Domestic coal is far from providing a baseload in Türkiye

In the last decade, electricity generation from coal has doubled, with coal-generated electricity reaching a record high of 118 TWh in 2023, marcando a maior produção da história de Türkiye. Além disso, uma grande parte das reservas domésticas de carvão de Türkiye possui baixo potencial de energia e alto teor de umidade, o que reduz o desempenho das usinas de energia. Consequentemente, uma grande quantidade de carvão é consumida por unidade de eletricidade gerada, levando a altas emissões. Embora a demanda contínua de eletricidade de Türkiye seja estimada em cerca de 20 GWh, que é chamada de carga de base, as usinas domésticas não fornecem a oferta de carga de base, pois mostram baixo desempenho na produção de eletricidade.  Reduzir a dependência do carvão na geração de eletricidade é crucial para diminuir as emissões e prevenir perdas econômicas. É imperativo que Türkiye estabeleça prontamente uma estratégia de eliminação de fases a partir de carvão e acelerar investimentos em energia renovável para mitigar futuros encargos econômicos e ambientais. Emissões

In Türkiye, most of the coal power plants fall short of achieving the performance expected of baseload providers due to their low efficiency, availability, and capacity factor, coupled with frequent breakdowns and irregular production profiles. While Türkiye’s continuous electricity demand is estimated to be around 20 GWh, which is referred to as baseload, domestic coal plants fail to provide the baseload supply as they show low performance in producing electricity.  Reducing dependency on coal in electricity generation is crucial for lowering emissions and preventing economic losses. It is imperative for Türkiye to promptly establish a phase-out strategy from coal and accelerate investments in renewable energy to mitigate future economic and environmental burdens.

= Türkiye As emissões de geração de eletricidade do Türkiye não mostram uma tendência de que a geração de eletricidade recente da recente geração de carvão na geração de eletricidade | 2023, Türkiye produziu um nível recorde de 118 TWH de eletricidade do carvão, tornando o país o

Electricity generation from coal has doubled in the last decade

In 2023, Türkiye produced a record level of 118 TWh of electricity from coal, making the country the  Segundo maior gerador de carvão na Europa após a Alemanha. Esta produção também significa que mais de um terço (36%) da geração de eletricidade de Türkiye em 2023 veio de usinas a carvão. A força motriz por trás desse aumento na geração de carvão veio de usinas de energia a carvão importadas recém-construídas. Enquanto a capacidade instalada das usinas a carvão cresceu 65% na última década, a geração anual de eletricidade do carvão quase dobrou de 64 TWH para 118 TWH. Com o estabelecimento de novas usinas de carvão importadas, a parcela de eletricidade gerada a partir de carvão importado na mixagem total de eletricidade do país aumentou de 12% em 2013 para 22% em 2023. Em contraste, a parcela de eletricidade gerada por carvão doméstico permaneceu constante em comparação a 2013.| Atualmente, existem 51 usinas operacionais a carvão, de acordo com o banco de dados

Since 2015, the share of imported coal in Türkiye’s electricity generation has surpassed that of domestic coal. While the installed capacity of coal-fired power plants grew by 65% over the last decade, annual electricity generation from coal almost doubled from 64 TWh to 118 TWh. With the establishment of new imported coal power plants, the share of electricity generated from imported coal in the country’s total electricity mix rose from 12% in 2013 to 22% in 2023. In contrast, the share of electricity generated from domestic coal remained constant compared to 2013.

Furthermore, the share of electricity generation from coal is expected not to decline in the foreseeable future. Currently, there are 51 operational coal-fired power plants, according to the  Banco de dados da Autoridade Reguladora do Mercado de Energia (EPDK) para eletricidade em Türkiye. Destes, 13 usam carvão importado, 33 usam linhita, quatro usam carvão duro doméstico e um usa carvão de asfaltite. Dentro de Eüaş, não há outras usinas de carvão além de linhita. A capacidade de geração de eletricidade instalada inclui 11 GW para plantas importadas a carvão, 841 MW para carvão duro e 405 MW para usinas a asfaltite. De acordo com o

The total installed capacity of lignite-fired power plants is 10 GW, with plants owned by the state-owned company Elektrik Üretim Anonim Şirketi (EÜAŞ) having a capacity of 2.4 GW. Within EÜAŞ, there are no coal plants other than lignite-fired ones. The installed electricity generation capacity includes 11 GW for imported coal-fired plants, 841 MW for hard coal, and 405 MW for asphaltite-fired plants. According to the  Plano Nacional de Energia (UEP) Preparado pelo Ministério da Energia e Recursos Naturais (MENR), estima-se que a capacidade instalada das usinas a carvão exceda 24 GW em 2035, enquanto atualmente constituem 22 GW no total. Em outras palavras, o plano antecipa um aumento de 2,5 gw na capacidade instalada de carvão até 2035.

Um quinto das emissões de carbono em Türkiye vem da energia de carvão

em 2023, o setor de geração de eletricidade, com o setor de carvão, com o setor de carvão, com o setor de carvão, com o setor de carvão, com o setor de carvão, com o setor de carvão, com o setor de carvão, com o setor de carvão, com o setor de carvão, com o setor de carvão que é de 1480 milhões de tons (mt), com o setor de geration de três, com o setor de carvão, com o setor de carvão e o setor de carvão e o setor de carvão e o setor de carvão e o setor de carvão e o setor de carvão e o setor de carbono de 483 milhões de dólares (mt), com o setor de geração de eletricidade, com o setor de carbono de três tons (mt). Plantasoriginating from coal-fired power plants, que corresponde a um quinto das emissões anuais de Türkiye. The annual growth rate of emissions from coal-based power plants was 6.2% between 2012 and 2023.

When examining 2023’s emissions from coal-fired power plants calculated by Ember, it is seen that Zonguldak Eren Energy Thermal Power Plant (ZETES) emitted the most carbon,  releasing 15 Mt of carbon dioxide due to its high electricity generation in 2023. ZETES was followed by Soma B (8,8 MT), İsken-Sugözü (8,6 MT), Hunutlu (8,2 MT) e plantas Cenal (7,2 MT). Quatro das cinco plantas com maior emissão foram importadas de usinas de carvão. 

Embora as usinas de carvão importadas e domésticas em Türkiye tenham capacidades instaladas semelhantes, as usinas importadas geraram 50% mais eletricidade em 2023. Apesar disso, as emissões de carvão importado são quase iguais às emissões de carvão doméstico, o que significa que as plantas domésticas produzem mais emissões de unidade de unidade de eletricidade gerada do que importantes do que importantes. Uma situação semelhante é vista nos fatores de emissão para a geração de eletricidade, calculada pelo Ministério da Energia e Recursos Naturais (Menr). Como todos os outros combustíveis, o teor de energia por unidade de massa de carvão é definido como um valor calorífico. De acordo com os padrões aceitos internacionalmente, o carvão com um valor calorífico abaixo

Most of the coal reserves in Türkiye have low energy potential

Türkiye has a total of 21 billion tonnes of coal reserves, of which 93% is lignite, which has lower energy output than other coal types. Like all other fuels, the energy content per unit mass of coal is defined as a calorific value. According to internationally accepted standards, coal with a calorific value below 3.800 kcal/kg é definido como carvão de baixo valor calorífico. Em Türkiye, apenas 10% do Lignite tem um valor calorífico acima de 3.000 kcal/kg. Além disso, o Türkiye possui reservas de 1,5 bilhão de toneladas de carvão duro, com o valor calorífico entregue às usinas de energia 3.300 kcal/kg. A mineração e o processamento de baixo valor de aquecimento valorizam carvão como minério, sujeitando -o ao tratamento preliminar em usinas de energia, queimando -o para gerar eletricidade e, posteriormente, descartar o resíduo resultante é uma tarefa mais desafiadora em comparação com o alto valor de aquecimento de carvão.

Lignite in Türkiye has the seventh lowest calorific value on a global scale. Mining and processing low heating value coal as ore, subjecting it to preliminary treatment in power plants, burning it to generate electricity, and subsequently disposing of the resulting waste is a more challenging task compared to high heating value coal.

In 2023, approximately 57 million tonnes of domestic coal was produced in Türkiye, while more than 80% of this production was consumed by usinas de energia. Nas usinas de energia a linhita, uma média de 1.722 kg de carvão é consumida por 1 mWh de eletricidade gerada, enquanto em usinas de carvão importadas com maior valor calorífico em comparação com o carvão doméstico, 350 kg de carvão é queimado por 1 mWh de eletricidade. A média da UE é de 1.157 kg, enquanto países como Índia, Rússia, China e Indonésia exigem menos carvão por 1 mWh de geração de eletricidade em comparação com Türkiye. Em Türkiye, as usinas de carvão produzem 23 milhões de toneladas de

The low calorific value of coal and the high content of non-combustible inorganic materials lead to a high amount of waste produced when coal is burned for electricity. In Türkiye, coal plants produce 23 million tons of Ash and Slag anualmente. Em outras palavras, para cada 1 mWh de eletricidade produzida a partir de carvão, 210 kg de cinzas são criados. Nos últimos cinco anos, as usinas de linhita de propriedade da empresa estatal Eüaş tiveram uma eficiência energética média de 33,9%. As usinas de energia linhite operadas em particular tiveram uma eficiência ainda menor,

The efficiency of Türkiye’s lignite plants is 15% below the EU average

One of the key performance indicators, energy efficiency in power plants, indicates the proportion of fuel consumed that is converted into electrical energy. Over the last five years, lignite power plants owned by the state-owned company EÜAŞ had an average energy efficiency of 33.9%. Privately operated lignite power plants had an even lower efficiency, calculado a 31,5%. Em comparação, a eficiência média da UE foi de 38%. Em países como Alemanha e Polônia, as taxas de eficiência média foram de 39,4% e 40,6%, respectivamente.

Outro fator que pode afetar o desempenho das usinas de energia é a idade. Em Türkiye, a capacidade instalada de usinas a carvão com idades entre 30 anos e acima é de 6 GW com uma participação de 27% da capacidade total de carvão, enquanto há 8,8 GW de capacidade instalada entre 30 e 10 anos e 6 GW, com capacidade para menos de 10 anos. A idade média das usinas a carvão em Türkiye tem 21 anos. 

em Türkiye, o baixo valor calorífico do carvão, combinado com seu alto teor de cinzas, enxofre e umidade, contribui para a baixa eficiência das usinas de energia. Além disso, algumas plantas concluíram sua vida econômica, o que afeta a confiabilidade da geração de eletricidade, particularmente como esperado de uma usina de base de base. De fato, um número considerável de usinas a carvão não pode operar em plena capacidade. Sua capacidade disponível fica muito atrás da capacidade instalada. As plantas freqüentemente relatam mau funcionamento e sua produção horária mostra alta variabilidade. Esses fatores levam a geração de eletricidade não confiável e a questões operacionais frequentes, dificultando a Türkiye para equilibrar a demanda e a oferta. 

Domestic coal power plants older than ten years are the farthest from providing baseload power, whereas some wind farms achieved higher capacity factors than domestic coal

Baseload power plants meet the minimum electricity demand of the system

In Türkiye, the lowest hourly consumption in 2023 occurred in April at 19.6 GWh, while the highest consumption of 54 GWh was recorded in July. Over the past five years, electricity demand in May has consistently remained above 25 GWh, while in August, the minimum demand during peak consumption periods was 32 GWh. In short, minimum electricity consumption varies depending on seasons, weather conditions, and human behaviours, but Türkiye’s continuous electricity demand is estimated to be around 20 GWh. This consistent demand is referred to as baseload.

usinas de carga de base são instalações que produzem consistentemente uma quantidade fixa de eletricidade, atendendo à demanda mínima da grade. Essas usinas contribuem para reduzir as flutuações e interrupções no sistema de eletricidade. Devido aos seus fatores de alta capacidade, as usinas de carga de base operam com eficiência. Eles têm custos operacionais mais baixos porque operam continuamente por longos períodos, o que também ajuda a reduzir os custos nacionais de produção de eletricidade. No entanto, como as usinas de carga de base de base operam com capacidade fixa, elas não podem fornecer flexibilidade na geração de energia e podem sofrer perdas de eficiência ao operar fora de suas capacidades projetadas. A taxa de utilização da capacidade ou o fator de capacidade indica até que ponto a produção real de uma instalação de geração de eletricidade se aproxima de sua capacidade máxima durante um período específico e é um indicador fundamental para as usinas de carga de base. Quanto maior essa taxa é para uma planta, quanto mais ele opera para ser uma usina de base de base. (Veja:

Due to the mentioned characteristics, a baseload power plant should operate with a high capacity factor. Capacity utilisation rate or capacity factor indicates the extent to which the actual production of an electricity generation facility approaches its maximum capacity during a specific period, and it is a fundamental indicator for baseload power plants. The higher this rate is for a plant, the closer it operates to being a baseload power plant.

The electricity generation performance of coal-fired power plants in Türkiye with installed capacities exceeding 200 MW has been evaluated within the scope of the report, in terms of how closely they approach baseload power plant levels (See:  Metodologia). Essas usinas, representando 96% do total de capacidade de carvão instalado, consistem em oito carvão importado, dezesseis linhita, um carvão duro doméstico e um carvão de asfaltita doméstica. O fator de capacidade das usinas de carvão doméstico foi de 49% em 2023, com uma média de 48% nos últimos cinco anos. sua capacidade e ficou para trás da média de Türkiye. Nas usinas de linhita operadas por empresas privadas, a taxa média de cinco anos foi de 49%, enquanto isso foi calculado apenas como 58%em 2023. Enquanto a taxa média de utilização da capacidade das usinas domésticas de carvão abaixo de 10 anos foi calculada em 68%. Para plantas com idades entre 10 e 29, 30-39 e 40 anos ou mais, as taxas médias de utilização da capacidade foram de 45%, 55%e 47%, respectivamente. Em outras palavras, as plantas com mais de 10 anos estão operando com apenas metade de sua capacidade, em média. Isso indica que essas plantas operaram bem abaixo da capacidade instalada, dificultando a contá -las como usinas de carga de base. Por outro lado, para usinas de carvão importadas, o fator de capacidade foi de 75% em 2023, com uma média de 71% nos últimos cinco anos. O fator de capacidade média para usinas de carvão importado nos últimos cinco anos varia entre 56% e 90%. Nos últimos cinco anos, a taxa média de utilização da capacidade de usinas de carvão importadas com menos de 10 anos foi de 86%, enquanto para as usinas com 10 anos ou mais, essa taxa foi calculada em 68%. ou até mais alto que as usinas domésticas de carvão. Em outras palavras, algumas usinas de energia eólica em Türkiye têm fatores de capacidade mais altos do que algumas usinas de carvão. Foi calculado que aproximadamente um quinto dessas turbinas eólicas opera com um fator de capacidade superior a 40%. Da mesma forma, 96% das turbinas eólicas examinadas têm fatores de capacidade mais altos do que os da fábrica de Afşin-Elbistão B, enquanto os seis principais parques eólicos têm taxas mais altas que Çayırhan. A existência de turbinas eólicas com fatores de maior capacidade do que as usinas de carvão indica que algumas usinas domésticas de carvão fornecem eletricidade à grade bem abaixo de suas capacidades, destacando seus baixos efeitos de base de base.

Old domestic coal plants’ capacity factors are far from baseload supply

The average capacity factor of coal power plants over the last five years varied between 16% and 77%. The capacity factor of domestic coal plants was 49% in 2023, with an average of 48% over the last five years.

In the lignite-fired power plants owned by EÜAŞ (such as Afşin-Elbistan B, Çayırhan, 18 March Çan), this rate was 28% in 2023 and 29% between 2018 and 2023. These rates show that EÜAŞ power plants ran well below their capacity and lagged behind the average of Türkiye. In lignite plants operated by private companies, the five-year average rate was 49%, while this was calculated as 58% in 2023 only.

According to the total electricity generation for the last five years, the Afşin-Elbistan B power plant had the lowest capacity utilisation rate at 16%. Whereas the average capacity utilisation rate of domestic coal power plants under 10 years old was calculated to be 68%. For plants aged between 10-29, 30-39, and 40 years and above, the average capacity utilisation rates were 45%, 55%, and 47%, respectively. In other words, plants older than 10 years are operating at only about half of their capacity on average. This indicates that these plants have operated well below their installed capacity, making it difficult to count them as baseload power plants.

It is seen that all of the top ten power plants with the lowest capacity factor use domestic coal. On the other hand, for imported coal power plants, the capacity factor was 75% in 2023, with an average of 71% over the past five years. The average capacity factor for imported coal plants over the last five years ranges between 56% and 90%. In the last five years, the average capacity utilisation rate of imported coal power plants under 10 years old was 86%, while for plants 10 years and older, this rate was calculated to be 68%.

Some wind power plants have higher capacity factors than coal power plants

When evaluating the capacity factor of wind turbines, it is observed that especially wind power plants commissioned in the last five years have capacity factors equivalent to or even higher than domestic coal power plants. In other words, some wind power plants in Türkiye have higher capacity factors than some coal power plants.

The five-year average capacity factor of each wind power plant – with an installed capacity of 30 MW and above, corresponding to a total of 9.8 GW capacity – varies between 19% and 49%. It has been calculated that approximately one-fifth of these wind turbines operate with a capacity factor exceeding 40%.

Among these plants, the Yeniköy Wind Plant in Çanakkale has achieved the highest capacity factor at 49%, surpassing Afşin-Elbistan B and Çayırhan coal power plants. Similarly, 96% of the examined wind turbines have higher capacity factors than those at the Afşin-Elbistan B Plant, while the top six wind farms have rates higher than Çayırhan. The existence of wind turbines with higher capacity factors than coal plants indicates that some domestic coal plants provide electricity to the grid well below their capacities, highlighting their low baseload effects.

Somente metade da capacidade instalada em usinas de carvão doméstico antigas pode ser utilizada

Disponibilidade, outro indicador de desempenho importante de usinas de energia, refere -se à prontidão e capacidade de gerar eletricidade quando exigido pela grade. A capacidade de disponibilidade revela a capacidade pronta para geração, mesmo que a usina não produza (consulte: Metodologia). As usinas de carga base precisam ter alta capacidade disponível para atender de forma consistente e confiável à demanda de eletricidade. 

No último período de cinco anos, a taxa média de disponibilidade das usinas de carvão foi calculada como 62%, enquanto essa taxa foi calculada como 52% para carvão doméstico e 74% para usinas de carvão importadas. Em outras palavras, a disponibilidade média de usinas domésticas com uma capacidade instalada de 10,4 GW foi de apenas 5,4 GW. A baixa taxa de disponibilidade nas usinas domésticas de energia de carvão revela a capacidade que se pensa estar em operação, mas não pode ser utilizada. Como resultado, essas plantas são incapazes de funcionar efetivamente como usinas de carga de base. Por outro lado, uma vez que um quarto da capacidade instalada de usinas de carvão importado também permanece indisponível, a capacidade total instalada de carvão de 22 GW na verdade tem uma capacidade eficaz de geração de eletricidade de 13 GW. As taxas médias de disponibilidade para usinas são as seguintes: 76% para menores de 10 anos, 45% para aqueles entre 10 e 29 anos, 54% para aqueles entre 30 e 39 anos e 47% para os 40 anos ou mais. Por outro lado, apenas três usinas domésticas a carvão podem manter 75% de sua capacidade de produção de eletricidade, em média. Essas três plantas constituem apenas um décimo da capacidade instalada de carvão doméstico total. Em usinas de carvão importadas, a taxa de disponibilidade é de 75% para menores de 10 anos e 72% para esses 10 anos ou mais. As usinas de base de base são definidas como instalações que fornecem uma parte da demanda de eletricidade ininterrupta e com alta confiabilidade. Portanto, espera-se que essas plantas tenham uma frequência muito baixa de falhas. Em outras palavras, mais de 21 TWH de eletricidade anualmente não é entregue à rede nacional devido a falhas. Esse valor de perda é equivalente à produção total das sete usinas domésticas de energia de carvão com a maior taxa de utilização de capacidade em 2023.

The significantly lower available capacity rates of domestic coal power plants older than ten years (48%) compared to imported plants (74%) unreliability and limited production capacity. As a result, these plants are unable to function effectively as baseload power plants. On the other hand, since a quarter of the installed capacity of imported coal plants also remains unavailable, the total coal installed capacity of 22 GW actually has an effective electricity generation capacity of 13 GW.

When considering individual coal power plants over the past five years, the power plant with the lowest available capacity rate was Afşin-Elbistan B Power Plant at 17%. The average availability rates for power plants are as follows: 76% for those under 10 years old, 45% for those between 10 and 29 years old, 54% for those between 30 and 39 years old, and 47% for those 40 years and older. On the other hand, only three domestic coal-fired power plants can maintain 75% of their electricity production capacity on average. These three plants constitute only one-tenth of the total domestic coal installed capacity. In imported coal power plants, the availability rate is 75% for those under 10 years old and 72% for those 10 years and older.

Generation losses due to failures exceed one-fifth of total production

In addition to the capacity factor and availability, another factor that indicates the baseload electricity generation performance of a power plant is the generation losses due to malfunctions. Baseload power plants are defined as facilities that provide a portion of electricity demand uninterrupted and with high reliability. Therefore, these plants are expected to have a very low frequency of failures.

The average production losses due to failures over the past three years in coal power plants exceed one-fifth of the total generation. In other words, over 21 TWh of electricity annually is not delivered to the national grid due to failures. This loss amount is equivalent to the total production of the seven domestic coal power plants with the highest capacity utilisation rate in 2023.

em usinas de carvão doméstico, as perdas de produção devido a mau funcionamento equivalem a 35% da produção real, em comparação com 11% em plantas de carvão importadas. Em outras palavras, mais de todas as unidades de produção de eletricidade em produtos elétricos, em comparação com a produção, em comparação com 11% de fábricas de carvão. Para usinas domésticas com menos de 10 anos, essa taxa é de 7%, enquanto para aquelas nos intervalos etários de 10 a 29 anos e 30-39 anos, as taxas são de 37%e 41%, respectivamente. Para plantas com 40 anos ou mais, as perdas de produção devido a falhas excedem metade da produção real. Por outro lado, essa taxa é uma média de 5,5% para usinas de carvão importadas com menos de 10 anos e 12% para usinas de carvão importadas com 10 anos ou mais. Essa situação pode ser atribuída a vários fatores: a idade mais antiga das plantas domésticas a carvão em comparação com as plantas importadas, desafios ao atender consistentemente às propriedades químicas desejadas do carvão doméstico, o menor valor calorífico do carvão doméstico e operando em capacidades que não se alinham com suas especificações médias. Por último, é considerado que é considerado a divisão da divisão da divisão de 15 anos. tempo de inatividade por terawatt-hora (TWH) de eletricidade gerada. Este tempo de inatividade é cinco vezes mais que o tempo de inatividade média de usinas de carvão importadas. Todas as dez principais usinas de energia com as maiores taxas de falha por unidade de produção de eletricidade são usinas domésticas de carvão.

As expected, as the age of the power plants increases, the loss rate relative to generation rises. For plants 40 years and older, production losses due to failures exceed half of the actual production. In contrast, this rate is an average of 5.5% for imported coal plants under 10 years old and 12% for imported coal plants 10 years and older.

Furthermore, it is noteworthy that nine out of the ten power plants experiencing the highest production losses due to malfunctions relative to their production are domestic coal plants. This situation can be attributed to several factors: the older age of domestic coal-fired plants compared to imported plants, challenges in consistently meeting the desired chemical properties of domestic coal, the lower calorific value of domestic coal, and operating at capacities that may not align with their design specifications.

When considering the duration of breakdowns over the last three years, it is observed that domestically coal-fired power plants average 1500 hours of downtime per terawatt-hour (TWh) of electricity generated. This downtime is five times longer than the average downtime of imported coal plants. All of the top ten power plants with the highest failure rates per unit of electricity production are domestic coal power plants.

Ao examinar as mensagens de falha relatadas à TEiAş (Corporação de Transmissão de Eletricidade Turca), observa-se que um terço das horas de falha relatadas em 2023 foram atribuídas a usinas de linhita. Essas usinas, que constituem 12% do consumo total de eletricidade no mesmo ano, ocupando 33% das notificações de falhas, também indicam seu fraco desempenho como provedores de energia de carga de base. Quanto menor a variabilidade horária da geração, maior o efeito de base de base da usina. 

High variability in production in domestic coal power plants

Another criterion that determines whether the power plants have baseload generation or not is the continuity of generation at a constant value. The lower the hourly variability of generation, the higher the baseload effect of the power plant. 

Neste estudo, um coeficiente de variação foi usado para comparar a variabilidade de produção de usinas de energia com diferentes capacidades instaladas. O coeficiente de variação expressa a razão entre o desvio padrão e o valor médio em uma série de dados, apresentada como uma porcentagem. Esse método é usado para comparar e interpretar o nível de variabilidade nas séries de dados, simplesmente indicando até que ponto a produção horária dispersa e dispersa é do valor médio da produção. À medida que essa proporção diminui, a produção se torna mais consistente, implicando maior adequação às operações de carga de base devido ao seu alinhamento com a demanda de carga base. Ao examinar usinas domésticas a carvão em Türkiye, verificou-se que apenas quatro das usinas exibem variabilidade abaixo de 30%, com variabilidade variando de 22%a 70%. As usinas de linhita sob o gerenciamento da Eüaş têm uma taxa de variabilidade média de 56%, enquanto outras plantas de linhita gerenciadas pelo setor privado têm uma taxa de variabilidade de 39%. As usinas de carvão importadas com menos de 10 anos operam com a menor taxa de variabilidade de 27% entre as usinas de carvão. Essa situação interrompe particularmente a segurança do fornecimento de energia e aumenta os custos de operação da grade durante os períodos de demanda de eletricidade de pico. Para avaliar até que ponto as usinas a carvão em Türkiye atendem a essa expectativa, as quedas repentinas na geração foram analisadas a cada hora. Primeiro, foi calculada a média móvel de produção em um intervalo de tempo diário. Em seguida, cada produção horária foi comparada a essa média móvel para identificar horas em que a produção era de 5% ou menor que a média. Em outras palavras, esta planta experimenta uma queda repentina na produção por uma hora após cada duas horas de produção regular. A proporção de horas com quedas repentinas e o horário total de operação em média em torno de 15%, com valores variando de 7%a 29%. Apenas um décimo das plantas experimenta menos de uma hora de queda repentina por cada dez horas de operação. As taxas de queda nas usinas domésticas de energia de carvão foram calculadas como 13% para menores de 10 anos, 15% para aqueles com idades entre 10 e 29 anos, 16% para pessoas de 30 a 39 anos e 18% para pessoas com mais de 40 anos. Existe uma correlação clara entre as taxas repentinas de declínio e a idade das plantas. Além disso, o desempenho médio das plantas eüaş está significativamente abaixo da média de linhita turca, principalmente devido ao baixo valor calorífico do carvão na região de Afşin-Elbistão. Por outro lado, o valor calorífico do carvão importado atende consistentemente acordos comerciais, permitindo que essas plantas experimentem menos quedas de produção e mantenham a produção contínua. A idade das plantas é considerada um papel significativo no desempenho de Baselo. Por outro lado, as perdas significativamente mais altas relacionadas a falhas nas usinas domésticas de carvão com mais de 10 anos em comparação com outras usinas de carvão indicam que essas usinas estão longe de fornecer fornecimento contínuo de eletricidade.

In internationally recognised studies, variability rates above 30% are considered relatively high. When examining domestic coal-fired power plants in Türkiye, it has been found that only four of the plants exhibit variability below 30%, with variability ranging from 22% to 70%. Lignite power plants under the management of EÜAŞ have an average variability rate of 56%, while other lignite plants managed by the private sector have a variability rate of 39%. Imported coal power plants under 10 years old operate with the lowest variability rate of 27% among coal power plants.

Highly variable electricity production is less predictable, complicating grid operations and making it difficult to maintain a balance between electricity demand and supply. This situation particularly disrupts energy supply security and increases grid operation costs during peak electricity demand periods.

Additionally, continuous and consistent production from baseload power plants enhances system reliability and ensures stability in electricity supply. To assess the extent to which coal-fired power plants in Türkiye meet this expectation, sudden drops in generation were analysed on an hourly basis. First, the moving average of production over a daily time interval was calculated. Then, each hourly production was compared to this moving average to identify hours where production was 5% or lower than the average.

When examining production drops at power plants, the highest proportional drop, occurring in 29% of total operating hours, is observed at Afşin-Elbistan B Power Plant. In other words, this plant experiences a sudden drop in production for one hour after every two hours of regular production. The ratio of hours with sudden drops to total operating hours averages around 15%, with values ranging from 7% to 29%. Only one-tenth of the plants experience less than one hour of sudden drop for every ten hours of operation. The drop rates in domestic coal power plants were calculated as 13% for those under 10 years old, 15% for those aged 10-29 years, 16% for those aged 30-39 years, and 18% for those over 40 years old. There is a clear correlation between the sudden decline rates and the age of the plants.

Overall performance evaluation

Considering all indicators affecting baseload performance together, it is evident that the power plants with the lowest baseload effect are especially the older domestic coal plants. Additionally, the average performance of EÜAŞ plants is significantly below the Turkish lignite average, particularly due to the low calorific value of the coal in the Afşin-Elbistan region. In contrast, the calorific value of coal imported consistently meets commercial agreements, enabling these plants to experience fewer production drops and maintain continuous production.

It has been observed that power plants which are 10 years old or older, frequently experience malfunctions, have low availability rates, operate at low capacities throughout the year, and consequently have a low baseload effect. The age of the plants is considered to play a significant role in their baseload performance. On the other hand, the significantly higher failure-related losses in domestic coal power plants over 10 years old compared to other coal plants indicate that these plants are far from providing continuous electricity supply.

Como resultado das investigações, foi observado que as usinas de energia a carvão, especialmente a carvão doméstico, estão longe de serem adequadas para o suprimento de carga base. Essas usinas também possuem o Fatores de emissão mais altos em Türkiye devido ao uso de carvão de baixo valor calorífico e opera com baixa eficiência na geração de eletricidade. Quanto às usinas de carvão importadas, elas produzem altos níveis de emissão devido às suas altas capacidades de geração de eletricidade e também representam um pagamento anual para carvão importado de 3,7 bilhões USD. Em resumo, essas usinas aumentam a dependência de fontes de energia importadas para geração de eletricidade e impedem os esforços de Türkiye para reduzir as emissões. Portanto, é recomendável substituir essas usinas de carvão ineficientes, caras e ambientalmente danificando o meio -termo por novas fontes de energia renovável. Carvão. previstas que as emissões totais, que foram

Türkiye has ratified the Paris Climate Agreement and set a net zero target for 2053, yet it lacks a strategy for phasing out coal.

Türkiye’s emission reduction target actually foresaw an increase in emissions

Türkiye, by ratifying the Paris Agreement in 2021, declared that it would reduce carbon emissions by 41% by 2030 compared to the baseline scenario created in 2012. The baseline scenario forecasts that total emissions, which were 558 mt em 2022, mais que dobrarão para atingir 1.175 mt em 2030. Em resumo, a meta de emissão de 695 mt para 2030 é aproximadamente 25% superior a 1195 mt em 2030 anos. A década passada foi de 2,1% ao ano. Se essa tendência continuar, espera -se que as emissões totais atinjam 660 MT até 2030. Considerando a taxa de crescimento atual, torna -se evidente que a meta de emissão de Türkiye pretende manter essa taxa em vez de obter redução, que está longe de ser um alvo ambicioso. Após a ratificação do Acordo de Paris, Türkiye definiu A

Türkiye’s emission growth rate over the past decade has been 2.1% annually. If this trend continues, total emissions are expected to reach 660 Mt by 2030. Considering the current growth rate, it becomes evident that Türkiye’s emission target essentially aims to maintain this rate rather than achieve reduction, which is far from an ambitious target. Following the ratification of the Paris Agreement, Türkiye has set a Target de emissão zero líquido para 2053. Nesse quadro, as emissões de Türkiye são Pico em 2038 | 2053., followed by a 15-year period to achieve the net zero target by 2053.

Um dos maiores desafios que Türkiye enfrenta ao atingir sua meta de 2053 é a geração de eletricidade à base de carvão, que representa um quinto das emissões totais do país. A participação das emissões da produção de eletricidade à base de carvão aumentou de 14% em 2012 para quase 20% até 2022. A principal razão para esse aumento é a presença crescente de usinas de carvão importadas no portfólio de energia de Türkiye. Roadmap

To achieve net zero targets globally, coal should be phased out by 2040

According to the Net Zero Roadmap Preparado pela Agência Internacional de Energia (IEA), o setor de geração de eletricidade visa reduzir as emissões de carbono em 35% em 2030 e 65% em 2035 em comparação com 2022 níveis, com a meta de que os países de 850 anos. Espera-se que os países da OCDE

According to the same roadmap, OECD countries are expected to Fase de carvão até 2030, enquanto outros países devem fazê-lo até 2040. demanda

IEA suggests that 2026 could be the peak year for global coal demand para geração de eletricidade, mas não se pode dizer que Türkiye atingirá seu ponto de consumo mais alto naquele ano com base nas estratégias atuais. Apesar do aumento da capacidade da usina de carvão mencionada no UEP, a contribuição determinada nacionalmente de Türkiye sob o Acordo de Paris também afirma que as emissões totais de Türkiye irão pico em 2038 | Plano, as usinas a carvão contribuirão para a geração de eletricidade até que suas vidas técnicas expirem. Considerando as durações atuais da licença dessas plantas e assumindo que elas serão desativadas no final das datas de sua licença, a capacidade de geração de eletricidade instalada baseada no carvão deve cair abaixo de 1 GW apenas por ano 2065. || A projeção de 2,5 GW adicionais de instalações de usina de carvão até 2035 no UEP, juntamente com a ausência de um plano para eliminar o carvão, contradiz os objetivos climáticos de Türkiye. and decline thereafter.

There is a coal power plant whose licence extends until 2069

According to the National Energy Plan, coal-fired power plants will contribute to electricity generation until their technical lifespans expire. Considering the current licence durations of these plants and assuming they will be decommissioned at the end of their licence’s dates, the installed electricity generation capacity based on coal is projected to fall below 1 GW only by the year 2065.

In Türkiye, emissions from coal power plants appear to be deviating from the emission reduction targets set by the IEA, considering the UEP and licence durations. The projection of an additional 2.5 GW of coal power plant installations by 2035 in the UEP, coupled with the absence of a plan for phasing out coal, contradicts Türkiye’s climate goals.

A geração de eletricidade de fontes renováveis ​​é mais barata que do carvão

De acordo com a AIE, 96% das instalações eólicas solares e onshore encomendadas em 2023 são mais baratas que a construção de novas usinas de carvão e gás natural. Além disso, três quartos dessas instalações podem gerar eletricidade mais econômico do que as usinas de combustível fóssil existentes. Além disso, a geração de eletricidade com base em combustíveis fósseis é vulnerável a crises de energia global e pode impactar negativamente as economias de países dependentes de energia como Türkiye devido a instabilidades repentinas de preços. Türkiye precisa priorizar o apoio a essa transformação, principalmente investindo em infraestrutura de rede elétrica e permitindo que a energia solar e eólica obtenha ações significativas na produção total de eletricidade. Posteriormente, reduzir e finalmente encerrar o apoio, como mecanismos de capacidade dados a usinas domésticas de energia de carvão com baixo impacto de carga de base e falhas frequentes, serão um marco crucial. Redirecionar o apoio para usinas de energia renovável em vez dessas usinas de carvão, que exigem apoio financeiro constante para permanecer operacional, significará fornecer eletricidade limpa à rede a custos mais baixos por muitos anos. Essa abordagem não apenas ajudaria a reduzir a maior questão econômica de Türkiye, o déficit nacional, mas também fornecer eletricidade mais barata aos cidadãos e empresas, contribuindo para as reduções nacionais de emissões. (CBAM) A partir de 2026, impondo impostos sobre o carbono a certos bens. Com este regulamento, a UE visa proteger o ambiente competitivo de seus próprios produtores e promover esforços mais amplos na mitigação global das mudanças climáticas. Considerando que um quinto de todas as emissões de carbono se origina da geração de eletricidade à base de carvão, a transição do carvão para fontes limpas não apenas ajudará a Türkiye a mitigar potenciais custos de CBAM, mas também apoiará o crescimento verde. Sob o sistema de comércio de emissões, as cotas de emissão para usinas de carvão devem ser definidas com base no “Poluidor paga Princípio”, e não deve ser concedida subsídios gratuitos ilimitados. O fornecimento de subsídios ilimitados e gratuitos criaria um privilégio injusto não estendido a outras empresas comerciais cobertas, contradizendo o poluidor paga o princípio, apoiando financeiramente as fontes de energia fóssil poluidora.

The replacement of old and expensive fossil fuel power plants with cost-effective clean technologies is inevitable. Türkiye needs to prioritise supporting this transformation, primarily by investing in electricity grid infrastructure and enabling solar and wind energy to achieve significant shares in total electricity production. Subsequently, reducing and ultimately ending support such as capacity mechanisms given to domestic coal power plants with low baseload impact and frequent breakdowns will be a crucial milestone.

Türkiye’s support for these power plants, which have very low availability rates and frequently malfunction due to supply security concerns, ensures their continued operation. Redirecting support towards renewable energy plants instead of these coal plants, which require constant financial backing to stay operational, will mean delivering clean electricity to the grid at lower costs for many years. This approach would not only help reduce Türkiye’s largest economic issue, the national deficit but also provide cheaper electricity to citizens and businesses while contributing to national emission reductions.

Emissions trading can accelerate clean transformation

The European Union, which accounts for 40% of Türkiye’s total exports, will start implementing a Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) from 2026 onwards, imposing carbon taxes on certain goods. With this regulation, the EU aims to safeguard the competitive environment for its own producers and promote broader efforts in global climate change mitigation.

According to calculations by the Directorate of Climate Change, Türkiye could face an annual cost of 2.5 billion Euros if no action is taken against climate change. Considering that one-fifth of all carbon emissions originate from coal-based electricity generation, transitioning away from coal to clean sources will not only help Türkiye mitigate potential CBAM costs but also support green growth.

Furthermore, Türkiye aims to establish an emissions trading system by preparing the Climate Law and financially protecting industries exporting to the EU. Under the emission trading system, emission quotas for coal power plants must be set based on the “polluter pays principle”, and unlimited free allowances should not be granted. Providing unlimited and free allowances would create an unfair privilege not extended to other covered commercial enterprises, contradicting the polluter pays principle by financially supporting polluting fossil energy sources.

Se as usinas de carvão permanecerem em operação, a grade de eletricidade de Türkiye manterá um fator de alta emissão de carbono. Esse alto fator de emissão imporá custos adicionais a cada empresa sujeita a relatórios sob CBAM e ao uso da eletricidade em sua produção, afetando negativamente suas condições competitivas. Estima -se que o preço local do carbono, fixado em 50 euros por tonelada, contribuirá com um aumento de 1 ponto percentual para o produto interno bruto de Türkiye e gerará recursos que valem a pena 1,5 bilhão de euros.

Allocating a portion of the revenue gathered from carbon markets to support solar and wind energy will benefit Türkiye in achieving its climate goals and ensuring energy security. Investment in renewable energies will generate clean electricity for many years without requiring additional support, remain independent of fuel prices, contribute to tackling climate change, and be unaffected by carbon prices.

It is time to accelerate the transition towards clean energy for Türkiye

Coal power plants, in particular those burning domestic coal, generate electricity with low efficiency, low availability rate, and low capacity factors. Moreover, these plants frequently experience production drops and losses due to failures, diminishing their reliability. This situation not only jeopardises energy security but also leads to economic losses.

É evidente que as fontes de energia renovável, especialmente a energia solar e eólica, são mais econômicas e ecológicas em comparação com o carvão. Portanto, para atingir as metas climáticas de Türkiye sem demora, é imperativo priorizar a eliminação do carvão, concentrando-se em plantas com o menor desempenho de base de base. Essa estratégia representará uma etapa significativa a longo prazo para melhorar a segurança energética e abordar as mudanças climáticas. Foram utilizados “/Produção/Geração em Tempo Real” e para geração não licenciada “/Produção/Renowable-Unliced-Generation-Amonting” Epiaş Transparency API Services. As taxas de utilização da capacidade das usinas foram calculadas usando sua quantidade de injeção

In conclusion, defining a coal phase-out strategy and integrating it into energy policies are essential for Türkiye to reach its climate and energy goals while fostering a more competitive energy market economically. This strategy will represent a significant step in the long term towards improving energy security and addressing climate change.

Supporting Materials

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Methodology

For Türkiye’s licensed electricity generation data “/production/real-time-generation” and for unlicensed generation “/production/renewable-unlicenced-generation-amount” EPİAŞ Transparency API web services were used. Capacity utilization rates of power plants were calculated using their Injection Quantity (UEVM) e capacidades instaladas a partir do banco de dados ||! durante esses períodos. Além disso, os dados para o ano de 2020 foram excluídos para cinco plantas (Afşin-Elbistan A, Seyitömer, Tunçbilek, Kangal e Çatalağzı) que foram completamente fechadas e soma, que foi parcialmente fechado, devido a não atender || 1337 EPDK License Database (MWe).

During analysis, years where some plants had zero or very low capacity factors were excluded assuming these plants were not operational during those periods. Additionally, data for the year 2020 was excluded for five plants (Afşin-Elbistan A, Seyitömer, Tunçbilek, Kangal, and Çatalağzı) which were completely shut down and Soma, which was partially closed, due to not meeting air pollution limit values set by the Ministry of Environment, Urbanization and Climate Change. Similarly, production values for plants affected by events such as the earthquake in February 2023, like Afşin-Elbistan A in Kahramanmaraş, were also not considered.

Availability rates were calculated based on hourly data reported to TEİAŞ by power plants regarding their Available Installed Capacity (AIC). This data was obtained using the EPİAŞ Transparency Platform API web service “/production/aic”. Production losses due to malfunctions and their durations were captured using the EPİAŞ Transparency Platform API web service “/v1/markets/data/market-message-system” for the period 2020-2023, on a plant-by-plant basis. Production losses were calculated by multiplying the difference between the plant’s installed capacity and its capacity during the malfunction by the duration of the malfunction notification.

National greenhouse gas statistics were derived from the Turkish Statistical Institute’s (TÜİK) Greenhouse Gas Emission Statistics. Emissions from coal-fired power plants were based on EMBER calculations. The global heating value of coal was compiled from the United Nations Statistics Division’s  2024 Anuário de Estatísticas de Energia. As taxas de eficiência das usinas de carvão nos países da UE foram calculadas usando Estatísticas de eletricidade e calor da Eurostat. A quantidade de carvão necessária para gerar 1 mWh de eletricidade foi calculada usando valores de aquecimento do banco de dados das Nações Unidas e dados de eficiência do Eurostat. Gostaríamos de agradecer a Reynaldo Dizon por sua contribuição para a visualização de dados. Conteúdo

Acknowledgements

Thank you

We would like to thank Ufuk Alparslan, and Sarah Brown for their contribution to the content, and Eva Mbengue for reviewing the English translation and for her valuable feedback. Also, we would like to thank Reynaldo Dizon for his contribution to data visualisation.

Photo credit

Ilkay dede / Alamy Stock Photo

Links

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