“Türkiye’de kullanılan elektriğin yüzde 50’den fazlası yenilenebilir kaynaklardan sağlanabilir”

24 Mayıs 2019 Dergi: Mayıs-Haziran 2019

SHURA Enerji Dönüşüm Merkezi, “Türkiye’de Kullanılan Elektriğin %50’den Fazlası Yenilenebilir Kaynaklardan Sağlanabilir: Sistem Esnekliğini Artırmak için Gereken Seçeneklerin Maliyet ve Faydaları” adlı raporunu yayınladı.

2018 sonu itibarıyla Türkiye’de kurulu bulunan, toplamda 5 gigavattan (GW) fazla fotovoltaik (PV) ve yaklaşık 7 GW kara üstü (onshore) rüzgâr enerjisi kapasitesi ülkenin toplam kurulu elektrik üretim kapasitesinin yaklaşık %14’ünü oluşturmaktadır. Güneş ve kara üstü rüzgâr türbinlerinin toplam elektrik üretimi 2018 yılında Türkiye’nin toplam yıllık elektrik talebinin %10’undan biraz azını karşılamıştır.

SHURA’nın Mayıs 2018’de yayımlamış olduğu şebeke entegrasyon çalışmasına göre, yüksek gerilim iletim şebekelerinin (154 kilovolt (kV) ve üzeri) 2026’ya kadar, iletim sistemi işletmecisinin (Türkiye Elektrik İletim A.Ş., TEİAŞ) planladığı yatırımların ötesine geçen yatırımlara gerek duyulmaksızın ve işletimle ilgili güçlükler yaşanmaksızın toplam 40 GW’lık rüzgâr ve güneş enerjisini entegre edebileceğini göstermiştir (Godron vd., 2018). Söz konusu senaryoda 2026 yılı itibarıyla Türkiye’nin toplam yıllık elektrik talebinin %20’sinden fazlasının, mevcut planın iki katı kadarının (İki Kat Senaryosu) rüzgâr ve güneşten karşılanabileceği belirtilmektedir.
Yine SHURA’nın bu çalışmasında, planlanan rüzgâr ve güneş enerjisi kapasitesinin 2026’ya kadar üç katına, yani 60 GW’a çıkarılmasının da mümkün olduğu, ancak bu büyüklükteki bir kapasitenin entegre edilmesinin, örneğin daha esnek kömür santralleri, talep tarafı katılımı ya da enerji depolama gibi seçeneklerin devreye sokulmasıyla daha esnek bir enerji sistemi gerektireceği belirtilmektedir. Ayrıca yeni rüzgâr ve güneş enerjisi santrallerinin daha kolay entegre edilebilecekleri alanlara yönlendirilmesi de gerekecektir. Bu özellikle elektrik talebinin yüksek ve şebeke kapasitesinin güçlü olduğu yerler için geçerlidir (sistem odaklı yaklaşım). Sistemin esnekliği artırılmaksızın yük alma ve yük atma (YAL/YAT) talimatı hacimlerinin Baz Senaryo’ya göre yaklaşık iki katına çıkartılması ve toplam yenilenebilir enerjinin bir kısmında kesinti yapılması gerekecek, bu da sistem maliyetlerini artıracaktır.

Esneklik seçenekleri farklı seviyelerde faydaları beraberinde getirecektir. Bu faydalar hesap edilmiş ve Türkiye’nin enerji sistemi SHURA’nın EPRA Enerji tarafından geliştirilen enerji sistemi aracıyla modellenmiştir. Bu model Türkiye enerji piyasası ve iletim şebekesini 2026 yılına kadar enerji santralleri (arz), elektrik talebi ve 154 kV ve 400 kV şebekelerin hatları ile trafo merkezleri düzeyine varıncaya kadar saatlik olarak simüle edebilme kapasitesine sahiptir. Eldeki en cazip seçenek olması itibarıyla, rüzgâr ve güneş enerjisi kapasitesine sistem odaklı yaklaşım sisteme önemli faydalar getirmektedir. Bunlara 2026’ya kadar yapılacak ek şebeke yatırımlarından %20 tasarruf sağlanması (yıllık 100 milyon Euro’ya karşılık gelmektedir), YAL/YAT talimat hacimlerinin elektrik üretiminin %7,8’inden %6,6’sına düşürülmesi ve toplam yenilenebilir enerji kesintisinin toplam üretimin %2,8’inden %0,8’ine indirilmesi de dahildir. Sistem esnekliğinin çeşitli seçeneklerinden oluşan bir portföy aracılığıyla artırılması ise kesinti düzeyini %0,6’ya, YAL/YAT talimatı düzeylerini de %3,1’e düşürebilir.

SHURA bu kapasite hedefi ne ulaşılmasını sağlayacak bir yol göstermek amacıyla bir dizi rapor hazırlamıştır. Bu dizideki ilk rapor olan “Rüzgâr ve Güneş Enerjisi Yatırımlarının Sistem Odaklı Yerleştirilmesi” (Saygın vd., 2018) başlıklı çalışma Ekim 2018’de yayımlanmıştır. “Enerji Dönüşümünü Destekleyen Düzenleyici Çerçevenin Güçlendirilmesi için YEKA İhalelerini Daha Etkin Kılan Fırsatlar” başlığını taşıyan ikinci rapor, gelecekte yenilenebilir enerji ihalelerine dayanan bir düzenleyiciçerçeve oluşturulmasına yönelik bir perspektif sunmaktadır (Sarı vd., 2019). Bu üçüncü ve son raporsa, SHURA’nın yukarıda bahsedilen şebeke entegrasyon çalışmasının sistemin esnekliğinin artırılmasının fayda ve maliyetlerine ilişkin değerlendirmelere dayanarak şu seçenekleri ele almaktadır: (i) 600 megavat’lık (MW) dağıtık batarya depolama (elektrokimyasal ve elektromekanik tipte toplam 11 batarya depolama teknolojisi incelenmiştir), (ii) 1,4 GW’lık pompaj depolamalı hidroelektrik sistemler, (iii) herhangi bir zamanda yükü %5 oranında kaydırabilen talep tarafı katılım mekanizmaları ve (iv) eski kömür santrallerinin minimum üretim seviyesini %25-%40 düzeyine çekerek ve yük alma-atma hızlarını (ramp rate) dakika başına maksimum üretimin %1,5-%4’üne çıkartarak esnekliğini artırmak amacıyla Ekonomik İşbirliği ve Kalkınma Örgütü (Organisation for Economic Cooperation and Development, OECD) üyesi ülkelerde geçerli olan standart düzeylere çıkarılacak şekilde iyileştirilmesi (retrofi t).

SHURA’nın esneklik seçeneklerinin maliyet ve faydalarının tahmin edilmesine yönelik kapsamlı enerji sistemi yaklaşımı
Maliyet ve faydaların tahmin edilmesinde SHURA’nın şebeke entegrasyon çalışmasında varsayılan kapasite bileşimine dayalı enerji sistemi aracı kullanılmıştır. Esneklik seçeneklerinin değerlendirilmesinde bütünüyle her bir seçeneğin Üç Kat Senaryosundaki üretim bileşiminin kısa dönem marjinal maliyetinin (ya da sistemin seviyelendirilmiş enerji maliyetinin, LCOE) ağırlıklı ortalaması üzerindeki etkisine odaklanılmıştır. Türkiye ekonomisinin daha az fosil yakıt ithalatına dayanan daha avantajlı bir ticaret dengesi, yeni istihdam olanakları ve iktisadi faaliyetlerin çeşitlendirilmesi gibi, daha yüksek bir yenilenebilir enerji payına sahip daha esnek bir enerji sisteminden ek faydalar elde edebileceği açıktır. Bununla birlikte bu tür makroekonomik faydalar bu çalışmada yapılan analizin kapsamı dışında bırakılmıştır.
Üç Kat Senaryosu’ndaki üretim bileşiminin sistem LCOE’sinin 2026 için 37,85 Euro/megavat saat (MWh) olarak hesaplanmıştır. 2016 rakamıysa 43,36 Euro/ MWh’tir. Yaklaşık 5 Euro/MWh’lik düşüş, 2016-2026 döneminde sıfır marjinal maliyetli rüzgâr, güneş ve hidroelektrik kaynaklı yenilenebilir enerji payının toplam talebin %25’i civarından %45’ine çıkmasından kaynaklanmaktadır. Her bir esneklik seçeneğinin sisteme getireceği, 2026’daki sistem LCOE’sine kıyasla tahmin edilen ekonomik fayda ve maliyet farklıdır. Başlangıç olarak rüzgâr ve güneş enerjisi kapasitesinin konumlandırılmasına ilişkin stratejinin sistem odaklı yaklaşıma dayandırıldığı kabul edilmiştir. Ardından her bir esneklik teknolojisi bu stratejiye ek birer adım olarak devreye sokulmuştur.

Maliyetleri çok fazla yükseltmeksizin sistem esnekliğini artırmaya yönelik farklı seçenekler bulunmaktadır
Her bir esneklik seçeneğinin devreye sokulması, gereken YAL/YAT talimatı hacmini, seçeneğe bağlı olarak 2026 itibarıyla yılda 2 teravat saat (TWh) ile 10 TWh arasında azaltmıştır. Bu miktar, kapasitenin sisteme uyumlu bir şekilde tahsis edileceğini varsayan ancak herhangi bir esneklik seçeneğini hesaba katmayan Üç Kat Senaryosu’nda öngörülen 60 GW rüzgâr ve güneş enerjisi kapasitesinin entegre edilmesi için gereken toplam YAL/YAT talimatı hacminin %8-%35’ine eşdeğerdir. Rüzgâr ve güneş enerjisinin entegre edilmesinin maliyeti, yenilenebilir enerji penetrasyon düzeylerinin bir fonksiyonu olarak artan profi l, şebeke ve dengeleme maliyetleri olmak üzere çeşitli bileşenleri kapsamaktadır. Bu maliyetlerin toplamı güneş ve rüzgâr enerjisinin şebeke entegrasyon maliyetlerini temsil etmektedir. Her ne kadar dengeleme maliyetleri bu çalışmanın kapsamı dışında bırakılmışsa da bu maliyetlerin payı genellikle profi l ve şebeke maliyetlerinin çok altındadır. Sistemin esnekliğini artırarak güneş ve rüzgâr enerjisi entegrasyon maliyetlerini düşürmek mümkündür. Bu çalışmada sunulan analiz esas olarak bu tür esneklik seçeneklerinin maliyet ve faydaları üzerinde durmaktadır. Seçilen esneklik seçenekleri portföyünün toplam ek maliyeti MWh başına 1,7 Euro ile 3,4 Euro gibi yüksek bir düzey, yani 2026 sistem LCOE’sinin %4,5’i ile %8,9’u arasında değişmektedir. Maliyetlere kıyasla, her bir seçeneğin kendi faydasının üst üste eklenerek bir toplam değere varılması mümkün değildir. Eğer bu mümkün olsaydı elde edilecek toplam fayda, MWh başına 1,3 Euro ile 1,5 Euro, yani sistem LCOE’sinin %3,5’i ile %4,0’ü arasında değişirdi. Fakat bu değer gerçekte elde edilecek farklı seçeneklerin bileşik faydasından daha fazla olduğu düşüncesiyle değerlendirilmelidir. Burada sunulan esneklik seçeneklerinin maliyet ve faydaları şu nedenlerden dolayı ±%20 gibi bir belirsizlik aralığı içerisinde değerlendirilmesi tavsiye edilmektedir: Umut vaat eden gelişmelere rağmen batarya depolama maliyetlerinin gelecekte ne şekilde seyredeceği, söz konusu maliyetler toplam küresel kapasitenin nasıl gelişeceğine ve malzeme teknoloji ve maliyetlerindeki muhtemel gelişmeler sebebiyle bir hayli belirsizdir. Bu çalışmada talep tarafı katılımı konusunda imalat sanayisinden, ekonominin hızlı dijitalleşmesinden ve yakın gelecekte akıllı binaların gelişmesinden kaynaklanacak sıfır maliyetli hazır bir potansiyel olduğu varsayılmıştır; pompaj depolamalı hidroelektrik sistemlerin maliyeti arazi ayrıntıları önceden biliniyor olsa bile, seçilen arazinin özelliklerine bağlıdır; iyileştirilecek santrallerin teknoloji tipi, esneklik düzeyi ve yaşı ile önerilen esneklik önlemlerinin ne düzeyde uygulanabileceği hakkında belirsizlikler vardır.

Her bir esneklik seçeneğinin fayda ve maliyetleri aşağıda tartışılmıştır:
• Eski kömür santrallerinin esnekliğini artırmak üzere iyileştirilmesi 0,71 Euro/ MWh ek maliyet gerektirmektedir; değerlendirilen bütün seçenekler arasında en büyük faydaya sahip bu seçeneğin faydasının 0,50 Euro/MWh düzeyinde olduğu göz önünde bulundurulursa bu, sistem LCOE’sinin %0,55 oranında bir net maliyet anlamına gelmektedir. Bu yüksek faydanın başlıca nedeni söz konusu santrallerin sistemdeki işletimsel değişikliklere daha hızlı yanıt vermesi ve sekonder kontrol rezerv kapasitelerinin artmış olmasıdır. Sekonder kontrol rezerv kapasitesinin artması kömür santrallerinin rezerv kapasiteye yönelik olarak doğal gaz santrallerinin yerini almasına, böylece rezerv kapasite maliyetlerini düşürmesine olanak sağlamaktadır.
• Talep tarafı katılımın 0,15 Euro/MWh olarak hesaplanan fayda ve sıfır ek yatırım maliyetiyle %0,4’lük net fayda getirmesi öngörülmektedir. Ancak diğer teknolojilere kıyasla talep tarafı katılım, 0,15 Euro/MWh olarak hesaplanan faydayla birlikte en düşük seviyeye sahip seçenektir. Talep tarafı katılımın kullanılmasının, Belçika, Fransa ve Güney Kore’deki örneklerde de gözlemlenen yüksek maliyeti, bu seçeneğin etkinleştirilmesinin yalnızca tüm esneklik seçenekleri devreye sokulduktan sonra YAL/YAT talimatlarının halen çözülememiş olması halinde başvurulacak bir son çare olduğunu ortaya koymaktadır. Ayrıca talep tarafı katılım miktarının her trafo merkezindeki yükün %5’iyle sınırlı kalacağı varsayılmıştır. Bu varsayım, saatlik yükün %5’i, önemli bir kapasiteyle sonuçlanacak olsa da talep tarafı katılımın etkinliğini fi ili olarak görece düşük bir düzeyde kalmasına neden olan yüksek maliyeti dolayısıyla, modelde bu seçeneğin uygulanma düzeyi nispeten düşüktür.
• Diğer yandan enerji depolama hem frekans kontrolü hem de enerji kaydırma amacıyla kullanılmıştır: Toplam 600 MW’lık batarya depolama kapasitesinin yarısının frekans kontrol rezervi olarak, diğer yarısınınsa enerji kaydırma amacıyla kullanılacağı varsayılmıştır. Bu iki planın yatırım ve yıllık işletim maliyetleri hesaplamalarda ayrı ayrı göz önünde bulundurulmuştur. Toplam 1,4 GW kapasiteye sahip dört eşit pompaj depolamalı hidroelektrik sistemin 100’er MW’ı Türkiye’de Kullanılan Elektriğin %50’den Fazlası Yenilenebilir Kaynaklardan Sağlanabilir: Sistem Esnekliğini Artırmak için Gereken Seçeneklerin Maliyet ve Faydaları 10 frekans kontrol rezervi olarak tahsis edilmiş, kalan 1 GW’lık kapasiteninse enerji kaydırma için kullanılacağı varsayılmıştır. Kullanılan teknolojiye bağlı olarak batarya depolama, sistem LCOE’sinin MWh başına 0,7 Euro ile 2,1 Euro arasında artırmaktadır. YAL/YAT talimatlarında, kesintide ve konvansiyonel santrallerin kapasite gereksinimlerindeki azalmadan kaynaklanan faydalarsa MWh başına 0,27 Euro ile 0,45 Euro arasındadır. Bu, eski kömür santrallerinin iyileştirilmesinin getireceği faydaların ardından en yüksek ikinci fayda düzeyidir. Pompaj depolamalı hidroelektrik sistemler özelinde yapılan hesaplama, 0,4 Euro/MWh düzeyindeki maliyetin faydaya eşit olması nedeniyle sıfır net maliyete işaret etmiştir.

Esneklik seçeneklerinin farklı gereksinimlerinin yanı sıra optimum maliyetli sistem esnekliğine ulaşılmasını mümkün kılan bir piyasa tasarımını da göz önünde bulunduran politika mekanizmaları
Türkiye’de batarya depolamanın rolü birkaç yıldır tartışılmaktadır. Ocak 2019 sonunda kamuoyunun görüşünün alınması amacıyla enerji depolama hakkında bir mevzuat taslağı yayımlanmıştır. Enerji şirketleri de batarya depolama teknolojilerine yatırım yapma ve bu teknolojilerin işletilmesine ilişkin iş modelleri geliştirilmesi konusundaki seçenekleri incelemektedir. Konu bu denli ilgi çekse de yatırımların hangi alanlara yönlendirileceğinin, hangi düzeyde depolama kapasitesi geliştirilmesi gerektiğinin, hangi amaçla hangi teknolojinin kullanılması gerektiğinin ve batarya depolamanın hangi koşullarda ekonomik açıdan daha anlamlı olduğunun daha iyi kavranmasına ihtiyaç vardır. Bu çalışmanın sonuçları toplam 600 MW’lık dağıtık batarya depolama kapasitesinin %30’luk rüzgâr ve güneş enerjisi payının sisteme entegre edilmesi için önemli bir esneklik kaynağı olacağını ortaya koymaktadır. Bununla birlikte söz konusu kapasite %20’lik bir rüzgâr ve güneş enerjisi payının entegre edilmesi için gerekli olmayabilir; zira TEİAŞ’ın mevcut şebeke planlaması bu düzeydeki bir rüzgâr ve güneş enerjisi entegrasyonu için zaten yeterli olacağı SHURA’nın şebeke entegrasyonu çalışmasında gösterilmiştir. Bu durum faydaların, güneş ve rüzgâr enerjisi payının doğrusal olmayan bir fonksiyonu olmasının bir sonucudur: Yenilenebilir enerji payı arttıkça bu seçeneklerden elde edilecek faydalar da esnekliğin olmadığı duruma kıyasla artmaktadır.

Bu çalışmanın bulgularına dayanarak aşağıdaki sonuçlara çıkarılmıştır:
• Talep tarafı katılım büyük yatırımlar yapılmasını gerektirmediğinden önemli bir esneklik seçeneğidir. Ancak bu seçeneğin devreye sokulmasının MWh başına maliyeti yüksektir; bu da talep tarafı katılımın modelde yalnızca diğer seçenekler tüketildikten sonra kullanılmasına neden olmaktadır. Daha da önemlisi tüketicilerin talep tarafı katılıma dahil olmalarını sağlamak için, imalat sanayi ve binalarda elektrik talebinin yönetimine, akıllı sayaçlar, sensörler, kontrol sistemleri gibi destekleyici altyapının kurulmasına, işletilmesine ve planlanmasına ihtiyaç vardır. Bu nedenle enerji sektörünün son tüketici sektörlerle entegre edilmesine yönelik bütüncül bir politika yaklaşımına gerek bulunmaktadır. Elektrik ark ocakları ve çimento öğütme faaliyetlerine bağlı yüksek elektriksel yük, bu tür işletmelerdeki yükün daha kolay kaydırılabilmesi ve kontrol edilebilmesi, talep tarafı katılım için bir başlangıç noktası teşkil edebilir.
• Pompaj depolamalı hidroelektrik kapasite, kurulu kapasitenin uzun bir işletme süresi olması nedeniyle ekonomik açıdan en cazip esneklik seçeneklerinden bir tanesidir. Rüzgâr ve güneş enerjisi payının zamanla artacağı varsayımına dayanan uzun dönemli bir bakış açısı göz önünde bulundurulursa pompaj depolamalı hidroelektrik sistemlerin kullanılması enerji sistemi açısından stratejik bir fayda sağlayacaktır. Bu uzun dönemli bakış açısı aynı zamanda uzun vadede yenilenebilir kaynakların şebekeye entegrasyonunun sağlanması için sistemin maliyet etkinliğinin artırılmasına da imkân tanıyacaktır.
• Batarya depolama sistemleri esneklik sağlayabilir, ancak çoğu teknolojinin yatırım maliyetleri halen sisteme sağlayabilecekleri faydaya kıyasla yüksektir. Dolayısıyla ihtiyaç duyulan depolama kapasitesi, ek sistem maliyetlerini minimize etmek ve ihtiyaç duyulan yerlerde en büyük faydayı sağlamak üzere büyük rüzgâr ve güneş enerjisi kapasitesiyle birlikte planlanmalıdır. Bu sistemlerin kullanıma sokulmasının bir yolu da daha küçük ölçekli sistemlerle başlanması, niş hizmetler sunulması ve diğer esneklik seçeneklerinin tamamlanmasıdır.
• Eski kömür santrallerinin iyileştirilmesinin en yüksek fayda sağlayacak seçenek olacağı hesaplanmıştır. Yüksek rüzgâr ve güneş enerjisi payına sahip bir enerji sisteminde kömür santrallerinin kapasite kullanım oranları önemli ölçüde düşmekte, bu da kârlılıklarını etkilemektedir. Esneklik gereksinimleri (kısa dönemli) piyasalarda yeterince yansıtıldığı takdirde artan esneklik, kömür santrallerinin, yüksek yük alma (ramp up) dönemlerinde ve geriye kalan düşük talebin ithal doğal gazla çalışan santraller tarafından karşılanacağı aksi durumlarda, elektrik üretmesini sağlayacaktır. Ancak genel ülke politikası perspektifi nden bakıldığında böyle bir gelişmenin iklim üzerindeki etkileri de göz önünde bulundurulmalıdır. Türkiye’nin düşük enerji içerikli linyit kaynaklarının esnek üreticiler açısından kısıtlı olanak sunuyor olması da aynı ölçüde önemlidir. Dolayısıyla teknik olarak esnekliğin artırılmasını mümkün kılan elektrik üretim kapasitesi sınırlı kalacaktır (2026 itibarıyla yaklaşık 9 GW).

Güvenlik ve güvenilirliğe ilişkin çalışmanın ana konusu olan enerji sisteminin olağan işleyişinin ötesinde enerji sistemlerinin, dayanıklılık olarak adlandırılan, olağanüstü şartlar altında işleyiş becerilerini koruyabilmeleri beklenmektedir. Enerji sistemlerinin dayanıklılığı esas olarak çeşitli sistem faydalarının beraberinde getirdiği daha yüksek esneklik oranlarıyla artmaktadır. Söz konusu faydalar bu çalışmada değerlendirilememiş olsa da sistem operatörleri acil durumlarda voltaj düşmeleri ve elektrik kesintilerinin önlenmesine yardımcı olacak hızlı yanıt veren üretim, depolama ve talep yapılarından fayda sağlayacaktır. Daha çok yenilenebilir ve esnek enerji sistemlerinin, burada niceliği belirlenmemiş olan ithal fosil yakıtlara daha az bağımlılık, yeni iktisadi faaliyetler ve istihdam yaratılması gibi makroekonomik faydaları da bulunmaktadır. Türkiye’de düşük karbonlu bir enerji sistemine geçişe yönelik strateji ve politikalar tasarlarken bu tür faydaların da hesaba katılması önem taşımaktadır.

Bu çalışmanın sonuçlarından hareketle Türkiye’deki enerji planlamacılarına, şebeke operatörlerine, piyasa düzenleyecilerine ve enerji sektörünün değerlendirmesine sunulmak üzere şu beş tavsiye belirlenmiştir:
1. Arz-talep dengesini sağlamak ve sistemin esnekliğini artırmak üzere, coğrafi açıdan ayrıntılı bir strateji temelinde rüzgâr ve güneş enerjisine yönelik kapsamlı bir şebeke entegrasyon planı hazırlanması,
2. Mevcut esneklik seçeneklerinin kullanılmasını ve yeni seçeneklere yatırım yapılmasını yeterli düzeyde teşvik etmek üzere düzenleyici bir çerçeve oluşturulması ve esnekliğin değerini yansıtan destekleyici politika mekanizmaları geliştirilmesi,
3. Artan sistem esnekliği gereksinimlerine hızlı yanıt verilmesini sağlayabilecek düşük maliyetli erken fırsatlar değerlendirilmesi,
4. Sahip olduğu avantajlar göz önünde bulundurularak, talep tarafı katılım ile ilişkili engellerin belirlenmesi ve aşılması,
5. Batarya depolamanın, daha yüksek rüzgâr ve güneş enerjisi paylarına ulaşılmasında farklı teknolojiler için oynayabileceği rolü ve değerini ayrıntılı bir şekilde analiz ederek, bu esneklik seçeneğine ilişkin bir plan hazırlanması.