Küresel jeotermal elektrik üretimi ve Türkiye
Yerin Isısı,
Dünyanın Gücü
Küresel jeotermal elektrik üretiminin anatomisi ve Türkiye'nin bu sektördeki beklenmedik yükselişi
Güneş batınca ve rüzgar duraksayınca hangi kaynak hâlâ üretmeye devam eder? Jeotermal enerji, gezegenin kendi içinden sızan bu istikrarlı ısıyla, dünya genelinde 99 TWh'lik yıllık elektrik üretimini kesintisiz sürdürüyor. Türkiye ise 2006'da fiilen sıfıra yakın olan kapasitesiyle bu hikâyeye sonradan ve çok hızlı girdi; bugün dünyanın dördüncü büyük jeotermal güç ülkesi konumuna yükseldi.
Zemin Altındaki Makine
Jeotermal enerji, Dünya'nın iç ısısından, yani hem planetin oluşumu sırasında hapsolmuş radyojenik ısıdan hem de uranyum, toryum ve potasyum-40'ın radyoaktif bozunmasından türeyen sürekli bir enerji akışına dayanır. Yeryüzü kabuğunun üst katmanlarında ortalama ısı akısı yaklaşık 60–90 mW/m² düzeyinde seyrederken tektonik açıdan aktif bölgelerde bu değer katlanarak yükselir; bazı alanlar 200 mW/m²'yi aşar. Meseleyi somutlaştırmak gerekirse: yalnızca hidrothermal rezervuarlar yoluyla ekonomik ölçekte elektrik üretilebilen bu ısı kaynağı, doğası gereği ne güneşin batmasına ne mevsimlere ne de rüzgâr hızına bağımlıdır.
Dünyada ticari ölçekli jeotermal elektrik üretiminin tarihi 1913'e, İtalya'daki Larderello sahasına dayanır. Geçen yüzyıl boyunca bu teknoloji, büyük ölçüde Pasifik ateş çemberi ülkelerinin tekelinde kaldı; zira doğal yüksek entalpili (yüksek sıcaklıklı) rezervuarlar ağırlıklı olarak aktif volkanik bölgelerde bulunur. Ne var ki bugün teknoloji yelpazesi genişledi: kuru buhar santralleri (dry steam), tek ve çoklu flaş tesisleri ve özellikle orta sıcaklıklı kaynaklarda devreye giren ikili çevrim (binary cycle) santrallerinin devreye girmesiyle jeotermal üretim, daha önce "elverişsiz" sayılan jeolojilere doğru yayılmaya başladı.
Bununla birlikte sektörün büyüme hızı, güneş ve rüzgar enerjisinin sergilediği dramatik ivmeyle kıyaslanınca oldukça mütevazı kalıyor. Uluslararası Yenilenebilir Enerji Ajansı'nın (IRENA) verilerine göre 2024 sonu itibarıyla küresel jeotermal elektrik kapasitesi 15,4 GW seviyesinde bulunuyordu. Bağımsız sektör araştırmacısı ThinkGeoEnergy ise proje bazlı takip yöntemiyle bu rakamı 2025 sonu için 17,2 GW olarak açıkladı. Her iki kaynakta yöntem farklılıklarından kaynaklanan ölçüm tutarsızlıkları bulunsa da eğilim nettir: yıllık artış birkaç yüz MW civarında seyrediyor ve sektör toplamı, güneş ve rüzgarın aksine hiç bir zaman ivmeli büyüme geçirmedi.
"Jeotermal, 2024'te global yenilenebilir elektriğin yalnızca yüzde birini üretti. Ne var ki bu oran, üretilen her kWh'nin gecenin körü, fırtınalı havada ve hiçbir depolama maliyeti olmadan sağlandığı anlamına gelir."
Dünya Sıralaması: On Ülkenin Tekelindeki Kapasite
Global jeotermal kapasitenin yüzde doksan üçü, yalnızca on ülkede yoğunlaşmış durumda. Bu olgu jeotermalin coğrafi sınırlılığını açıkça ortaya koyuyor: hidrothermal sistem geliştirme, tektoniğin ve volkanizmanın doğru konumda buluştuğu alanlarda gerçekleşiyor. 2025 yıl sonu ThinkGeoEnergy verilerine göre sıralama şöyle:
| Sıra | Ülke | Kurulu Güç (MW) | 2024'e Kıyasla Değişim | Bölgesel Konum |
|---|---|---|---|---|
| 1 | ABD | 3.900 | Sabit | Büyük Havza, Kuzeybatı Pasifik |
| 2 | Endonezya | 2.418 | +193 MW | Sunda Yayı |
| 3 | Filipinler | 2.034 | +50 MW | Filipin Yayı |
| 4 | Türkiye | 1.797 | +63 MW | Batı Anadolu Graben Sistemi |
| 5 | Yeni Zelanda | 1.259 | +52 MW (revize) | Taupo Volkanik Bölgesi |
| 6 | Kenya | 980 | Sabit | Doğu Afrika Rift Vadisi |
| 7 | Meksika | 976 | Sabit | Meksika Volkanik Kuşağı |
| 8 | İtalya | 916 | Sabit | Toskan-Roman Jeotermal Bölgesi |
| 9 | İzlanda | 786 | +32 MW | Orta Atlantik Sırtı |
| 10 | Japonya | 607 | +22 MW | Kuril-Japon Yayı |
Kaynak: ThinkGeoEnergy, Global Top 10 Geothermal Countries, Ocak 2026
Tablonun en dikkat çekici yanı, Türkiye'nin bu listede yer almasının jeolojik determinizm değil, büyük ölçüde politika tasarımının ürünü olduğunu gösteren tarihsel arka plândır. 2008'de Türkiye bu sıralamada 14. sıradaydı; kurulu kapasitesi ise yalnızca 33 MW'dı.
Temel Küresel GöstergelerKüçük Büyüme, Büyük Fırsat: Neden Jeotermal Geride Kalıyor?
2023 yılında tüm yenilenebilir kapasite artışlarının yüzde 97,6'sı güneş ve rüzgardan geldi. Jeotermalin payı ise 193 MW ile sembolik düzeyde kaldı. Bu tablonun arkasında birkaç yapısal etken var.
Her şeyden önce keşif riski: bir rüzgar santrali kurmak için arazi ölçümü yeterli, oysa jeotermal proje geliştirme önce yüksek maliyetli sondaj kuyularıyla başlar ve rezervuarın varlığı ancak o noktada doğrulanabilir. Türkiye'de bir kilometre derinliğindeki sondajın maliyeti yaklaşık 1 milyon dolar; Türkiye Jeotermal Santral Yatırımcıları Derneği'nin (JESDER) 2021'deki açıklamalarına göre her proje onlarca kuyu gerektiriyor. Öte yandan lokasyon kısıtlaması güneş veya rüzgarla kıyaslanamaz bir coğrafi determinizm yaratıyor: doğal hidrothermal sistemler litosfer plakalarının sınırlarında yoğunlaşıyor ve bu sınırların dışında kalan büyük ülkelerin çoğu bugünkü konvansiyonel teknolojilerle bu kaynağa pratik olarak erişemiyor.
Uzun inşaat süreleri de finansman sorununu derinleştiriyor. Güneş PV tesisi aylar içinde devreye girebilirken bir jeotermal santral genellikle 5-7 yıllık bir geliştirme sürecine ihtiyaç duyuyor; bu süreçte finanse edilmesi gereken riskin yalnızca sondaj aşamasında maliyeti toplam bütçenin yüzde otuzunu aşabiliyor.
Flash santralleri, 180°C üzerindeki yüksek sıcaklıklı akışkanları doğrudan düşük basınçlı buhar jeneratörlerine yönlendirerek çalışır; Türkiye'deki Kızıldere ve Germencik sahaları bu tipe örnek gösterilebilir. Türkiye'nin üretiminin büyük bölümünü oluşturan ikili çevrim (binary cycle) santralleri ise 100-180°C arasındaki orta sıcaklıktaki rezervuarları değerlendirmek için tasarlanmıştır: jeotermal akışkan kapalı bir döngüde isopentane veya isobutane gibi çalışma sıvılarını ısıtır ve bu sıvının genleşmesiyle türbinler döndürülür. Akışkan hiç atmosfere çıkmaz, geri enjeksiyon oranı çok daha yüksek olur. Türkiye'nin Batı Anadolu Graben sistemindeki 130-295°C bandındaki kaynakları hem flash hem de ikili çevrim uygulamalarına zemin hazırlamıştır.
Günümüzde gündemde olan üçüncü nesil teknoloji, İyileştirilmiş Jeotermal Sistemler'dir (EGS). EGS'de doğal bir akışkan rezervuarı yerine derin (3-5 km) kaya katmanları hidrolik çatlatma yöntemiyle geçirgen hale getirilir, sonra sıvı enjekte edilerek ısıtılır ve geri pompalanır. Teorik EGS potansiyeli devasa: JESDER'in hesaplamalarına göre yalnızca Türkiye için 3-5 km derinlikte teknik EGS potansiyeli 250.000 MW'ı aşıyor. Ancak bu teknoloji henüz pilot aşamasındadır ve ticari ölçeğe ulaşması 2027-2030 dönemine bırakılmaktadır.
Türkiye'nin Jeotermal Serüveni: 33 MW'dan 1.797 MW'a
Türkiye'nin jeotermal elektrik serüveninin başlangıç tarihi, 1974'te Denizli'nin Sarayköy ilçesine yakın Kızıldere'de kurulan 500 kW'lık pilot tesistir. Avrupa'nın ikinci jeotermal elektrik santrali olma özelliği taşıyan bu tesis yakın köylere ücretsiz elektrik dağıttı, 1984'te ise kapasite 17,4 MW'a yükseltildi. Ancak yasal belirsizlikler, finanse edilemeyen keşif riski ve doğru teşvik mekanizmasının yokluğu nedeniyle bu başlangıç somut bir büyümeye dönüşmedi.
Kırılma noktası iki yasal düzenlemenin art arda devreye girmesiyle geldi. 2007'deki Jeotermal Kaynaklar ve Doğal Mineralli Sular Kanunu özel sektörün arama ruhsatı almasını kolaylaştırdı. 2010'da ise Yenilenebilir Enerji Kaynakları Destek Mekanizması'nın (YEKDEM) kapsamı genişletildi ve jeotermal santrallere on yıl boyunca garantili 10,5 sent/kWh alım fiyatı sağlandı; yerli ekipmana ek 2,7 sent/kWh bonus katkısı da açıklandı. Bu paket, küresel jeotermal standardının oldukça üzerinde bir getiri taahhüdüydü.
Sonuç adeta bir altın aceleye dönüştü. 2007-2021 arasında yıllık ortalama büyüme hızı yüzde 23,5'e fırladı; öncesinde bu oran yüzde 5,8'de seyrediyordu. Tekstilden inşaata uzanan sektör dışı yatırımcılar bile sahaya girdi. 2019 sonu itibarıyla kurulu kapasite 1.526 MW'a ulaşmıştı. O tarihte Türkiye dünyanın 4. büyük jeotermal güç ülkesiydi ve Avrupa'nın tartışmasız birincisiydi.
YEKDEM'in 2021 Revizyonu ve Yavaşlama
2021'de YEKDEM'in güncellenmesiyle teşvik yapısı köklü biçimde değişti. Dolar cinsinden sabitlenmiş alım garantisi, Türk lirasına bağlı ve her çeyrek güncellenen bir yapıya dönüştürüldü. Üst limit kWh başına 8,6 sent olarak belirlendi. Sorun şuydu: yatırım maliyetleri dövize endeksliyken gelir lirada sabitlenmişti. Döviz kuru oynaklığının 2021 ve 2022'de sert biçimde yükselmesiyle gelir-maliyet makası kapandı; bir dönem piyasa spot fiyatı, teşvik fiyatının üzerine çıktı. JESDER, yeni lisans başvurularının neredeyse tamamen durduğunu kayıt altına aldı.
Bu sorunun farkında olan yetkililer Mayıs 2023'te yeni bir tarife revizyonu yaptı. 2023 düzenlemesiyle jeotermal santrallere 15 yıllık güvenceli alım süresi (diğer yenilenebilirlerdeki 10 yılın üzerinde) ve güncellenen destek fiyatı tanındı. KAPSARC'ın Şubat 2026 analizine göre bu hamle piyasayı kısmen canlandırdı. 2024'te üç yeni santral devreye girdi; 2025'te de üç ek tesis (Emir, Hez Morali, Nezihe Beren 2. Ünite) sisteme eklendi ve kurulu güç 1.797 MW'a ulaştı.
| Dönem | Kurulu Güç (MW) | Eklenlen Kapasite | Belirleyici Gelişme |
|---|---|---|---|
| 2008 | 33 | — | Yalnızca Kızıldere sahası aktif |
| 2010 | 100 | +67 | YEKDEM ikili çevrim teşviki başladı |
| 2013 | 311 | +211 | Kızıldere-II (80 MW üçlü flash-binary) |
| 2015 | 624 | +313 | Rekor yıl: 741,6 MW IRENA eklemesi |
| 2017 | 1.062 | +438 | Türkiye 1 GW eşiğini aştı |
| 2019 | 1.526 | +464 | Dünya 4. sırası pekişti |
| 2021 | 1.685 | +159 | YEKDEM TL'ye geçti; yavaşlama başladı |
| 2023 | 1.691 | +6 | Yeni YEKDEM tarifeleri Mayıs 2023'te yürürlüğe girdi |
| 2024 | 1.734 | +43 | 3 yeni santral; LCOE 0,033 $/kWh ile rekor |
| 2025 | 1.797 | +63 | 3 yeni santral; Avrupa lideri konumu korunuyor |
Kaynak: ThinkGeoEnergy (2025-2026), Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, ScienceDirect (Kızıldere verileri)
Coğrafya: Batı Anadolu'nun Ayrıcalığı
Türkiye'deki kurulu jeotermal elektrik kapasitesinin neredeyse tamamı Ege Bölgesi'nde, altı ilde yoğunlaşmıştır. Bunun arkasında net bir jeolojik neden var: Büyük Menderes ve Gediz Graben sistemleri, Geç Miyosen'den bu yana aktif bir genişlemeli tektoniğe sahne oluyor. Bu extensiyonel rejim, derin ve yüksek ısı akılı fay hatlarının oluşmasını kolaylaştırıyor; metamorfik kayaçların yüksek geçirgenliğiyle birleşince 130-295°C bandında doğal rezervuarlar ortaya çıkıyor.
| İl | Kurulu Güç (MW) | Toplam İçindeki Pay (%) | Önemli Sahalar |
|---|---|---|---|
| Aydın | 888 | 52,5 | Germencik, Pamukören, Salavatlı |
| Denizli | 379 | 22,4 | Kızıldere (Zorlu Enerji, ~245 MW) |
| Manisa | 379 | 22,4 | Alaşehir (Gediz Grabeni) |
| Çanakkale | 30 | 1,8 | — |
| İzmir | 12 | 0,7 | — |
| Afyonkarahisar | 3 | 0,2 | — |
Kaynak: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, Anadolu Ajansı, Nisan 2024
Kızıldere sahası bu tablonun hem tarihi hem de teknik odağını oluşturuyor. 1968'de keşfedilen ve 1974'te Türkiye'nin ilk jeotermal santrali olma özelliği kazanan bu alan, bugün üç ayrı güç tesisiyle (Kızıldere I, II ve III) Zorlu Enerji'nin işletiminde yaklaşık 245 MW kapasiteye ulaşmış durumda. Sahada uygulanan üçlü flaş ve ikili çevrim kombinasyonu, dünya jeotermal literatüründe yüksek verimlilik için örnek gösterilen bir sistemdir. Büyük Menderes Grabeni boyunca derin sondajlarda ölçülen 242-295°C sıcaklıklar, bu bölgeyi Türkiye'nin en yüksek entalpili jeotermal kaynağı olarak öne çıkarmaktadır.
Elektrik Üretimindeki Yeri ve Ekonomik Önemi
Türkiye Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı'nın açıkladığı verilere göre jeotermal, 2024'te ülke toplam elektrik üretiminin yüzde 3,1'ini karşıladı. REN21'in 2025 Küresel Yenilenebilir Enerji Durum Raporu bu payı 11,2 TWh olarak ölçüyor; aynı kaynak 2019 değerini 8,9 TWh olarak kayıt altına almış, böylece beş yılda yüzde 26'lık bir üretim artışı gerçekleştiğini ortaya koyuyor. Kurulu kapasite kullanım oranı ise yüzde 75 civarında seyrediyor.
| Kaynak | 2024 Üretim Payı (%) | Nitelik |
|---|---|---|
| Kömür | 34,7 | Tabanüstü, ithal bağımlısı |
| Hidroelektrik | 21,1 | Tabanüstü + yük izleme; kuraklığa hassas |
| Doğalgaz | 18,9 | Esnek; tamamen ithal |
| Rüzgar | 10,4 | Değişken, %10,7 payı ile stabil |
| Güneş (PV) | 8,7 | Değişken, rekor yüzde 39 artış |
| Jeotermal | 3,1 | Baseload, 11,2 TWh, kesintisiz |
| Diğer | 3,1 | Biyogaz, biyokütle vb. |
Kaynak: T.C. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı web sitesi (2025)
Rakamların ötesinde jeotermalin Türkiye ekonomisi için taşıdığı anlam, yalnızca üretim payıyla ölçülemiyor. Türkiye, enerjide yüksek dışa bağımlılık sorunuyla boğuşan bir ülke; 2022'de enerji ithalat faturası 97 milyar doları bulmuştu. Jeotermal, bu denklemin en nadir unsurlarından: doğalgaz veya kömür gibi ithal edilmeyen, kurulduktan sonra yakıt maliyeti neredeyse sıfır olan ve TL kuru ne olursa olsun işletme maliyeti dövize bağımlı olmayan bir enerji türü. JESDER Başkanı Ali Kındap'ın 2019'da verdiği rakama göre Türkiye'nin kullandığı jeotermal enerjinin doğalgaz karşılığı yılda 9 milyar metreküp, parasal değeri 2,2 milyar dolar düzeyindeydi; bu rakam o tarihten bu yana kapasite artışıyla birlikte daha da yüksektir.
Sektörün yerli sanayi üzerindeki etkisi de göz ardı edilemez. Enerji Bakanlığı Müsteşarı Abdullah Tancan'ın aktardığı verilere göre jeotermal sektörü bugün 50 bileşen üreticisi ve 350 yan sanayici kanalıyla yaklaşık 50.000 kişiye istihdam sağlıyor; yerlilik oranı yüzde 55'e ulaşmış bulunuyor. Türbin, jeneratör, güç elektroniği ve buhar enjeksiyon sistemlerinin artık yurt içinde üretilmesi, hem cari açık üzerinde olumlu etki yaratıyor hem de Türkiye'nin bu alanda teknoloji ihraç etme potansiyeline işaret ediyor.
CO₂ Sorunu: Görmezden Gelinemeyecek Bir İstisna
Türkiye'nin jeotermal tablosunun tartışmalı bir boyutu var: Büyük Menderes ve Gediz graben sistemlerindeki rezervuarlar, dünyanın en yüksek karbon içerikli jeotermal sahalarından. Wikipedia'nın kaynak gösterdiği teknik literatüre göre bu alanlardaki CO₂ emisyonları kWh başına 900-1.300 gram arasında değişiyor; bu aralık kömür enerji santrallerinin emisyon değerleriyle örtüşüyor. Sorunun kökü, metamorfik kayaçların kalsit içeriğinin çok yüksek ısı ve asidik koşullar altında büyük miktarda CO₂ salmasıdır.
Dünya Bankası'nın 2020 raporuna dayanarak söylenebilecek olan şu: bu emisyonlar rezervuarın işletilmeye başlandığı ilk yıllarda en yüksek değerlere ulaşıyor ve zaman içinde belirgin biçimde düşüyor. Dünya Bankası, santral ömrü boyunca ağırlıklı ortalama alındığında emisyonların küresel jeotermal ortalamasına (yaklaşık 120-160 g CO₂/kWh) yaklaşacağını tahmin etti. Ayrıca bu CO₂'nin yeniden rezervuara enjeksiyonu ya da CarbFix benzeri mineral karbonat tutma teknolojileriyle uzaklaştırılması teknik açıdan mümkün; ancak henüz Türkiye'deki sahalarda sistematik uygulama yok. Germencik ve Alaşehir'de değerler çok daha düşük.
Bu gerçekliği görmezden gelmek, jeotermalin çevresel hikâyesini fazla basitleştirmek anlamına gelir. Türkiye'nin jeotermal genişlemesini kendi bütünlüğü içinde değerlendirirken bu emisyon profilini hesaba katmak gerekiyor.
ScienceDirect'te Mart 2026'da yayımlanan ekonometrik analize göre YEKDEM'in 2007-2010 arasında şekillenen çerçevesi, Türkiye'de jeotermal kapasitede yüzde 144,6'lık bir artışla ilişkilendiriliyor; bu oran Avrupa'daki benzer politika müdahalelerinin çok üzerinde. Ayrıca yalnızca tarife düzeyi değil, yatırımın geri dönüşüne ilişkin hukuki belirsizliğin ortadan kalkması belirleyici oldu.
Politika tasarımının yanı sıra finansman mimarisi de kritik bir rol oynadı. Dünya Bankası ve Avrupa İmar ve Kalkınma Bankası (EBRD), özel bankalara geçirdiği katalitik kredi hatları ve Risk Paylaşım Mekanizmaları (RSM) aracılığıyla sondaj riskini kısmen üstlendi; bu da ticari bankaların sektöre girişini kolaylaştırdı. 2022'de Dünya Bankası 300 milyon dolarlık ek kredi açtı.
Sonuç olarak Türkiye deneyimi, jeotermal geliştirme modelinin hem başarısını hem de kırılganlığını aynı anda sergiliyor: doğru politika mimarisi kurulduğunda büyüme patlaması mümkün, ancak tarife yapısındaki tek bir kur hatası yatırımcı güvenini hızla yakabiliyor.
Gelecek: Potansiyel, Hedefler ve Yeni Nesil Teknolojiler
Türkiye Ulusal Enerji Planı'nda jeotermal için 2030 hedefi 2.400 MW, 2035 hedefi ise 4.500 MW olarak belirlenmiş durumda. Teorik konvansiyonel potansiyelin 2.700-4.500 MW civarında olduğu değerlendiriliyor. Bu rakama ulaşmak mevcut büyüme hızıyla zor görünse de 2023 tarife revizyonunun uzun vadeli etkisi henüz tam olarak gözlemlenemedi; sektör 2025-2026 döneminde yeni lisans başvurularında bir canlanma işaretleri olduğunu bildiriyor.
Gerçek çarpan, EGS teknolojisinin ticarileşmesinde yatıyor. JESDER'in teknik-ekonomik EGS potansiyelini 25.000 MW olarak tanımladığı hesaplamalar, 3-5 km derinliğe yönelik kapalı döngü ve fracking destekli sistemlerin devreye girmesiyle bu rakamın görünür hale geleceğine işaret ediyor. Stanford Üniversitesi'nin 2026 Jeotermal Rezervuar Mühendisliği Çalıştayı'na sunulan makaleye göre EGS maliyetlerinin 2035'e kadar 50 dolar/MWh düzeyine gerilemesi bekleniyor; bu eşik geleneksel jeotermal maliyetiyle rekabetçi bir bölgeye girdiğini gösteriyor. Türkiye hükümetinin EGS gösterim projelerine destek verme niyeti düzenleyici ortamda net biçimde ifade ediliyor.
| Ülke | 2025 Kurulu Kapasite | 2030 Hedefi | Strateji Özeti |
|---|---|---|---|
| ABD | 3.900 MW | ~5.000 MW | EGS Ar-Ge, Utah FORGE projesi |
| Endonezya | 2.418 MW | ~3.500 MW | Sunda Yayı'nda yeşil alan projeleri |
| Kenya | 980 MW | ~1.800 MW | KenGen Rift Vadisi genişlemesi |
| Türkiye | 1.797 MW | 2.400 MW (resmi) | YEKDEM revizyonu, EGS gösterim sahası |
| Yeni Zelanda | 1.259 MW | ~1.600 MW | Tauhara genişlemesi, TOPP 2 |
| İzlanda | 786 MW | ~900 MW | Reykjanes alanı genişlemesi |
Kaynak: ThinkGeoEnergy (2026), Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı Ulusal Enerji Planı
Küresel ölçekte bakıldığında geotermaldeki yavaş büyümenin yarattığı paradoks dikkat çekici. Bir yanda 77-88'lik kapasite faktörüyle temiz, baseload bir enerji kaynağı var; öte yanda keşif riski, uzun proje süreleri ve coğrafi kısıt nedeniyle bu kaynak güneş ve rüzgara kıyasla marjinal büyümeye mahkûm görünüyor. ThinkGeoEnergy'nin sektör analizine göre gerçek ivmenin en erken 2027-2030 döneminde başlaması bekleniyor; bu ivme EGS projelerinin pilot aşamayı tamamlayıp ölçeklenebilir dağıtıma geçmesine bağlı.
Türkiye bu dönüşümde nasıl bir konumda yer alacak sorusu, yalnızca enerji politikası değil aynı zamanda döviz, enflasyon ve finansman maliyetiyle doğrudan bağlantılı makroekonomik bir soru olmaya devam ediyor. 2021'deki YEKDEM hatası gösterdi ki; rezervuar ne kadar sıcak olursa olsun, yanlış kur mekanizması yatırımcıyı dondurabilir. Ülkenin bu tarihten çıkardığı ders, 2023 tarife revizyonuna yansıdı. Yeterli olup olmadığını zamanın önümüzdeki birkaç yılı gösterecek.
Kaynaklar:
1. IRENA, "Geothermal Energy", irena.org/Energy-Transition/Technology/Geothermal-energy, 2025
2. ThinkGeoEnergy, "Global Top 10 Geothermal Countries at Year-End 2025", Ocak 2026
3. ThinkGeoEnergy, "ThinkGeoEnergy's Top 10 Geothermal Countries 2024 – Power", Ocak 2025
4. IRENA, "Renewable Power Generation Costs in 2024", Ağustos 2025
5. REN21, "Global Status Report 2025 – Geothermal", ren21.net/gsr-2025/technologies/geothermal
6. T.C. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, "Elektrik Sektörü", enerji.gov.tr, Aralık 2025
7. ScienceDirect, "Policy-driven geothermal expansion in Türkiye: Technological and regulatory insights from the Kızıldere field", Mart 2026
8. ScienceDirect, "Net-zero Turkey: Renewable energy potential and implementation challenges", Mayıs 2025
9. KAPSARC, "Türkiye's Geothermal Growth Lessons", thinkgeoenergy.com, Şubat 2026
10. Pamukcu et al., "Review of Geothermal Energy Development in Türkiye", Stanford 49th Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, 2026
11. Wikipedia, "Geothermal energy in Turkey" (akademik kaynaklara atıfları ile), Kasım 2025 baskısı
12. Anadolu Ajansı, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı verisi, "Jeotermal güç kapasitesi 1.691 MW'a ulaştı", 2024
13. IRENA, "Renewable Capacity Highlights 2024", Mart 2024
Yorumlar
Yorum Gönder