Nükleer Teknolojide Dünya Konjonktürü:III. Nesil ve III+ Nükleer Reaktörler Kongresi / Sonuç Raporu

İki gün süren kongrenin açılış konuşmalarında, kapsamı çerçeveleyen iki bildiri sunuldu ve izleyen 7 oturumda, bu çerçeve kapsamında 16 sunum yapıldı.  Paylaşılan bilgilerin ana hatları şöyle:

Türkiye 2007 yılında tükettiği genel enerjinin %73’ünü ithal kaynaklardan, 41 GW kurulu gücüyle ürettiği 191 GWh elektriğin %48’ini doğal gazdan sağlamış.  Halbuki, doğal gazın hemen tamamı ithal edilmekte ve fiyatı, petrole endeksli olarak artıyor.  Bu bağımlılığın frenlenmesi, oranının azaltılması lazım.

Türkiye’nin elektrik talebi; 1970-80 yılları arasında %11, 1981-90 arasında %8,9, 1990-2000 arasında %8,6 artmış.  2001 ekonomik krizinin etkisiyle duraksadıktan sonra; 2006 yılında %6 artışla 174,6 GWh’a, 2007’de de %8,4 artışla 189,3 GWh’a ulaşmış.  TEİAŞ’ın geleceğe yönelik değerlendirmelerine göre; talep artış hızının görece düşük, ortalama %6,3 oranında seyrini öngören ‘alçak senaryo’nun gerçekleşmesi halinde dahi, 2016 yılında 322 GWh’u bulacağı tahmin edilen talebin karşılanamaması olasılığı var.  EPDK’nın 31.12.2007 itibariyle yaklaşık 15 GW’lık ek kapasite lisansı vermiş olmasına rağmen, durum böyle...  Hem de, Türkiye’nin halen esas olarak doğal gaz (%35), hidro (%33) ve linyit (%20) bileşenlerinden oluşan elektrik üretim filosu, ters bir kompozisyonda yakalanmış halde...

Şebeke yönetiminde genel strateji; günün hemen her saatinde talep edilen güç düzeyini, işletme ve yakıt masrafları düşük olan ‘baz yükü santralları’yla karşılayıp, yakıtı pahalı olan santralları da, talebin ortalama değeri aştığı zamanlardaki ‘zirve yükü’ karşılamak için devreye sokup çıkartarak, olabildiğince az kullanmaktır.  Türkiye 1973-79 petrol şoklarından sonra, tüm dünyada olduğu gibi, elektrik üretiminde petrolden uzaklaşıp, zirve yükü kömür santrallarına dayandırmaya, yük izleme işlevini de hidroelektrik santrallarıyla yapmaya başladı.  1980’li yıllarda, artan talep ve yerli kaynakların yetersizliği karşısında, bu stratejiye bir de doğal gaz ayağı eklendi.  Başlangıçta ucuz olan bu kaynak, yapılan bağlantıların da bolluğu sayesinde, baz yükünün giderek artan bir kısmını omuzlamaya başladı.  Fakat fiyatı zamanla petrole endeksli olarak artınca, Türkiye dünyadaki, en pahalı elektrik üretip tüketen ülkelerden biri haline geldi.  2008 yılı için öngörülen 204 GWh’luk tüketimin %48 oranında doğal gaz, %19 linyit, %17 hidro ile karşılanması planlanmakta.

ETKB enerji arzını genişletip temin güvenliğini arttırmak amacıyla; elektrik üretiminin halen dayandırıldığı doğal gaz, kömür ve hidro kaynaklarına; yenilenebilir ve nükleer olmak üzere, iki ayak daha ilave etmeyi planlıyor.  Nitekim, 2007 yıl sonuna kadar lisanslanmış olan rüzgar kapasitesi sadece 250 MW iken, EPDK’nın 2007 yılı sonunda yaptığı rüzgar santralları çağrısına 85 GW’lık başvuru oldu.  Bunun 40 GW’ı gerçekleşecek olsa bile, büyük rahatlama sağlayacak.

Ancak, yenilenebilir enerji kaynaklarına 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 doğal gaz olmaması lazım, bu kaynağa bağımlılığın daha fazla artmaması için.  Nükleer enerji bu kapsamda gündeme gelmiş durumda; 5710 Sayılı Yasa bu nedenle çıkarıldı, TAEK ölçütleri belirlendi, ETKB’nın satın alma yönetmeliği yayınlandı, TETAŞ’ın satın alma ilanı çıktı.

Nükleer santrallar yılın büyük bir kısmında, %90’lara varan yüksek emre amadelikle çalışabildiklerinden, ‘baz yükü’ santralı olarak çalıştırılmaya yatkınlar.  Ancak devreye sokulup çıkartılmaları veya çalışmaları sırasında, güç düzeylerinin yükseltilip alçaltılması zaman aldığından, talebin gün içindeki kısa süreli değişimlerine ayak uydurmaları pek mümkün değil.  Halbuki doğal gaz santralları, yarım saat gibi kısa bir zamanda devreye sokulup çıkartılabilir ve yakıtın akış hızını değiştirmek suretiyle, güç düzeyleri değiştirilebilir.  Yani, hem baz yükü santralı olarak, hem de ‘talep izlemek’ için çalıştırılmaları, görece kolay.  Nükleer santrallar bu kapsamda, elektrik arzının genişletmenin yanında; doğal gaz 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.

Enerji piyasasında 2001 yılından bu yana sürdürülen serbestleşmenin en ağır faturaları ödenmiş durumda.  Süreçten, zorda kalınmadıkça geri adım atılmaması gerektiği düşünülüyor.  Bu yüzden, nükleer santralların özel sektör tarafından kurulmasına öncelik tanınmakta.  Halbuki nükleer santralların, ilk yatırım maliyeti yüksek, inşa süreleri uzun.  Yatırımların geri dönüşü 5 yıla varan uzun sürelerden sonra başladığından, serbest bir piyasada projenin seyrini öngörebilmek zor.  TETAŞ’ın 15 yıllık satın alım garantisi, bu belirsizliği azaltmayı hedeflemekte.  Kamunun santral için sağladığı yer tahsisi ve lisanslama hizmetleri gibi altyapı yardımları, keza teşvik amaçlı.  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.  Kamu bu teşvikleri sunarken bir yandan da, TETAŞ’ın satın alma ilanı sonucunda oluşacak olan fiyatların ekonomik olmasını sağlamaya çalışıyor...

Nükleer santralların kapasitesi arttıkça, ‘büyüklük ekonomisi’ sayesinde, birim üretim maliyetleri düşer.  TAEK ölçütleri bu nedenle, her bir ünitenin güç düzeyinin “en az 600 MW” olmasını öngörmekte.  Öte yandan, aynı santral alanında birden fazla ünitenin paralel olarak kurulması halinde, ünite başına maliyet daha düşük olur.  ETBK yönetmeliği bu yüzden, ilk kurulacak nükleer santralların “4000 MW %25”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.  Burada devletin, özel sektör kuruluşlarının ve dolayısıyla da bireylerinin yaratıcı güçlerini daha üst düzeyde harekete geçirmeyi hedefleyen bir felsefe tercihi de var gibi.  Ancak teknoloji alanı; güvenlik, ekonomiklik ve orta vadede teknoloji transferinde kolaylık açılarından sınırlanmakta…

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, 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 teknoloji, her ne kadar kaynak çeşitliliğin arttırmak suretiyle enerji temin güvenliğini arttırabilecek ise de, başlangıçta büyük oranda dışa bağımlı olmak zorunda.  Fakat her teknolojide olduğu gibi, yerli katkı oranı arttırılmak suretiyle ‘yerelleştir’ildikçe, yerli bir kaynak gibi davranmaya başlıyor.  Dolayısıyla, Türkiye’nin enerji açısından kendine yeterliliğinin de arttırılması amacıyla, teknolojinin bir yandan kullanılırken, diğer yandan yerelleştirilmesi hedeflenmekte.  TAEK ölçütleri bu yüzden, teklif veren firmaların, yerli katkı oranını paket sonunda %60’a ulaştırmaya yönelik bir yol haritasını sunmalarını şart koşuyor.  Bu da yeterli görülmüyor.  Türkiye’nin bilinen uranyum kaynakları, yok denecek kadar az.  Dünya enerji konjonktüründe nükleere doğru hızlı bir kayma gerçekleşecek olursa, yakıt temini açısından sıkıntılarla karşılaşılması olasılığı var.  Buna karşı önlem olarak, TAEK ölçütleri aynı zamanda; “yakıt üretiminin ülke içinde yapılmasıyla ilgili olarak plan ve program önerilecektir” şartını koşmakta.

Bu kapsamdan olmak üzere; ilk gün akademisyenlerimiz tarafından; basınçlı su reaktörü (PWR), kaynar su reaktörü (BWR), basınçlı ağır su reaktörü (PHWR-CANDU) teknolojileri genel hatlarıyla, teknik sunumlara konu edildi.  Ayrıca, kamuoyunun nükleer enerji konusundaki ilgi odaklarını oluşturan diğer; nükleer yakıt çevrimi, nükleer atık yönetimi, nükleer reaktörlerin hizmet dışına alınması konularında, teknik bildirilerle ayrıntılı bilgi sunuldu.

İkinci günkü sunumlarda, sırasıyla;

•Gelişkin Güç Reaktörü: AP-1000, (PWR, III+, Westinghouse)
•Evrimsel Güç Reaktörü: EPR, (PWR, III+, Areva NP)
•Gelişkin Güç Reaktörü: AP-1400 (PWR, III+, KEPCO-KOPEC)
•Hafif Sulu Enerji Reaktörü: VVER-1200 (PWR, III, Atomstroyexport, ASE)
•Gelişkin Kaynar Su Reaktörü: ABWR (BWR, III, General Electric)
•Kanada Döteryum-Uranyum Sistemi: CANDU-9, ACR (PHWR, III, III+, AECL)
tasarımları incelendi.

İkinci gün öğleden sonra yapılan yuvarlak masa toplantısında, geniş katılımlı bilgi alışverişi gerçekleştirildi.  Yapılan değerlendirmeler şöyle:

1.Yürütülen nükleer enerji girişimi, nükleer teknolojinin; bir yandan elektrik talebinin karşılanmasına yardımcı olmak suretiyle ekonomiye katkıda bulunur ve kaynak çeşitliliğini arttırmak suretiyle enerji temin güvenliğini arttırırken, bir yandan da yerelleştirilmesini hedeflemekte.  5710 Sayılı Yasa, TAEK’in ölçütleri ve ETBK yönetmeliği, maddelerinin toplamı itibariyle bu doğrultuda, aynı orkestranın farklı elemanlarının performansları gibi ahenkli bir bütün oluşturuyor.  TETAŞ’ın başlattığı yarışma süreci, sonuca yönelik bir şeffafllık sergilemekte.  Öte yandan, elektrik piyasası; başlangıçtaki amortisman bedellerinin yüksekliği nedeniyle 8 cent/kWh’la başlayıp, 1,5 cent/kWh’un altına kadar inebilen nükleer elektrik fiyatlarını kaldırabilecek yapıda.  Ancak, özel sektör bu uzun soluklu yatırım sürecini baştan sona net bir şekilde görebilmek zorunda.

2.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.  Onbinlerce sayfayı bulabilen belgelerin değerlendirilmesine temel oluşturacak olan bu mevzuatın hazırlanması gerekiyor.  Öte yandan, güvenlik konusu dünya kamuoylarının nükleer enerji algılayışında, en önde gelen hususu oluşturmakta.  Dolayısıyla, TAEK’e ağır görevler düşüyor.  Bu görevlerin seri bir şekilde yerine getirilmesi, fakat güvenlik kalitesinin de risk altına sokulmaması lazım.  Çünkü güvenlik mevzuatı, nükleer enerji yatırımlarının gerçekleştirilme sürecindeki bir engeller dizisi olmayıp, sürecin isabetli ve sağlıklı ilerlemesini sağlayacak olan, projenin uygulanmasına yol boyunca ışık tutan güvenilir bir rehber niteliği taşıyor.  Ancak süreçte, ağır ekonomik ek maliyet anlamına gelecek beklenmedik gecikmelerin yaşanmaması lazım.  Hatta, böyle bir olumsuzluğun gerçekte yaşanmayacağı garanti altına alınmış olsa dahi, yaşanması olasılığının var görünmesi, teklif verecek olan firmalar tarafından risk faktörü olarak hesaba katılacağından, maliyetleri baştan yükseltir.  Dolayısıyla, dünyadaki diğer ciddi uygulamalarda da aksamaların yaşandığı görülen lisanslama süreçlerinin önceden planlanmış ve hatta sanal pratiklerinin yapılmış olması gerekiyor.  Ayrıca, tahsisi öngörülen Akkuyu nükleer alanının mülkiyet hakkı konusunda netliğe ihtiyaç var.

3.Yönetim erki bu konuda kararlı ve her olasılığa karşı hazırlıklı görünmekte.  Nitekim, 5710 Sayılı Yasa, verilen satın alma garantisi ve sunulan altyapı teşviklerinin sözkonusu yatırımların özel sektör tarafından gerçekleştirilmesi açısından yetersiz kalması halinde, kamunun nükleer enerji yatırımlarına ortak olabilmesini, o da olmazsa tek başına kurabilmesini öngörüyor.

Ülkemiz için hayırlı olması dileğiyle…