。[196] 2019年の電力部門の総輸入依存度は50％を超えた。[30]例えば、ブルガリアでは貿易が拡大することで電力価格が安定し、電力に利益をもたらすと予測されている。[197]
2020年代の太陽光と風力の主な成長は再生可能エネルギー資源地域（YEKA）で起こると予測されている。これらはオークションを利用しており、主にトルコで製造することが求められている。[198] EUは、現地調達要件は貿易協定に反していると不満を述べている。[199]アックユ原子力発電所の建設には、コスト超過の責任を ロスアトムが負うことを確実にするために、建設・所有・運営方式が用いられている。[198]政府は原子力と地元の石炭の両方に対して電力購入契約を提供している。[200] [153]国家エネルギー効率行動計画の資金調達と2023年以降の継続は不明である。[153]
容量支払い
容量メカニズム規則では、支払いの目的は、電力市場における供給安全保障のために必要な予備容量を含む十分な設置電力容量を創出すること、および/または長期的なシステム安全保障のために信頼性の高い設置電力容量を維持することであるとされている。[201] [202] 2021年の容量メカニズム予算は26億リラ（4億6000万米ドル）であった。[38]一部の水力発電所、地元の石炭を燃やす発電所、輸入燃料を燃やす13年以上経過した発電所が対象である。[46] 2022年には10の水力発電所、いくつかのガス発電所、および多くの褐炭火力発電所が容量メカニズムの対象となった。[203]容量支払いには、変動費要素と市場取引価格、および固定費要素と電源別の総設置電力容量が含まれていた。[202]これらの支払いは一部の経済学者から批判されている。[150] 2023年に発表された研究では専門家を対象に調査が行われ、ほとんどの専門家が需要反応やゾーン価格設定などの容量メカニズムの改革を望んでいることが明らかになった。しかし、政策立案者は価格上限の引き上げには熱心ではなかった。[204]
固定価格買い取り制度
2021年現在[アップデート]、固定価格買い取り制度は1MWhあたりリラで、風力と太陽光が320、水力は400、地熱は540で、バイオマスの種類ごとに料金が異なります。これらすべてにおいて、地元の部品が使用される場合は1MWhあたり80のボーナスもあります。[205]料金は10年間適用されます。[205]料金は大統領府によって決定され、[206]この制度は、再生可能エネルギーに対する以前の米ドル建ての固定価格買い取り制度に代わるものです。[207]したがって、他のいくつかの国と同様に、再生可能電力の卸売価格は、化石燃料電力の価格よりも現地通貨で変動がはるかに少なくなります。 トルコの再生可能エネルギー補助金プログラムのもう1つの注目すべき点は、地元で製造された機器の利用度合いが高い投資に対する追加のYEKDEM支払いの場合のように、地元コンテンツに重点が置かれていることです。[208]この地元コンテンツボーナスは5年間授与されます。[205]
エンドユーザー価格
最終消費者への価格設定の複雑なシステム[209]は政府によって規制されている。[210]消費者が持続可能な電力のみを購入できるようにするYETAと呼ばれるグリーン料金制度（証明書はYEK-Gと呼ばれる）が2021年に導入された。[211] YETA価格[4] : 88 は、通常価格[4] : 89 よりもkWhあたり一定額（2022年に約1リラ）高い。[46] : 35
2021年のリラの大幅な下落を受けて、2022年初頭に電気料金が大幅に値上げされた。 [212]月間210kWh未満の家庭消費量は、より安い料金で販売されている。[17] [213]時間に基づいた料金設定もあり、22:00～06:00が最も安く、次いで06:00～17:00、17:00～22:00が最も高い。[17]シュラエネルギーセンターによると、より時間に基づいたエンドユーザー料金設定に移行すると有益であり、日中の需要を満たすのに十分な日光があるため、早朝は価格がいくらか高く、午後遅くにはかなり高くなるだろう（ダックカーブも参照）。[109]シュラは2020年に、将来の価格設定はより競争力があり、コストをよりよく反映したものにすべきであり、低所得世帯は直接支払いによって引き続き支援されるべきだと示唆した。[21]脆弱な家庭は、150kWh/月までの電力消費に対する直接支払いによって支援されている。[214] 2022年初頭、世界的なエネルギー価格の上昇とリラの下落により、中小企業向けの価格が大幅に上昇したため、政治問題となった。[215]街頭デモがあり、野党最大党首の共和人民党のケマル・クルチダロール氏は支援の一環として自らの料金支払いを拒否した。[216] [135]大統領は、企業も段階的価格設定システムに移行し、支援対象世帯数はほぼ倍増して400万世帯となり、市民社会組織は世帯料金に移行すると述べた。[16]
2023年にシュラは、住宅用電気消費税 ETVまたはBTV）の5％は、例えばヒートポンプを動かす電気に暖房用のガスよりも高い税金を課すなど、ガスよりも電気に不当な負担をかけていると示唆した。彼らは、住宅用ガスと電気に対する税金と補助金は少なくとも均等にすべきだと述べた。[217] : 17–18
温室効果ガスの排出
トルコの石炭火力発電所（その多くは補助金を受けている）は、トルコ最大の温室効果ガス排出源である。[218]公共の熱供給と電力の生産は、2020年に131メガトンのCO2換算（CO2e ）を排出した。 [3] ：表1s1セルB10、 主に石炭燃焼による。[c]発電所で燃やされる石炭のほぼすべては、地元の褐炭または輸入された無煙炭である。トルコの褐炭を他の褐炭と比較した石炭分析では、灰分と水分が多く、エネルギー価値が低く、排出強度が高い（つまり、トルコの褐炭は燃焼時にエネルギー単位当たりのCO2排出量が他国の褐炭よりも多い）ことが示されている。[221]輸入された無煙炭は燃焼時の排出強度が低いが、輸送距離がはるかに長いため、ライフサイクル全体の温室効果ガス排出量は褐炭と同程度である。[222] ：177
他のヨーロッパ諸国とは異なり、排出強度は1990年以降改善しておらず、400gm CO2 /kWhを超えており、 [ 2] G20諸国の平均とほぼ同じです。 [223]風力と太陽光への投資は、石炭への補助金によって妨げられています。[224] : 10 複数のNGOによる2021年の調査によると、石炭火力発電の補助金が完全に廃止され、炭素価格が約40米ドル（ EUの許容量よりもはるかに安い）で導入された場合、石炭火力発電所は利益を上げなくなり、2030年までにすべて閉鎖されます。 [225]シンクタンクのイスタンブール政策センターによる2021年の脱炭素化計画では、2035年までにほぼすべての石炭火力発電所が停止される一方、天然ガス発電所は大幅に増加する風力と太陽光に柔軟性を提供するために稼働し続けますが、設備利用率ははるかに低くなります。[226]
トルコ太陽光発電協会は、水力発電所の隣に太陽光発電所を建設すれば、干ばつ時の発電量を安定させることができると提案している。シュラはまた、余剰の再生可能電力をグリーン水素の製造に利用できると示唆している。[227]トルコはEUの炭素回収・貯留指令には従っていない。[228]
政策と規制
2020年現在、[アップデート]トルコの3つの主な政策目標は、予測される需要の増加、予測可能な市場、輸入コストの削減に対応することです。[229] [9]これらの目標を達成するための政策には、太陽光、風力、国内石炭からの発電量の増加、[230]および原子力エネルギーの生産開始が含まれます。2022年現在、[アップデート]これらの発電方法の一部は補助金が支給されています。たとえば、EÜAŞは合意された価格で今後の原子力発電所を購入します。[167]トルコでは石炭に多額の補助金が支給されています。貯蔵と送電の改善もサポートされており、たとえば揚水発電量の増加などです。[231]
政府は2023年までに電力の半分を再生可能エネルギーにすることを目標としており、[188]水力発電32GW、風力発電12GW、太陽光10GW、バイオマスと地熱を合わせて3GWという容量目標を掲げている。 [9]シュラエネルギー移行センターは、より長期的な計画と目標も有用であると提案しており、分散型発電に関する政策と合わせて、[232]グリッドの柔軟性を奨励する市場設計も提案されている。[232]目標は、風力タービンなどの地元の製造能力の開発、[233]技術移転、低コストの再生可能エネルギーのための競争力のある国内市場の創出である。[234]風力と太陽光の入札では、高い国産品要件があり、輸入された太陽光モジュールには税金が課せられる。欧州委員会によると、国産品要件は世界貿易機関およびEU-トルコ関税同盟の規則に反している。[153] 2020年に太陽光発電工場がオープンしました。 [235]柔軟性を提供するアグリゲーターの役割を規定し、エネルギー貯蔵システムと需要側管理を補助サービスに含める規制を策定することが提案されています。[236]
2023年に機械技術者協会は、発表されたばかりの国家エネルギー計画を素人っぽいと批判した。同協会によると、2035年には57GWの化石燃料発電所で174TWhの発電が見込まれていたが、2021年には46GWの発電所で215TWhが発電されたという。[237]シュラエネルギーセンターは2023年に、電力部門が2053年のネットゼロ目標に向けて脱炭素化を主導すべきだと述べた。[238] : 3
歴史
1875年、フランスの会社がイスタンブールのウスキュダル地区、テッサロニキ、エディルネに電力を供給する5年間の利権を獲得し、他のいくつかの都市の電灯供給についても4年間の利権を獲得した。しかし、合意にもかかわらず、進展はなかった。[239] : 3 オスマン帝国の最初の発電所は、1902年にタルソス郊外に建設された小さな水力発電所であった。[240]電気は高電圧で市内中心部に送電され、その後、照明用に低電圧で顧客に配電された。[239]この時期、オスマン帝国には資金と専門知識が不足していたため、電力の入札は一般的に外国人に委託されていた。[241] : 72, 73
1914年からイスタンブールの路面電車、照明、電話網に電力を供給してきたシラハタラガ発電所（現在はサントラル・イスタンブールの一部である博物館）は、最初の大規模な発電所でした。[242] [243] 1923年にトルコ共和国が成立するまでに、20人に1人が電力を供給されていました。[242] 1925年から1933年の間に、多くの都市でディーゼル火力発電所が建設され、いくつかの都市では木質ガスで発電されていました。[239] : 4
電力部門は1930年代後半から1940年代前半にかけて国有化され、国有化の終了時には人口のほぼ4分の1に電力が供給されていました。[244]しかし、1950年代に継続的に電力が供給されていたのはイスタンブール、アンカラ、イズミルなどの大都市のみで、他の都市では日没から夜の10時か11時までしか電化されていませんでした。[245] : 243
トルコ電力庁は1970年に設立され、ほぼすべての部門を統合しました。[244] 20世紀末までに、ほぼすべての人口に電力が供給されました。[246]電力部門の民営化は1984年に始まり[244] 、 2001年に電力市場法が可決された後、2004年に「本格的に」始まりました[247]。[248]
2009年には大不況により電力需要が落ち込んだ。[4] : 14 2015年には全国的な停電が一日発生し、独立したエネルギー取引所が設立された。[248]また、2010年代には送電網がヨーロッパ大陸と同期され、[249]トルコ送電公社（TEİAŞ）が欧州送電システム運用者ネットワーク（ENTSO-E）にオブザーバーとして参加したが、後に脱退した。[116] [250]エネルギー効率と発電の目標は、現代トルコ建国100周年となる2023年に向けて設定された。[251]
注記
- ^ 2022年EMRA報告書のiiiページの表には、石炭火力発電ライセンスの合計が15 + 23 + 14 = 52と記載されているが、ZETES 1、2、3は同じライセンスを持っているため、別々の発電所としてカウントすると合計は54となり、これはトルコ語版Wikipediaのリストの合計とほぼ一致する。[51] : iii
- ^ 例えば、2020年の干ばつにより、発電量は前年比で10%以上減少した。[72]
- ^ PTFは前日市場清算価格、SMFはリアルタイムシステム限界価格、AOFは時間別加重平均価格（TL/MWh）を意味する[143] [144]
- ^ 2019年にトルコの火力発電所で燃焼された主な化石燃料の炭素含有量（t / TJ）、酸化係数、CO 2 排出強度（t / TJ NCV ）はそれぞれ次のとおりである： [219] ：49＆50、表3.5、3.6、3.7 これらの数値は、トルコの石炭 で詳しく説明されているように、極めて低品質の褐炭を除いて目立ったものではありません。上記のCO 2排出強度（または排出係数）は、燃料を燃焼させることで生成される熱量1単位あたりに排出されるCO 2の質量です。対照的に、グリッド排出強度は、電力網に供給される電力1単位あたりに生成されるCO 2 eの質量です。火力発電所は通常、熱エネルギーの半分以下しか電気エネルギーに変換しないため、[220]グリッド排出強度の数値は上記の数値よりもはるかに大きくなります。
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- 2035年までの国家エネルギー計画が2022年に公表される
外部リンク
- 市場、発電、消費短期統計エネルギー取引所イスタンブール
- 選択した日の1時間ごとの発電量 2021-08-22にWayback Machineでアーカイブトルコ電力送電公社
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