Avrupa Birliği’nde gelişmiş jeotermal sistemlerin (EGS) 100 €/MWh’nin altında 43 GW kapasiteye ve yıllık 301 TWh üretim potansiyeline sahip olduğu belirtiliyor. Bu miktar, 2025 itibarıyla AB’de kömür ve gaz santrallerinin üretiminin yaklaşık yüzde 42’sine karşılık geliyor. Enerji düşünce kuruluşu Ember analisti Tatiana Mindeková ile Avrupa’nın jeotermal potansiyelini, finansman risklerini, sistem esnekliğini ve Türkiye’nin konumunu konuştuk.
Tatiana Mindekova
43 GW ve 301 TWh bulgusu Avrupa için ne anlama geliyor? Bu hesaplamanın temel varsayımları neler?
43 GW’lık kapasite, teorik bir yeraltı ısı tahmini değil; belirli mühendislik ve maliyet varsayımları altında 100 €/MWh’nin altında teknik ve ticari olarak uygulanabilir görünen potansiyeli ifade ediyor. Bu da jeotermalin yalnızca uzun vadeli bir seçenek değil, bugünün Avrupa pazarında maliyet açısından rekabetçi bir düşük karbonlu kapasite olduğunu gösteriyor.
Modelleme; genellikle 4–6 kilometre derinliğe kadar sondaj, 20–50 MW aralığında ticari ölçekli tesisler ve çoklu üretim–enjeksiyon kuyularını temel alıyor. Rezervuar performansı zaman içinde ısı ekstraksiyonu ve basınç düşüşü dikkate alınarak simüle ediliyor. 301 TWh’lik üretim hesabı ise yaklaşık yüzde 80’lik yüksek bir yük faktörüne dayanıyor.
2030’a kadar bu kapasitenin tamamının devreye alınması gerçekçi değil; ancak risk azaltıcı araçlar, izin süreçlerinin sadeleştirilmesi ve daha net yatırım çerçeveleriyle bu on yılda ek gigawatt’lar sisteme kazandırılabilir.
Jeotermal teknik olarak rekabetçi görünse de finansal açıdan hangi riskler öne çıkıyor? Hangi mekanizmalar kritik?
Toplam proje riskinin büyük kısmı ilk kuyularda yoğunlaşıyor. Rezervuar performansı kanıtlanmadan önce önemli miktarda ön sermaye harcanıyor. Bu erken jeolojik belirsizlik, ticari kredi verenleri temkinli davranmaya itiyor.
Bu nedenle hedefe yönelik risk paylaşım mekanizmaları kritik. Üye devletlerin ulusal risk azaltma programlarını genişletmesi, erken sondajların ortak finanse edilmesi önemli. AB düzeyinde ise Avrupa Yatırım Bankası destekli garantiler, İnovasyon Fonu araçları ya da özel bir jeotermal risk tesisi özellikle ilk ticari projeler için katalizör olabilir.
Rezervuar kanıtlandıktan sonra projeler genellikle öngörülebilir ve uzun ömürlü hale geliyor. Bu nedenle kamu müdahalesi en çok erken yeraltı riskine odaklandığında etkili oluyor.
Daha derin sondaj potansiyeli nasıl etkiliyor? Önümüzdeki dönemde maliyetlerde düşüş bekliyor musunuz?
Teknik potansiyel 2.000 metreyle sınırlı kaldığında görece kısıtlı. Ancak 5.000–7.000 metre derinliğe erişim potansiyeli önemli ölçüde artırıyor. Günümüz teknolojisiyle 4.000–5.000 metre aralığındaki ticari projeler zaten uygulanabilir.
Sondaj maliyetleri son yıllarda yaklaşık yüzde 40 düştü. Önümüzdeki on yılda maliyetlerin daha da gerileyip gerilemeyeceği büyük ölçüde ölçeğe bağlı olacak. Daha fazla proje, standartlaştırılmış tasarımlar ve daha iyi yeraltı verileriyle verimlilik artabilir.
Petrol ve gaz sektöründen teknoloji ve insan kaynağı transferi burada kritik rol oynuyor. Avrupa’nın yüksek sıcaklık ve basınç koşullarında çalışma deneyimi önemli bir avantaj sağlıyor.
EGS bir “yeraltı bataryası” gibi çalışabilir mi? Avrupa enerji sistemi için ne ifade ediyor?
Geliştirilmiş Jeotermal Sistemler yalnızca baz yük üretimi sağlamaz. Isı ve basınç rezervuarda depolandığı için üretim birkaç gün boyunca teknik sınırlar içinde ayarlanabilir. Bu da EGS’ye operasyonel esneklik kazandırır.
Rüzgâr ve güneş payının yüksek olduğu sistemlerde bu özellik çok değerli. Yenilenebilir kısıntılarını azaltabilir, düşük üretim dönemlerinde güvenilirliği destekleyebilir ve gaz bağımlılığı olmadan sağlam kapasite sağlayabilir.
Ancak mevcut piyasa yapıları uzun süreli, düşük karbonlu esnekliğin sistem değerini her zaman tam olarak yansıtmıyor. Yenilenebilir penetrasyonu arttıkça bu katkının doğru biçimde fiyatlanması kritik olacak.
Jeotermal projeler aynı zamanda lityum üretimi de yapabilir mi?
Bazı Avrupa bölgelerinde jeotermal tuzlu sular ticari açıdan ilgi çekici lityum konsantrasyonları içeriyor. Doğrudan lityum çıkarma (DLE) teknolojileri yüzde 95’e varan geri kazanım oranlarına ulaşabiliyor.
Uygun jeolojik koşullarda jeotermal projeler hem temiz enerji hem de kritik hammadde üretebilir. Bu model gelirleri çeşitlendirir ve özellikle sermaye yoğun erken aşamada proje ekonomisini güçlendirebilir. Aynı zamanda Avrupa’nın kritik hammadde stratejisiyle uyumlu hale gelir.
Ancak bu, sahaya özgü bir durumdur; jeolojinin uygun olduğu yerlerde mümkün olabilir.
Avrupa neden ölçeklenmede yavaş kalıyor? Öncelikli adımlar neler olmalı?
Sorun teknik kapasite değil; hız ve koordinasyon. ABD’de ticari ölçeklenme, Inflation Reduction Act gibi güçlü politika teşvikleriyle hızlandı.
Avrupa için üç öncelik görüyorum:
- AB düzeyinde öngörülebilir bir sondaj riski garanti programı,
- İzin süreçlerinin sadeleştirilmesi ve yeraltı verilerine erişimin iyileştirilmesi,
- Finansman araçları, sanayi stratejisi ve beceri geliştirme alanında daha güçlü koordinasyon.
Aksi halde Avrupa uzmanlıkta güçlü kalırken uygulamada geride kalabilir.
Türkiye’nin konumu nedir? Bölgesel bir merkez olabilir mi?
Değerlendirmemize göre Türkiye, 100 €/MWh’nin altında yaklaşık 6 GW ekonomik jeotermal potansiyele sahip. Mevcut kurulu kapasitesi ve saha deneyimi sayesinde sondaj, rezervuar yönetimi ve proje geliştirme alanlarında güçlü bir konumda.
Bu bilgi birikimi, Türkiye’yi derin jeotermal ve potansiyel EGS teknolojilerinde bölgesel bir merkez haline getirebilir. Endüstriyel ısı ve doğrudan kullanım alanlarını rapor kapsamında değerlendirmedik; ancak Türkiye’nin yerleşik jeotermal sektörü daha geniş uygulamalar için sağlam bir temel sunuyor.
