1.000 MW kapasiteli YEKA DÜRES-2026 taslağını değerlendiren ARI-ES Enerji Genel Müdürü Ebru Arıcı, projenin başarısının yalnızca fiyat rekabetine değil; finansman, yerlilik, izin süreçleri ve saha risklerinin dengeli biçimde yönetilmesine bağlı olduğunu söyledi.
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından görüşe açılan YEKA DÜRES-2026 Şartname Taslağı, Türkiye’nin ilk büyük ölçekli deniz üstü rüzgar yatırımı için öngörülen ekonomik, teknik ve idari modeli ortaya koydu. Toplam 1.000 MW bağlantı kapasitesinin tahsis edilmesini öngören taslakta; elektrik alım fiyatı, yerlilik şartları, teminat tutarları, ölçüm çalışmaları, yatırım takvimi ve yatırımcıya tanınacak haklara ilişkin düzenlemeler yer aldı.
Taslağı değerlendiren ARI-ES Enerji Genel Müdürü Ebru Arıcı, deniz üstü rüzgar yatırımlarında yalnızca en düşük fiyat teklifine odaklanılmasının yeterli olmayacağını belirterek, yatırımcı risklerini tanımlayan ve projenin finansmanını mümkün kılan uygulanabilir bir yapının oluşturulması gerektiğini söyledi.
İlk 1.000 MW sonraki projeler için referans olacak
Dünya Bankası ile Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı’nın hazırladığı Türkiye Denizüstü Rüzgar Enerjisi Yol Haritası’na göre, Türkiye’nin karasularındaki teknik deniz üstü rüzgar potansiyeli yaklaşık 75 GW seviyesinde bulunuyor. Potansiyelin büyük bölümünün Ege ve Marmara bölgelerinde yoğunlaştığı belirtilirken, 2035 yılına kadar yaklaşık 5 GW kapasiteye ulaşılabileceği öngörülüyor.
İlk 1.000 MW’lık yarışmanın, daha büyük kapasitelerin önünü açabilecek bir pilot proje niteliğinde olduğunu ifade eden Arıcı, Türkiye’nin karasal rüzgar sanayisindeki üretim birikimi, gemi inşa altyapısı ve limanlarıyla önemli avantajlara sahip olduğunu belirtti. Arıcı, “Yaklaşık 75 GW’lık teknik potansiyel, Türkiye açısından offshore’un bir ‘olur mu’ sorusu değil, bir zamanlama ve model sorusu olduğunu gösteriyor. 1.000 MW’lık ilk yarışma, bu potansiyelin yalnızca küçük bir bölümüne karşılık geliyor; ancak doğru kurgulandığında arkasından gelecek çok daha büyük kapasitenin de yolunu açacak bir pilot işlevi görüyor” dedi.
Saha riskleri yatırım modeli içinde ele alınacak
Taslağa göre yarışmayı kazanan yatırımcının, sözleşme tarihinden itibaren en geç bir yıl içinde ölçüm çalışmalarına başlaması ve en az 12 aylık meteorolojik ve oşinografik ölçüm gerçekleştirmesi gerekiyor.
Ölçümler sonucunda kapasite faktörünün yüzde 40’ın altında kalması halinde yatırımcı, gerekçeli rapor sunarak sözleşmenin feshedilmesini talep edebilecek. Deniz tabanı araştırmalarının ardından ise proje kapasitesinin yüzde 50’ye kadar azaltılması veya sözleşmeden çekilme imkanı bulunacak. Bu hakların ilk 4 yıl içinde kullanılması öngörülüyor.
Söz konusu düzenlemelerin deniz üstü rüzgar projelerindeki teknik belirsizlikleri belirli ölçüde tanıdığını belirten Arıcı, rüzgar rejimi, deniz tabanı, temel tasarımı, kablo güzergâhı ve liman lojistiği gibi unsurların projenin nihai fizibilitesini doğrudan etkilediğine dikkat çekti.
Arıcı, “Offshore gibi sermaye yoğun ve geliştirme süresi uzun bir alanda asıl mesele ihaleyi açmak değil; yatırımcının riskini doğru tarif eden, finansmanı mümkün kılan ve sahada uygulanabilir bir model kurabilmek. Taslağın bu belirsizlikleri yok saymak yerine belli ölçüde tanımlaması, yatırımcı açısından olumlu bir sinyal” diye konuştu.
Yerlilik hedefinde geçiş planı vurgusu
YEKA DÜRES-2026 taslağında asgari yüzde 25 yerlilik şartı öngörülüyor. Bu oranın altında kalınması halinde eksik her yüzde 1’lik bölüm için 5 milyon dolar ceza uygulanması planlanıyor.
Asgari yerlilik oranının sağlanması ve Yerli Malı Belgeli aksam kullanılması halinde ise nihai alım fiyatına ilk beş yıl boyunca ilave bedel eklenecek.
Buna göre jeneratör ile dişli kutusu veya doğrudan tahrikli jeneratör için 0,60 dolar-cent/kWh, kanat için 0,30 dolar-cent/kWh, temel yapısı ve denizaltı kabloları için 0,20’şer dolar-cent/kWh, kule için ise 0,10 dolar-cent/kWh ek destek uygulanacak.
Türkiye’nin karasal rüzgar ekipmanlarında önemli bir üretim kapasitesine sahip olduğunu belirten Arıcı, deniz üstü rüzgar yatırımlarında farklı bir sanayi ve tedarik zincirine ihtiyaç duyulacağını söyledi.
Arıcı, “Burada yalnızca türbin ekipmanı değil; deniz üstü temel yapıları, denizaltı kablolama, liman altyapısı, kurulum ekipmanları, servis yapısı ve uzman insan kaynağı da devreye giriyor. Dolayısıyla yerlilik hedefi değerli olmakla birlikte, bu hedefin sektörün bugünkü kapasitesi ve offshore’un gerçek maliyet yapısı ile uyumlu bir geçiş planı içinde değerlendirilmesi kritik” ifadelerini kullandı.
Teklif aralığı 7 ile 11 cent arasında olacak
Taslakta yarışma için tavan fiyat 11 dolar-cent/kWh, taban fiyat ise 7 dolar-cent/kWh olarak belirlendi. Kapalı zarfla alınacak tekliflerin ardından en düşük fiyatı sunan yatırımcılar arasında açık eksiltme yapılması planlanıyor.
İlk kabulün sözleşmenin imzalanmasından itibaren 7 yıl içinde yapılması halinde, bu dönem boyunca üretilen elektrik için 12 dolar-cent/kWh fiyat uygulanacak. İlk kabul sonrasındaki dördüncü yılın tamamlanmasıyla birlikte ise kapasite faktörüne bağlı nihai alım fiyatı devreye girecek.
Ekonomik açıdan en avantajlı teklifin yüzde 43 kapasite faktörüne göre verildiği kabul edilecek. Kapasite faktöründeki her bir puanlık düşüşte alım fiyatı yüzde 2,5 artırılacak. Kapasite faktörünün yüzde 40’ın altına inmesi halinde yüzde 40 seviyesine karşılık gelen fiyat geçerli olacak.
Santral için lisans süresi 49 yıl, elektrik alım süresi ise 27 yıl olarak öngörülüyor.
Erken devreye alma için belirlenen 12 centlik fiyatın önemli bir teşvik olduğunu kaydeden Arıcı, finansman kuruluşlarının yalnızca elektrik satış fiyatını değil; izin süreçlerini, tedarik güvenliğini, inşaat takvimini ve sözleşme yapısının öngörülebilirliğini de değerlendireceğini vurguladı.
Yüksek teminat güçlü yatırımcıyı hedefliyor
Şartname taslağında başvuru aşamasında 50 milyon dolar, sözleşme öncesinde ise 200 milyon dolar tutarında teminat mektubu sunulması öngörülüyor.
DÜRES projesi için ön lisans süresi azami 36 ay, lisans sonrasındaki inşaat süresi de azami 36 ay olarak belirlenirken, belirli koşullar altında inşaat süresine 12 aya kadar ek süre verilebilecek.
Yüksek teminat tutarlarının güçlü sermaye yapısına sahip yatırımcıları hedeflediğini ifade eden Arıcı, deniz koşulları, liman hazırlıkları, izin süreçleri, şebeke bağlantısı ve tedarik takvimi gibi unsurların yatırım programındaki hata payını daralttığını belirtti.
Kamu izin ve altyapı süreçlerinde rol üstlenecek
Taslakta Bakanlığın; YEKA’nın yatırıma hazırlanması, kamu kurumlarından alınacak izinlerin tamamlanması, iletim tesisleri ile enerji nakil hatlarının koordinasyonu ve gerekli durumlarda kamulaştırma süreçlerinde rol üstlenmesi öngörülüyor.
Bağlantı kapasitesinin önceden tahsis edilmesi, sahanın YEKA olarak ilan edilmesi ve 49 yıllık kullanım hakkı, yatırımcı açısından izin ve saha risklerinin azaltılmasını amaçlıyor.
Üretilen elektrik için TEİAŞ’a ödenen iletim tarifesi bedellerinin 27 yıl boyunca YEKDEM kapsamında yatırımcıya geri ödenmesi de taslakta yer alan düzenlemeler arasında bulunuyor. Yatırımcının gerçekleştirdiği enerji nakil hattı yatırımının TEİAŞ tarafından geri ödenmesinde ise bir yıllık süre uygulanacak.
Sistem işletmecisinden kaynaklanan kısıt talimatları nedeniyle oluşacak gelir kayıplarının da elektrik alım süresi boyunca telafi edilmesi planlanıyor.
İlk projenin yalnızca 1.000 MW’lık bir elektrik üretim yatırımı olarak değerlendirilmemesi gerektiğini belirten Arıcı, “Eğer ilk proje, yatırımcıyı, tedarikçiyi, finansmanı ve kamu tarafını aynı zeminde buluşturan dengeli bir modelle ilerlerse, bu yalnızca 1.000 MW’lık bir proje olmaz; Türkiye’nin offshore rüzgar yolculuğunun referans çerçevesine dönüşür” dedi.
YEKA DÜRES-2026 Şartname Taslağı’na ilişkin görüş ve öneriler, 17 Ağustos 2026 tarihine kadar Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı’na iletilebilecek.
