Biyometan dosyası açıldı: Lisans, kalite, tarife… hepsi yeniden yazılabilir.
Türkiye’de organik atıklardan üretilen biyogaz uzun süredir elektrik üretimi ekseninde değerlendiriliyor. Son dönemde ise biyogazın arıtılarak doğal gaz kalitesine yaklaştırılmasıyla elde edilen biyometanın şebekeye verilebilmesi, lisans, tarife ve piyasa modeli başlıklarıyla birlikte yeniden gündeme taşındı.
Biyometan; depolanabilmesi, taşınabilmesi ve mevcut gaz altyapısıyla uyumlu olması sebebiyle Avrupa’da enerji arz güvenliği ve emisyon azaltımı hedefleri içinde kritik bir “yenilenebilir gaz” seçeneği olarak konumlanıyor. Türkiye’de ise asıl tartışma teknik dönüşümden çok, bu gazın piyasa yapısı içinde nasıl yer bulacağı noktasında yoğunlaşıyor.
BİYOMETAN NEDİR, NEDEN FARKLI?
Biyogaz, organik atıkların oksijensiz ortamda parçalanması sonucu ortaya çıkan gaz karışımıdır. Biyometan ise bu gazın arıtılarak metan oranının artırılması ve doğal gaz kalite standartlarına yaklaştırılmasıyla elde edilen, şebekeye verilebilecek nitelikteki formudur.
Bu dönüşüm, üretimin yalnızca elektrik üretimiyle sınırlı kalmasını engelleyip gaz piyasasına entegrasyonunu gündeme getirir. Dolayısıyla konu artık yalnızca yenilenebilir enerji üretimi değil; doğal gaz piyasası faaliyeti çerçevesinde değerlendirilmesi gereken bir başlık haline gelir.
TÜRKİYE’DE HUKUKİ ÇERÇEVE NEREYE OTURUYOR?
Biyometanın şebekeye verilmesi tartışması iki ana mevzuat alanına temas ediyor:
Doğal gaz piyasası tarafında temel çerçeve 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu ve bu kapsamda lisans süreçlerini düzenleyen ikincil mevzuatla belirleniyor.
Yenilenebilir enerji tarafında ise biyogazın elektrik üretimi ayağı 5346 sayılı YEK Kanunu kapsamında değerlendiriliyor. Ancak bu çerçeve, biyometanın gaz olarak piyasaya arzı için tek başına yeterli bir tarifelendirme veya lisans modeli anlamına gelmiyor.
Bu noktada kritik soru şu oluyor:
Üretim gaz piyasası faaliyetine dönüştüğünde hangi lisans yapısı devreye girecek?
Biyometanın şebekeye verilmesi halinde faaliyet, teknik olarak bir “üretim lisansı” değil, doğal gaz piyasası kapsamında değerlendirilecek bir gaz arzı faaliyeti niteliği kazanıyor. Bu durumda toptan satış lisansı, dağıtım bağlantı modeli veya iletim şebekesine doğrudan giriş gibi alternatiflerin hukuki zemini ayrı ayrı değerlendirilmek zorunda kalıyor. Mevcut lisans düzenlemelerinde biyometana özgü ayrı bir kategori bulunmaması, düzenleyici çerçevenin nasıl şekilleneceği sorusunu daha görünür kılıyor.
ŞEBEKEYE ENJEKSİYONDA KRİTİK BAŞLIK: GAZ KALİTE ŞARTLARI
Şebekeye verilecek gazın teknik kriterleri, iletim sistemi kuralları ve kalite şartları uygulamada belirleyici rol oynuyor. Bu noktada BOTAŞ’ın iletim şebekesine ilişkin düzenleme dokümanları (ŞİD ve ilgili ekler) şebekeye giriş koşulları açısından referans niteliğinde.
Gaz kalite/spec sınırları (ısıl değer, metan oranı, safsızlık limitleri), ölçüm ve analiz prosedürleri, bağlantı yatırımı ve işletme kuralları teknik olarak belirleyici unsurlar arasında bulunuyor.
Şebekeye giriş senaryosunda kritik ayrım, biyometanın iletim sistemine mi yoksa dağıtım şebekesine mi verileceği noktasında ortaya çıkıyor. İletim tarafında BOTAŞ kuralları belirleyici olurken, dağıtım bölgelerinde bağlantı ve kalite kriterleri ilgili dağıtım şirketlerinin teknik şartnameleri çerçevesinde değerlendiriliyor. Bu ayrım, yatırım maliyeti ve bağlantı prosedürleri açısından doğrudan etkili oluyor.
TARİFE VE PİYASA MODELİ NEDEN BELİRLEYİCİ?
Teknik olarak şebekeye uygun hale gelmek tek başına yeterli olmuyor. Asıl belirleyici başlık, üretilen biyometanın hangi ekonomik modelle piyasaya sunulacağı.
Elektrik piyasasında biyogaz üretimi YEKDEM kapsamında sabit fiyat ve alım garantisi mekanizmasına dayanıyor. Doğal gaz piyasasında ise benzer bir “yenilenebilir gaz alım garantisi” modeli bulunmuyor. Bu durum, biyometanın ticari değerinin serbest piyasa fiyatları üzerinden mi oluşacağı, yoksa ayrı bir destek mekanizması mı kurgulanacağı sorusunu gündeme taşıyor.
Sektör açısından bu belirsizlik, teknik değil; gelir modelinin netleşmemesinden kaynaklanıyor.
SERTİFİKASYON VE “YEŞİL GAZ” BOYUTU
Avrupa Birliği’nde biyometan yalnızca fiziksel enjeksiyonla sınırlı bir ürün olarak kalmıyor. Garanti sertifikaları (Guarantees of Origin) ve karbon muhasebesi mekanizmaları, biyometanın piyasa değerini belirleyen önemli unsurlar arasında bulunuyor.
Türkiye’de benzer bir “yenilenebilir gaz sertifikası” altyapısının oluşturulup oluşturulmayacağı, hem iç piyasadaki ticaret hem de sınırda karbon düzenlemeleri kapsamında ihracat yapan sektörler açısından kritik önem taşıyor. Bu boyut, biyometanın yalnızca enerji değil aynı zamanda iklim politikası aracı olarak değerlendirilmesi gerektiğini gösteriyor.
AVRUPA’DA MODEL NASIL İŞLİYOR?
Avrupa Komisyonu, biyometanı fosil gaza sürdürülebilir alternatif olarak konumluyor; mevcut altyapıyla kullanılabilmesi ve arz güvenliğine katkısı öne çıkarılıyor.
IEA projeksiyonlarında da biyogaz üretimindeki artışın önemli kısmının biyometan üzerinden gerçekleşeceği, şebeke ve ekipman uyumunun yatırım kararlarında belirleyici olduğu ifade ediliyor.
Birçok Avrupa ülkesinde biyometan için özel alım mekanizmaları, feed-in tarifeleri veya zorunlu enjeksiyon yükümlülükleri uygulanıyor. Türkiye’de ise modelin hangi çerçevede şekilleneceği henüz netlik kazanmış değil.
TEKNİK MÜMKÜN, PİYASA TASARIMI BELİRLEYİCİ
Türkiye’de biyogazdan biyometana geçiş teknik olarak mümkün görünürken; dönüşümün ölçek kazanabilmesi, lisans yapısının netleşmesine, şebeke kriterlerinin tanımlanmasına ve gelir modelinin belirlenmesine bağlı.
Biyometan başlığı artık yalnızca bir enerji teknolojisi meselesi değil; doğal gaz piyasasının yapısı içinde yeni bir düzenleyici alan olarak öneme sahip olmuş oluyor.
Haber Merkezi: Beyza Kum
