Sunum yükleniyor. Lütfen bekleyiniz

Sunum yükleniyor. Lütfen bekleyiniz

E-partner TEİAŞ G-DUY EÜAŞ Sunumu TEİAŞ Genel Müdürlüğü - EPHMU Dai. Bşk. Sanal Dönem Uygulamaları 3-4 Şubat 2005 İstanbul.

Benzer bir sunumlar


... konulu sunumlar: "E-partner TEİAŞ G-DUY EÜAŞ Sunumu TEİAŞ Genel Müdürlüğü - EPHMU Dai. Bşk. Sanal Dönem Uygulamaları 3-4 Şubat 2005 İstanbul."— Sunum transkripti:

1 e-partner TEİAŞ G-DUY EÜAŞ Sunumu TEİAŞ Genel Müdürlüğü - EPHMU Dai. Bşk. Sanal Dönem Uygulamaları 3-4 Şubat 2005 İstanbul

2 1 GÜNDEM 1. Elektrik Piyasası ve TEİAŞ 2. DUY’un Temel Özellikleri 3. G-DUY’da Dengeleme Sistemi 4. Arz Talep Dengesi ve Fiyatlar İlişkisi 5. Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri 6. PMUM İstatistikleri 7. G-DUY Tanımlar ve Kavramlar 8. G-DUY Prosedürler

3 2 GÜNDEM 1. Elektrik Piyasası ve TEİAŞ 2. DUY’un Temel Özellikleri 3. G-DUY’da Dengeleme Sistemi 4. Arz Talep Dengesi ve Fiyatlar İlişkisi 5. Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri 6. PMUM İstatistikleri 7. G-DUY Tanımlar ve Kavramlar 8. G-DUY Prosedürler

4 3  Depolanamaz / ihtiyaç anında gerçek zamanlı üretilmesi gerekir.  Kısa sürede alternatifi yok (düşük fiyat elastisite)  Tüketim zamana göre değişir / aşırı sıcak/soğuk havaya çok duyarlı  Toptan satış piyasasında fiyatlar değişken (yüksek volatiliteye sahip)  Stratejik önem taşıyan temel ihtiyaç  Büyük yatırım gerektiren bir endüstri, uzun inşaat süresi ve yüksek dış etki  Bazı komponentleri doğal tekel (şebekeler)  Komplike teknik unsurlar: yük akış kontrol zorluğu, üretim/iletim arasındaki etkileşim (şebeke kısıtları, yan hizmetler, blackout riskleri) Bir emtia olarak elektrik

5 4 Türkiye Elektrik İletim Şirketi İletim Lisansı Elektrik Piyasası Kanun No Arz Güvenliği Ve Kalitesi Yan Hizmetler Şubat 2001 Şebeke Yönetmeliği

6 5 TEİAŞ’ın Görevleri - 1  Tek İletim Lisansı sahibi  Türkiye iletim sisteminin mülkiyet sahibi ve işletmecisi  Yeni iletim tesislerinin planlanması, kurulması ve işletilmesi, mevcut tesislerin bakımı  Düzenleyici kurumun onayına tabi iletim bağlantı ve sistem kullanım tarifelerinin hazırlanması  Şebeke Yönetmeliğinin hazırlanması, revize edilmesi ve Şebeke Yönetmeliğine uyumun izlenmesi  İlgili anlaşmalar çerçevesinde yan hizmetlerin satın alınması ve bu hizmetlerin verilmesi  Gerçek zamanlı sistem güvenilirliğinin izlenmesi

7 6 TEİAŞ’ın Görevleri - 2  Yük dağıtım ve frekans kontrolunun gerçekleştirilmesi  Uluslararası enterkonneksiyon faaliyetlerinin gerçekleştirilmesi  İletim Lisansı ve Şebeke Yönetmeliği hükümleri uyarınca, kullanıcılar arasında ayırım gözetmeksizin iletim sistemine bağlantı yapılmasının sağlanması  Düzenleyici Kurumun onayına ve piyasadaki gelişmelere bağlı olarak yeni ticaret yöntemleri için gerekli altyapının oluşturulması ve ilgili uygulamaların gerçekleştirilmesi  Dağıtım Şirketlerinin talep tahminlerine dayanan bir üretim kapasite projeksiyonunun hazırlanması ve Düzenleyici Kurumun onayına sunulması

8 7 TEİAŞ’ın Görevleri - 3  Şirket için bir talep tahmin sürecinin oluşturulması ve tahminlerin iyileştirilmesi  Arz Güvenilirliği ve Kalitesi standartlarının belirlenmesi ve iletim sisteminin bu standartlara uygun bir şekilde geliştirilmesi  Test süreçlerinin ve tüm piyasa katılımcılarının Şebeke Yönetmeliğine uymalarını temin etmek üzere tüm faaliyetlerinin izlenmesinde kullanılacak mekanizmaların hazırlanması  Düzenleyici Kuruma sunulmak üzere 10 yıllık bir yatırım planının hazırlanması

9 8 GÜNDEM 1. Elektrik Piyasası ve TEİAŞ 2. DUY’un Temel Özellikleri 3. G-DUY’da Dengeleme Sistemi 4. Arz Talep Dengesi ve Fiyatlar İlişkisi 5. Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri 6. PMUM İstatistikleri 7. G-DUY Tanımlar ve Kavramlar 8. G-DUY Prosedürler

10 9 DUY’un Temel Özellikleri “Elektrik Piyasası Kanunu” ve “Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi” kapsamında yer alan eylem planı çerçevesinde, 1 Ocak 2005 itibarıyla geçerli olacak piyasa kurallarını içeren Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği Taslağı hazırlanmış ve 8 Temmuz 2004 tarihinde EPDK’nın internet sayfasında yayımlanmıştır. Bu piyasa kuralları ile birlikte,  bu kurallara uygun bir Dengeleme Mekanizması tesis edilmekte,  dengeleme talimatlarının mali sonuçlarının uzlaştırılmasına ilişkin kurallar yeni duruma göre belirlenmekte ve  dengesizliklerin uzlaştırılmasına yönelik kurallarda önemli değişiklikler tanımlanmaktadır.

11 10 Yeni Ticaret Ortamı ve Ticari Kararlar Bu çerçevede, maliyet yapılarına tam anlamıyla hakim olmanın yanı sıra, piyasa katılımcıları, doğru ticari kararları alabilmek için  sistem marjinal fiyatını, ve  sistem dengesizlik fiyatını, tahmin etmek ve  dengeleme mekanizması işlemleri (yük alma-atma teklifleri sunumu, kesinleşmiş günlük üretim programı sunumu, dinamik parametrelerin sunumu, teklif kabullerinin takibi ve kaydı), ve  uzlaştırma işlemleri (kayıt süreçleri, sözleşme bildirimi, ölçüm değerlerinin teyidi, kabul değerlerinin teyidi, uzlaştırma hesaplarının teyidi, kredi ve borç işlemleri) için gerekli süreçleri, insan kaynaklarını temin etmek ve sistemleri kurmak zorunda kalacaklardır.

12 11 Mevcut Piyasa Yapısı EÜAŞ OTOPRODÜKTÖRLER Yİ / YİD / İHD TEDAŞ VE KAYSERİ TETAŞ SERBEST TÜKETİCİ (Dağıtıma Bağlı) SERBEST TÜKETİCİLER (İletime Bağlı) SERBEST OLMAYAN TÜKETİCİLER %18 %43 %39 İTHALATa %4 %18 İHRACAT % 0.2 %78 % 0.3

13 12 Kanun Değişikliği ile Öngörülen Piyasa Yapısı EÜAŞ OTOPRODÜKTÖRLER Yİ / YİD / İHD TEDAŞ VE KAYSERİ TETAŞ SERBEST TÜKETİCİ (Dağıtıma Bağlı) SERBEST TÜKETİCİLER (İletime Bağlı) SERBEST OLMAYAN TÜKETİCİLER İTHALAT İHRACAT

14 13 Öngörülen Yeni Piyasa Yapısı ( ) EÜAŞ ÜRETİM ŞİRKETLERİ OTOPRODÜKTÖRLER Yİ / YİD / İHD DAĞITIM ŞİRKETLERİ TETAŞ SPOT PİYASA SERBEST OLMAYAN TÜKETİCİLER SERBEST TÜKETİCİLER 7000 MW (Hidrolik) %50-60

15 14 GÜNDEM 1. Dengeleme Sistemine Genel Bakış 2. G-DUY’da Dengeleme Mekanizması ve Sağlanması Gereken Bilgiler 3. G-DUY’da Dengeleme Mekanizması Süreçleri 4. Gün Öncesi Üretim Planlama ve Gerçek Zamanlı Dengeleme Faaliyetleri 5. Yan Hizmetler

16 15 GÜNDEM 1. Elektrik Piyasası ve TEİAŞ 2. DUY’un Temel Özellikleri 3. G-DUY’da Dengeleme Sistemi 4. Arz Talep Dengesi ve Fiyatlar İlişkisi 5. Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri 6. PMUM İstatistikleri 7. G-DUY Tanımlar ve Kavramlar 8. G-DUY Prosedürler

17 Dengeleme Sistemine Genel Bakış 3.2. G-DUY’da Dengeleme Mekanizması ve Sağlanması Gereken Bilgiler 3.3. G-DUY’da Dengeleme Mekanizması Süreçleri 3.4. Gün Öncesi Üretim Planlama ve Gerçek Zamanlı Dengeleme Faaliyetleri 3.5. Yan Hizmetler

18 17 Dengeleme ÜRETİMİLETİMDAĞITIM / TÜKETİM ÜRETİM = TÜKETİM Sistem Frekansı = 50 Hz Arz Değişimleri Talep Değişimleri

19 18 Dengeleme – Mevcut Uygulamalar Gün Öncesi Planlama Gerçek Zamanlı Dengeleme Yİ, YİD, İHD Üretim Gerekleri Talep Tahmini DSİ Su Kullanım Limitleri Otop/Otop Grubu Üretim Programları Sistem Kısıt Tahminleri Yan Hizmet İhtiyaçları Gerçekleşen Talep Arz Kaynakları Durumu Sistem Frekansı Sistem Kısıtları EÜAŞ Kaynaklarının Ekonomik Kullanımı İthalat, İhracat

20 19 Dengeleme – Mevcut Uygulamalar Yİ, YİD, İHD Santralları Otoprodüktörler Nehir Tipi Hidroelektrik Sant. Baz Yük Hidroelektrik Sant. Termik Santrallar Puant Hidroelektrik Sant.

21 20 Dengeleme – Mevcut Uygulamalar

22 21 Dengeleme – Mevcut Uygulamalar Gün Öncesi Planlama Gerçek Zamanlı Dengeleme Yİ, YİD, İHD Üretim Gerekleri DSİ Su Kullanım Limitleri Otop/Otop Grubu Üretim Programları Sistem Kısıt Tahminleri Yan Hizmet İhtiyaçları Gerçekleşen Talep Arz Kaynakları Durumu Sistem Frekansı Sistem Kısıtları EÜAŞ Kaynaklarının Ekonomik Kullanımı Talep Tahmini İthalat, İhracat

23 22 Dengeleme – Yeni Piyasa Yapısındaki Uygulamalar Gün Öncesi Planlama Gerçek Zamanlı Dengeleme Yİ, YİD, İHD Üretim Gerekleri DSİ Su Kullanım Limitleri Otop/Otop Grubu Üretim Programları Sistem Kısıt Tahminleri Yan Hizmet İhtiyaçları Gerçekleşen Talep Arz Kaynakları Durumu Sistem Frekansı Sistem Kısıtları Dengeleme Piyasası – Kaynak Optimizasyonu Yan Hizmetler – Sistem İşletim Öncelikleri Dengeleme Birimlerinin Üretim Programı, Teknik Parametreleri Ve Teklifleri Talep Tahmini İthalat, İhracat

24 23 GÜNDEM 3.1. Dengeleme Sistemine Genel Bakış 3.2. G-DUY’da Dengeleme Mekanizması ve Sağlanması Gereken Bilgiler 3.3. G-DUY’da Dengeleme Mekanizması Süreçleri 3.4. Gün Öncesi Üretim Planlama ve Gerçek Zamanlı Dengeleme Faaliyetleri 3.5. Yan Hizmetler

25 24 Dengeleme (a) Yük alma tekliflerinin değerlendirilerek kabul edilmesi suretiyle, dengeleme birimlerinin üretimlerinin artırılması, (b) Yük atma tekliflerinin değerlendirilerek kabul edilmesi suretiyle, dengeleme birimlerinin üretimlerinin azaltılması, (c) İlgili mevzuat hükümleri ve zorunlu ve/veya ticari yan hizmetler anlaşmaları çerçevesinde frekans kontrol ve talep kontrol hizmetinin temin edilmesi, Dengeleme, elektrik enerjisi arz ve talebini gerçek zamanlı olarak dengede tutmak amacıyla, sistem işletmecisi tarafından yürütülen; faaliyetlerini ve bu faaliyetler için gerekli teknik ve idari işlemleri içerir. Dengeleme Piyasası Yan Hizmetler

26 25 Dengeleme Mekanizmasına Genel Bakış Üretim Şirketleri Otoprodüktörler Otoprodüktör Grupları Gün Öncesi Üretim Planlama Gerçek Zamanlı Dengeleme Bir Gü n So nra sı İçi n De ng ele me Biri ml eri Üre tim Ta hm ini Gerçek Zamanlı Arz Değişimleri Gerçek Zamanlı Talep Değişimleri Sistem Frekansı Değişimleri Sistem Kısıtları & Yan Hizmet İhtiyaçları Sistem Kısıtları & Yan Hizmet İhtiyaçları Aylık Yük Alma, Yük Atma Teklifleri Günlük Kesinleşmiş Günlük Üretim Programı Teknik Parametreler Bir Gün Sonrası için Yük Alma / Atma Talimatları Gerçek Zamanlı Yük Alma / Atma Talimatları

27 26 Dengeleme Birimi Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği’ne göre;  Bağımsız olarak yük alabilen, yük atabilen ve  Bağımsız olarak ölçülebilen üretim tesislerinden ya da ünitelerden aşağıdakilerden her biri dengeleme birimidir: a) Toplam 100 MW ve üzerinde kurulu güce sahip bir üretim tesisi, b) 50 MW ve üzerinde kurulu güce sahip ünite, c) Bu maddenin (a) ve (b) bentlerinde tanımlanan limitlerin altında kurulu güce sahip olmakla birlikte, ilgili piyasa katılımcısı tarafından talep edilen ve talepleri MYTM tarafından uygun bulunan üretim tesisleri ve/veya üniteler.

28 27 Dengeleme Birimi - Muafiyetler Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği’ne göre aşağıda belirtilen üretim tesisleri dengeleme birimi olmaktan muaftır: a)Kanal veya nehir tipi hidroelektrik üretim tesisleri, b)Rüzgar enerjisine dayalı üretim tesisleri, c)Güneş enerjisine dayalı üretim tesisleri, d)Dalga enerjisine dayalı üretim tesisleri, e)Gel-git enerjisine dayalı üretim tesisleri, f)Kojenerasyon tesisleri, g)Akışkan yataklı teknolojiye dayalı üretim tesisleri.

29 28 Dengeleme Sistemi Katılımcıları dengeleme amaçlı olarak aşağıdaki bilgileri MYTM’ye bildirirler: Aylık Olarak  Yük alma, yük atma teklif fiyatları Günlük Olarak  Günlük Üretim Programı  Teknik Parametreler Dengeleme Mekanizması Bilgi Gereksinimleri

30 29 Yük Alma, Yük Atma Teklif Fiyatları YAL1 YAL2 YAT1 YAT2 YAL1 YAL2 YAT1 YAT2 YAL1 YAL2 YAT1 YAT2

31 30 Yük Alma, Yük Atma Teklif Fiyatları  Yük Alma Teklif Fiyatı 1 (YAL1): Dengeleme sistemi katılımcısının, ilgili dengeleme biriminin KGÜP’üne göre, dengeleme biriminin üretiminde, MKÜD seviyesine kadar yapabileceği üretim artışı için talep ettiği birim fiyattır (TL/MWh)  Yük Alma Teklif Fiyatı 2 (YAL2): Dengeleme sistemi katılımcısının, ilgili dengeleme biriminin KGÜP’üne göre, dengeleme biriminin üretiminde, MKÜD seviyesinin üzerinde yapabileceği üretim artışı için talep ettiği birim fiyattır (TL/MWh)  Yük Atma Teklif Fiyatı 1 (YAT1): Dengeleme sistemi katılımcısının ilgili dengeleme biriminin KGÜP’üne göre, dengeleme biriminin üretiminde, MKÜD seviyesinin altında yapabileceği üretim azalması için ödemeyi teklif ettiği birim fiyattır (TL/MWh)  Yük Atma Teklif Fiyatı 2 (YAT2): Dengeleme sistemi katılımcısının ilgili dengeleme biriminin KGÜP’üne göre, dengeleme biriminin üretiminde, MKÜD seviyesinin üzerinde yapabileceği üretim azalması için ödemeyi teklif ettiği birim fiyattır (TL/MWh) EAK MKÜD zaman MW YAL1 YAL2 YAT1 YAT2

32 31 Yük Alma, Yük Atma Teklif Fiyatları YAL1 YAL2 zaman EAK MKÜD MW KGÜP=0 KGÜP Dengeleme Birimi için ilgili dönemde yapılması planlanmış üretimin KGÜP=0 olması durumu:  İlgili dönem için Dengeleme Birimi’ne sadece yük aldırılabilir.  Dengeleme Birimi’nin üretimini MKÜD seviyesine kadar artırmak için Dengeleme Sistemi Katılımcısı tarafından teklif edilmiş olan fiyat YAL1 YTL/MWh’tır.  Dengeleme Birimi’nin üretimini MKÜD seviyesinden EAK’ye kadar artırmak için Dengeleme Sistemi Katılımcısı tarafından teklif edilmiş olan fiyat YAL2 YTL/MWh’tır.

33 32 Yük Alma, Yük Atma Teklif Fiyatları Dengeleme Birimi için ilgili dönemde yapılması planlanmış üretimin KGÜP=MKÜD olması durumu:  İlgili dönem için Dengeleme Birimi’nin üretimi 0’a indirilerek yük attırılabilir ya da üretimi MKÜD ile EAK arasında bir seviyeye artırılarak yük aldırılabilir.  Dengeleme Birimi’nin üretimini 0’a kadar azaltmak için Dengeleme Sistemi Katılımcısı tarafından teklif edilmiş olan fiyat YAT1 YTL/MWh’tır.  Dengeleme Birimi’nin üretimini MKÜD seviyesinden EAK’ye kadar artırmak için Dengeleme Sistemi Katılımcısı tarafından teklif edilmiş olan fiyat YAL2 YTL/MWh’tır. YAL2 YAT1 zaman EAK MKÜD MW KGÜP = MKÜD KGÜP

34 33 Yük Alma, Yük Atma Teklif Fiyatları Dengeleme Birimi için ilgili dönemde yapılması planlanmış üretimin MKÜD ile EAK arasında bir seviyede olması durumu:  İlgili dönem için Dengeleme Birimi’nin üretimi MKÜD’e kadar bir seviyeye ya da 0’a indirilerek yük attırılabilir ya da üretimi KGÜP ile EAK arasında bir seviyeye artırılarak yük aldırılabilir.  Dengeleme Birimi’nin üretimini KGÜP’ten MKÜD’e kadar bir seviyeye azaltmak için Dengeleme Sistemi Katılımcısı tarafından teklif edilmiş olan fiyat YAT2 YTL/MWh’tır.  Dengeleme Birimi’nin üretimini MKÜD’ten 0’a kadar azaltmak için Dengeleme Sistemi Katılımcısı tarafından teklif edilmiş olan fiyat YAT1 YTL/MWh’tır.  Dengeleme Birimi’nin üretimini KGÜP seviyesinden EAK’ye kadar artırmak için Dengeleme Sistemi Katılımcısı tarafından teklif edilmiş olan fiyat YAL2 YTL/MWh’tır. YAL2 YAT1 YAT2 EAK MKÜD zaman MW MKÜD < KGÜP <=EAK KGÜP

35 34 Yük Alma, Yük Atma Teklif Fiyatları  Dengeleme Birimi için ilgili dönemde yapılması planlanmış üretimin KGÜP= EAK olması durumu:  İlgili dönem için Dengeleme Birimi’ne sadece yük attırılabilir.  Dengeleme Birimi’nin üretimini KGÜP’ten EAK ile MKÜD arasında bir seviyeye azaltmak için Dengeleme Sistemi Katılımcısı tarafından teklif edilmiş olan fiyat YAT2 YTL/MWh’tır.  Dengeleme Birimi’nin üretimini MKÜD’ten 0’a kadar azaltmak için Dengeleme Sistemi Katılımcısı tarafından teklif edilmiş olan fiyat YAT1 YTL/MWh’tır. YAT1 YAT2 EAK MKÜD zaman MW KGÜP = EAK KGÜP

36 35 Yük Alma, Yük Atma Teklif Fiyatları YAL1 YAL2 YAT1 YAT2 YAL2 YAT1 YAT2 EAK MKÜD zaman MW KGÜP=0 EAK MKÜD zaman MW KGÜP = MKÜD EAK MKÜD zaman MW MKÜD < KGÜP <=EAK EAK MKÜD zaman MW KGÜP = EAK KGÜP

37 36 Kesinleşmiş Günlük Üretim Programı Başlangıç Zamanı Başlangıç Seviyesi (MW) Bitiş Zamanı Bitiş Seviyesi (MW) 00:00Başlangıç Seviyesi 1 Bitiş Zamanı 1Bitiş Seviyesi 1 Başlangıç Zamanı 2Başlangıç Seviyesi 2 Bitiş Zamanı 2Bitiş Seviyesi 2... Başlangıç Zamanı NBaşlangıç Seviyesi N 24:00Bitiş Zamanı N Kesinleşmiş Günlük Üretim Programı:  Kabul edilebilecek yük alma, yük atma teklifleri için referans seviyeyi oluşturur.  MYTM tarafından yürütülecek bir gün sonrası ve gerçek zamanlı dengeleme faaliyetleri için baz oluşturur.

38 37 Kesinleşmiş Günlük Üretim Programı Kesinleşmiş Günlük Üretim Programı Örneği: Dengeleme biriminin yüklenme ve yük düşme hızı 1MW/dak.’dır. Dengeleme birimi bir önceki gün yapmış olduğu programa göre saat 00:00’da 50MW seviyesinde olacak ve saat 06:00’a kadar bu seviyede çalışacaktır. Dengeleme birimi saat 06:00’da yüklenmeye başlayacak ve yükünü 100MW seviyesine kadar çıkaracaktır. Dengeleme birimi saat 17:10’a kadar 100MW seviyesinde çalışacaktır. Dengeleme birimi saat 17:10’da yüklenmeye başlayacak ve yükünü 150MW seviyesine kadar çıkaracaktır. Dengeleme birimi saat 21:00’a kadar 150MW seviyesinde çalışacaktır. Dengeleme birimi saat 21:00’da yük düşmeye başlayacak ve yükünü 50MW seviyesine düşürecektir. Dengeleme birimi saat 24:00’e kadar üretimini 50MW seviyesinde gerçekleştirecektir.

39 38 Kesinleşmiş Günlük Üretim Programı Kesinleşmiş Günlük Üretim Programı Örneği:

40 39 Kesinleşmiş Günlük Üretim Programı Başlangıç Zamanı Başlangıç Seviyesi (MW) Bitiş Zamanı Bitiş Seviyesi (MW) 00:005006: :005006: : : : : : : : : :405024:0050 Kesinleşmiş Günlük Üretim Programı Örneği:

41 40 Günlük Üretim Programı (MW veya MWh) BaşlangıçBitiş SaatMWSaatMW MW Saat SaatMWhSaatMWh 01:005007: :005008: : : : : : : :00150 G-DUY Md. 35 Önerilen

42 41 Teknik Parametreler  Teknik Parametreler: Minimum Kararlı Üretim Düzeyi Emreamade Kapasite Yüklenme Hızı Yük Düşme Hızı Diğer Teknik Parametreler  Teknik parametreler dengeleme sistemi katılımcıları tarafından belirlenir ve MYTM’ye bildirilir.  Teknik parametreler dengeleme birimi bazında bildirilir.  Normal işletme koşullarında dengeleme birimlerine verilen talimatların ilgili dengeleme birimine ilişkin teknik parametreler ile tutarlı olması esastır.

43 42 Teknik Parametreler  Minimum Kararlı Üretim Düzeyi:Başlangıç Zamanı Başlangıç Seviyesi 00: : : :0030

44 43 Teknik Parametreler  Emreamade Kapasite: Başlangıç Zamanı Başlangıç Seviyesi 00: :00165

45 44 Teknik Parametreler  KGÜP, MKÜD, EAK:

46 45 Teknik Parametreler  Yüklenme Hızı: Yük Seviye AralığıHız (MW/dak.)  Yük Düşme Hızı: Yük Seviye AralığıHız (MW/dak.)

47 46 Teknik Parametreler  Devrede olmayan dengeleme biriminin senkronize olup yüklenmeye başlaması için gereken süre (dak.) (Yönetmelik Madde 36-e)  Devrede olan dengeleme biriminin YAL talimatını yerine getirmeye başlaması için gereken süre (dak.) (Yönetmelik Madde 36-f)  Devrede olan dengeleme biriminin YAT talimatını yerine getirmeye başlaması için gereken süre (dak.) (Yönetmelik Madde 36-g)  Dengeleme biriminin YAT talimatı ile 0 yüke indirilmesi durumunda, yeniden yüklenmeye başlamadan önce 0 yükte kalması gereken minimum süre (dak.) (Yönetmelik Madde 36-h)  Dengeleme biriminin YAL talimatı ile MKÜD seviyesine ya da MKÜD seviyesinin üzerine çıkarılması durumunda, dengeleme biriminin yeniden yük düşmeye başlamadan önce MKÜD seviyesinde ya da MKÜD seviyesinin üzerinde kalması gereken minimum süre (dak.) (Yönetmelik Madde 36-i)

48 47 Teknik Parametreler MW Talimatın MYTM tarafından iptal edilebileceği en son zaman Talimatın MYTM tarafından iptal edilebileceği en son zaman YAL talimatının yerine getirilmeye başlaması için gereken süre: 20 dak. (Madde 36-f) YAL talimatının yerine getirilmeye başlaması için gereken süre: 20 dak. (Madde 36-f) zaman Devrede olmayan dengeleme biriminin senkronize olup yüklenmeye başlaması için gereken süre: 5 dak. (Madde 36-e) Devrede olmayan dengeleme biriminin senkronize olup yüklenmeye başlaması için gereken süre: 5 dak. (Madde 36-e) Devrede olmayan (0 yükteki) dengeleme birimine verilen YAL talimatı: 13:0012:5512:35 Yüklenme eğrisi Yüklenme eğrisi

49 48 GÜNDEM 3.1. Dengeleme Sistemine Genel Bakış 3.2. G-DUY’da Dengeleme Mekanizması ve Sağlanması Gereken Bilgiler 3.3. G-DUY’da Dengeleme Mekanizması Süreçleri 3.4. Gün Öncesi Üretim Planlama ve Gerçek Zamanlı Dengeleme Faaliyetleri 3.5. Yan Hizmetler

50 49 Dengeleme Faaliyetlerine İlişkin Prosedür ve Formlar  Geçiş Dönemi Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği’nin uygulamasına ilişkin prosedür ve formlar TEİAŞ web sitesinde görüşe açılmıştır: DP.01 – YAL, YAT Teklif Fiyatlarının Bildirilmesi Prosedürü DP.02 – Bir Gün Sonrası için Üretim Planlama Prosedürü DP.03 – Gerçek Zamanlı Dengeleme Prosedürü DP.04 – Dengeleme Faaliyetlerine İlişkin Sonuçların PMUM’a Bildirilmesi Prosedürü

51 50 YAL, YAT Teklif Fiyatlarının Bildirilmesi

52 51 Talep Tahmininin Bildirilmesi

53 52 GÜP ve Teknik Parametrelerin Bildirilmesi

54 53 Bir Gün Sonrası Üretim Planının Hazırlanması ve Bildirilmesi

55 54 GÜNDEM 3.1. Dengeleme Sistemine Genel Bakış 3.2. G-DUY’da Dengeleme Mekanizması ve Sağlanması Gereken Bilgiler 3.3. G-DUY’da Dengeleme Mekanizması Süreçleri 3.4. Gün Öncesi Üretim Planlama ve Gerçek Zamanlı Dengeleme Faaliyetleri 3.5. Yan Hizmetler

56 55 Dengeleme birimleri tarafından karşılanacak talep belirlenir. Gün Öncesi Planlama

57 56 Dengeleme birimleri tarafından karşılanacak talep belirlenir. Gün Öncesi Planlama

58 57 Sistemin yük ihtiyacı belirlenir. Gün Öncesi Planlama

59 58 Sistemin yük ihtiyacı belirlenir. Gün Öncesi Planlama

60 59 Her bir dengeleme birimi için YAL1, YAL2, YAT1, YAT2 miktarları belirlenir. Gün Öncesi Planlama

61 60 YAL, YAT Tekliflerinin Değerlendirilmesi

62 61 YAL, YAT Tekliflerinin Değerlendirilmesi TL/kWh TL/kWh TL/kWh TL/kWh TL/kWh YAL İhtiyacı MW TL/kWh

63 62 YAL, YAT Tekliflerinin Değerlendirilmesi

64 63 YAL, YAT Tekliflerinin Değerlendirilmesi YAT İhtiyacı MW TL/kWh TL/kWh TL/kWh TL/kWh TL/kWh TL/kWh TL/kWh

65 64 Geçiş Dönemi Yazılımı Dengeleme Fonksiyonları

66 65 Geçiş Dönemi Yazılımı Dengeleme Fonksiyonları

67 66 Geçiş Dönemi Yazılımı Dengeleme Fonksiyonları

68 67 Gerçek Zamanlı Dengeleme  Sistem arz – talep dengesinde gerçek zamanda meydana gelen değişimler:  Öncelikli olarak Yan Hizmetlerden  Bunu takiben Dengeleme Piyasasından karşılanır.  Gerçek zamanlı YAL, YAT tekliflerinin değerlendirilmesinde Gün Öncesi Planlama ile aynı kriterler geçerlidir.  Gerçek zamanlı YAL, YAT tekliflerinin değerlendirilmesinde dengeleme birimlerinin teknik parametreleri öncelik alır.  Sistem İşletmecisi sistem güvenliğini temin etmek için Acil Durum Talimatları verebilir.

69 68 GÜNDEM 3.1. Dengeleme Sistemine Genel Bakış 3.2. G-DUY’da Dengeleme Mekanizması ve Sağlanması Gereken Bilgiler 3.3. G-DUY’da Dengeleme Mekanizması Süreçleri 3.4. Gün Öncesi Üretim Planlama Gerçek Zamanlı Dengeleme Faaliyetleri 3.5. Yan Hizmetler

70 69 UCTE Çerçevesinden Yan Hizmetler Sistem Frekansı Sistem Frekansı Primer Kontrol Primer Kontrol Sekonder Kontrol Sekonder Kontrol Tersiyer Kontrol Tersiyer Kontrol Aktive eder Frekanstaki değişimi sınırlar Aktive ederDevreye girer Frekans nominal değerine getirir Primer rezervleri boşaltır Devreye girer Sekonder rezervleri boşaltır Büyük bir yük kaybı sonrası primer rezervleri boşaltır

71 70 UCTE Çerçevesinden Yan Hizmetler 30 sn.15 dak. Sekonder Kontrol Sekonder Frekans Kontrolü (AGC) YAL/YAT Optimizasyonu Tersiyer Kontrol Tersiyer Kontrol (-İşletme Yedekleri) (Kapasite Kiralama) Primer Kontrol Primer Frekans Kontrolü Primer frekansın devrede olduğu fakat primer kontrolün sekonder kontrol ile yer değiştirdiği alan Hızlı Devreye Alma Yedekleri Sıcak Yedekler Ilık Yedekler

72 71 Yan Hizmetler ve Dengeleme Piyasası İlişkisi 30 sn.15 dak. Primer Kontrol Primer Frekans Kontrolü Sekonder Kontrol Sekonder Frekans Kontrolü (AGC) Tersiyer Kontrol YAL/YAT Optimizasyonu Tersiyer Kontrol (-İşletme Yedekleri) (Kapasite Kiralama) Primer frekansın devrede olduğu fakat primer kontrolün sekonder kontrol ile yer değiştirdiği alan Yan Hizmetler (sistem işletim önceliklerinin etkin olduğu alan) Dengeleme Piyasası (YAL/YAT optimizasyonunun etkin olduğu alan) MWh Fiyat Rezervler

73 72 İşletme Amaçlı Üretim Yedeklerinin Temini İşletme Amaçlı Üretim Yedekleri Yan HizmetlerDengeleme Piyasası İşletme Yedekleri Primer Yedek√ Sekonder Yedek√ Hızlı Devreye Alma Yedekleri√√ Sıcak Yedekler√√ Ilık Yedekler√√ Bekleme Yedekleri √

74 73 GÜNDEM 1. Elektrik Piyasası ve TEİAŞ 2. DUY’un Temel Özellikleri 3. G-DUY’da Dengeleme Sistemi 4. Arz Talep Dengesi ve Fiyatlar İlişkisi 5. Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri 6. PMUM İstatistikleri 7. G-DUY Tanımlar ve Kavramlar 8. G-DUY Prosedürler

75 74 Arz-Talep Dengesi ve Fiyatlar Arası İlişki Talebin arz artışının üzerinde artması ve emreamade kapasite ile talep arasındaki farkın daralması halinde,  özellikle puant saatlerinde yük alma gereksiniminin artması,  daha çok yük alma teklifinin (ve muhtemelen daha yüksek fiyatlı) kabul edilmesine bağlı olarak, sistem saatlik marjinal fiyatının, dolayısıyla sistem dengesizlik fiyatının yükselmesi,  yükselen sistem dengesizlik fiyatından kaçınmak isteyen toptan satış ve perakende satış şirketleri ile serbest tüketicilerin yeni ikili anlaşmalara yönelmesi,  ikili anlaşmalara ilişkin talebin yeni kapasite yatırımlarını cazip ve mümkün kılması,  yeni kapasite yatırımlarının tamamlanması ile emreamade olacak arzın fiyatların yönünü tekrar aşağıya çevirmesi beklenmektedir.

76 75 Arz-Talep Dengesi ve Fiyatlar Arası İlişki Öte yandan, emreamade kapasitenin talebin çok üzerinde olması halinde,  üreticilerin ikili anlaşmaları ile sattıkları miktarın üzerinde üretim yaparak sisteme aktif elektrik enerjisi vermeleri (ki, bu durumun, puant saatlerinde olabilecek sıkışıklıktan bağımsız olarak, gece ve kısmen gündüz saatlerinde yaşanması beklenmektedir),  sistemdeki fazlaya bağlı olarak yüksek miktarda yük atma gereksinimi doğması,  göreceli olarak daha yüksek yük atma teklifi veren (marjinal maliyetleri göreceli olarak daha yüksek olan) üretim santrallerinin -kabul edilen yük atma tekliflerine bağlı olarak- üretmek yerine sistemden almalarının, üretimi ülke genelinde optimize etmesi,  yüksek miktarda yük atma teklifinin kabul edilmesine bağlı olarak, sistem saatlik marjinal fiyatının ve sistem dengesizlik fiyatının düşmesi,  talebin, sistem dengesizlik fiyatının göreceli olarak düşük olduğu bu saatlerde yükselmesi ve ortalama yük faktörünün yükselmesi, beklenmektedir.

77 76 0 8,760 saat MW GündüzPuantGece Bakım onarım dolayısıyla azalma Toplam Üretim Kapasitesi Toplam Talep Arz-Talep Dengesi ve Fiyatlar Arası İlişki

78 77 GÜNDEM 1. Elektrik Piyasası ve TEİAŞ 2. DUY’un Temel Özellikleri 3. G-DUY’da Dengeleme Sistemi 4. Arz Talep Dengesi ve Fiyatlar İlişkisi 5. Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri 6. PMUM İstatistikleri 7. G-DUY Tanımlar ve Kavramlar 8. G-DUY Prosedürler

79 78 3 Kasım 2004 tarihinde Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde, EÜAŞ’ın  dengelemeye katılan her bir santral için, uzlaştırma dönemi bazında, aylık olarak, yük alma ve yük atma teklifleri sunması,  dengelemeye katılan her bir santral için, günlük olarak, Günlük Üretim Programı sunması,  aylık olarak PMUM tarafından hazırlanacak uzlaştırma bildirimlerinde yer alan alacak ve borç tahakkuklarını teyit etmesi ve bu amaçla yük alma – yük atma talimatlarını, sayaç değerlerini, uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimlerini, saatlik sistem marjinal fiyatını, sistem dengesizlik fiyatını ve yük alma yük atma tekliflerini kayıt altında tutması gerekmektedir. Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri1/9

80 79 Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri2/9 Termik Santral 2 Termik Santral 1 EÜAŞ Merkezi Sistem İşletmecisi (MYTM) Hidrolik Santral 1 Santral İşletme Bilgileri* GÜP’ler ve YAL/YAT Teklifleri Talimatlar * Yağış, Su, Rezervuar Durumu, Bakım Durumu, Devredeki Ünite Sayısı, Maliyet Bilgisi vs. Piyasa İşletmecisi (PMUM) Kayıt, Teminat Fatura, Ödemeler/Tahsilat Dengeleme Birimi Kayıt Bilgileri, Talimatlar, GÜP’ler ve YAL/YAT Teklifleri

81 80 1.Su kullanım (hidroelektrik üretim) planlaması yıllık optimizasyon esasına göre, yıllık yağış tahminleri dikkate alınarak yapılacaktır. Aylık su seviyesi hedefleri ve yıllık talep eğrisine göre aylık su kullanım miktarları belirlenecektir. Söz konusu planların DSİ tarafından belirlenmesi halinde, DSİ tarafından sağlanan planlara ait veriler yazılıma doğrudan girdi oluşturacaktır. Aylık su kullanım miktarlarını belirleyecek bu modül yılın geri kalan kısmı için aylık olarak çalıştırılacaktır. 2.Aylık ikili anlaşma miktarı ve müşteri talepleri göz önüne alınarak gerçekleştirilmesi gereken üretim miktarları uzlaştırma dönemleri bazında hesaplanacaktır. 3.Teknik koşullar (kanal tipi santraller, kademeli santrallar, sulama ya da su bırakma programları, iç tüketime yönelik ya da zorunlu yan hizmete bağlı üretimler) ve sözleşme miktarlarını karşılamak için gerekli asgari HES üretimi dikkate alınarak HES çalışma zorunlulukları belirlenecektir. Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenler3/9

82 81 4.Yıllık su kullanım programına göre ay içerisinde kullanılması gereken su miktarından (Madde 1’e göre hesaplanan) çalışma zorunlulukları (Madde 3’e göre hesaplanan) düşülerek bulunacak bakiye hidroelektrik üretim kapasitesi ay içerisindeki en yüksek ulusal talepten başlanarak talebin en yüksek olduğu saatlere atanacaktır. Ulusal talabe göre (piyasa fiyatlarının ulusal talep eğrisi ile aynı yönde hareket edeceği varsayımına dayalı olarak) saatlere atanan hidroelektrik üretim miktarları uzlaştırma dönemleri bazında toplanacaktır. Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri4/9

83 82 SANTRAL N 08,760 saat SU FİYATI = SANTRAL N ENERJİ FİYATI Tahmini Hidro Üretimi Toplam Talep Sıralı Zaman Enerji Fiyatı Bazlı Termik Üretim Yığını SANTRAL 1 MW Ortalama yağışa göre belirlenmiş hidro elektrik üretim başlangıç seviyesi Şekil 1 – Termik ve Hidroelektrik Santral Sıralaması 5.Uzlaştırma dönemi bazında gerçekleştirilmesi gereken üretim miktarından (Madde 2’ye göre hesaplanan) hidroelektrik üretim miktarları (Madde 3 ve 4’e göre hesaplanan) çıkartılarak uzlaştırma dönemleri bazında termik üretim birimleri tarafından karşılanması gereken üretim miktarları bulunacaktır. Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri5/9

84 83 6.Termik üretim birimleri, değişken üretim maliyetlerine (yakıt ve değişken işletme maliyetine) göre sıralanacak ve termik üretim birimleri tarafından karşılanması gereken üretim toplamının, güncel emreamadelik durumları da göz önüne alınarak hangi termik üretim birimleri tarafından karşılanacağı belirlenecektir. Herhangi bir santralin belirlenen üretim seviyesinin Minimum Kararlı Üretim Düzeyi (MKÜD) altında kalması durumunda, tüm çalışan santrallar MKÜD’ün üzerinde çalışacak şekilde ince ayar yapılacaktır. 7.Yukarıda belirtildiği şekilde ay başı başlangıç durumu için ayın her bir günü için santral bazında Günlük Üretim Programları belirlenmiş olunacaktır. Her gün güncellenecek fiili üretim miktarları ve hidroelektrik rezervuar seviyeleri ile model günlük olarak çalıştırılarak bir gün sonrası için düzeltilmiş Günlük Üretim Programları ve MKÜD (ticari), Emreamadelik (ticari) parametreleri elde edecektir. Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri6/9

85 84 8.Dengelemeye katılan termik üretim birimleri için değişken üretim maliyetinin bir miktar üstünde (Madde 11’e göre hesaplanacak brüt kar marjı kadar) yük alma fiyatı belirlenecektir. Yük atma fiyatları, değişken maliyetten devreye alma maliyetleri ve küçük bir ek miktar düşülerek hesaplanacaktır. 9.Hidroelektrik üretim birimleri için yük alma fiyatları, yük alma teklifi veren HES’in teklifinin kabul edilmesi durumunda kullanacağı suyu, ayın geri kalan kısımda kullanamamasına bağlı olarak devreye alacağı en düşük marjinal maliyetli santralin marjinal maliyeti dikkate alınarak, bu maliyetin bir miktar üstünde (Madde 11’e göre hesaplanacak brüt kar marjı kadar) belirlenecektir. Hidroelektrik üretim birimleri için yük atma fiyatları, yük atma teklifi veren HES’in teklifinin kabul edilmesi durumunda tasarruf edeceği suyu, ayın geri kalan kısımda kullanarak devre dışı bırakacağı en yüksek marjinal maliyetli santralin marjinal maliyeti dikkate alınarak belirlenecektir. Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri7/9

86 85 10.Yeni ikili anlaşmalara ait satış fiyatları, mevcut ikili anlaşmalardan arta kalan bakiye emreamade kapasite limitleri dahilinde, söz konusu satışı karşılamak için yapılacak ilave üretimin marjinal maliyeti bir miktar üstünde (Madde 11’e göre hesaplanacak brüt kar marjı kadar) belirlenecektir. 11.Tüm dengeleme birimleri için belirlenecek yük alma fiyatları ile marjinal maliyetler arasındaki brüt kar marjı ve ikili anlaşma fiyatları ile marjinal maliyetler arasındaki brüt kar marjı, yıllın geri kalan kısmında karşılanması gereken sabit maliyetlerin ve kar hedefinin, yılın geri kalan kısmında satılması öngörülen enerjiye, saat bazında ülke genelindeki arz ve talep arasındaki fark ile ters orantılı olarak dağıtılması ile belirlenecektir. Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri8/9

87 86 12.PMUM’un tarafından hazırlanan uzlaştırma bildirimlerinin doğruluğu, (a) yük alma ve yük atma talimatlarını, (b) uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimleri, (c) saatlik sistem marjinal fiyatları, (d) uzlaştırma dönemi bazında sistem dengesizlik fiyatları, (e) Uzlaştırmaya Esas Veriş Çekiş Birimlerinin uzlaştırma dönemi bazında uzlaştırmaya esas çekiş miktarları, (f) Dengeleme Birimlerinin saatlik uzlaştırmaya esas veriş miktarları dikkate alınarak yapılacak hesaplamalarla kıyaslanarak kontrol edilecektir. Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri9/9

88 87 GÜNDEM 1. Elektrik Piyasası ve TEİAŞ 2. DUY’un Temel Özellikleri 3. G-DUY’da Dengeleme Sistemi 4. Arz Talep Dengesi ve Fiyatlar İlişkisi 5. Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri 6. PMUM İstatistikleri 7. G-DUY Tanımlar ve Kavramlar 8. G-DUY Prosedürler

89 YILI TEDARİKÇİLERİN TETAŞ'a FATURA ETTİĞİ MALİ UZLAŞTIRMA BEDELLERİ (KDV hariç TL)

90 YILI TETAŞ'ın TEDARİKÇİLER'e FATURA ETTİĞİ MALİ UZLAŞTIRMA BEDELLERİ (KDV hariç TL)

91 YILI SİSTEME VERİLEN, SİSTEMDEN ÇEKİLEN ENERJİ MİKTARLARININ LİSANS TİPİNE GÖRE DAĞILIMI (KÜMÜLATİF)

92 YILI TEDARİKÇİLERİN TETAŞ'A FATURA ETTİKLERİ MALİ UZLAŞTIRMA BEDELLERİ (KDV hariç TL)

93 YILI TETAŞ'IN TEDARİKÇİLERE FATURA ETTİĞİ MALİ UZLAŞTIRMA BEDELLERİ (KDV hariç TL)

94 YILI BRÜT ÜRETİMLER, SİSTEME VERİLEN-SİSTEMDEN ÇEKİLEN ENERJİLER

95 YILI SİSTEMDEN ÇEKİLEN ENERJİNİN TÜKETİM TİPİNE GÖRE DAĞILIMI

96 95 PMUM'A KAYITLI TEDARİKÇİLERİN LİSANS TİPİNE GÖRE DAĞILIMI (%)

97 96 PMUM'A KAYITLI KURULU GÜCÜN LİSANS TİPİNE GÖRE DAĞILIMI (MW)

98 97 KURULU GÜÇ (MW)

99 98

100 99

101 100 GÜNDEM Sanal Uygulama

102 101 Sanal Uygulama Süreci  Sanal Uygulamanın Amaçları:  Tasarlanmış olan iş süreçlerinin işletilerek süreçler ile ilgili iyileştirme çalışmalarının yapılması,  Sanal uygulamanın sona ermesi ve gerçek uygulamanın başlamasıyla tüm tarafların görev ve sorumlulukları hakkında tereddüde yer vermeyecek şekilde bilgi sahibi olmasının sağlanmasıdır.  Sanal Uygulama;  öneriler doğrultusunda iş süreçlerinde yapılacak değişikliklerle  yeni araç ve sistemlerin geliştirilip devreye alınmasıyla sürekli gelişim gösteren bir süreç olacaktır.

103 102 Sanal Uygulama Süreci Niçin Sanal Uygulama?  Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği “Geçici Madde uygulamalar, herhangi bir ödeme yükümlülüğü doğmaksızın sanal olarak gerçekleştirilir ve bu süre boyunca ödemelere ilişkin ilgili mevzuat hükümleri kapsamındaki mevcut uygulamalar devam eder.”  Herhangi bir dengeleme talimatına ilişkin meydana gelebilecek mali yükümlülüğün karşılanmasına ilişkin mekanizma işlerlik kazanmadı  Piyasanın faaliyete geçebilmesi için gerekli ikili anlaşmalar henüz tamamlanmış değil (EÜAŞ – TETAŞ – TEDAŞ ikili anlaşmaları)  Piyasa katılımcıları hazırlık çalışmalarını henüz tamamlamış değiller

104 103 Sanal Uygulama Süreci Sanal Uygulamadan Beklenenler:  Gerçek uygulamaya ilişkin tasarlanmış olan iş süreçleri, prosedürler, formlar vb. dokümantasyonun tüm taraflarca incelenmesi ve gerekli iyileştirme çalışmalarının tamamlanması,  Gerçek uygulama aşamasında kullanılacak bilgisayar programları ve tüm uygulamaların test edilmesi,  İlgili tüm tarafların gerçek uygulamada kullanacağı dokümantasyon, bilgisayar programı vb. tüm uygulamaları kullanma becerisi elde etmesi,  Piyasa katılımcılarının sanal uygulama sürecinde verdikleri kararlar doğrultusunda elde ettikleri sonuçları değerlendirebilmelerinin sağlanması,  Tespit edilebilen tüm aksaklıkların gerçek uygulama öncesinde tespit edilerek giderilmesi; Mali Uzlaştırma Tebliği’nin sanal uygulaması sürecinde 30’dan fazla durum tespit edilmiş ve gerekli aksiyonlar alınmıştır.

105 Elektrik Piyasası ve TEİAŞ 2. DUY’un Temel Özellikleri 3. G-DUY’da Dengeleme Sistemi 4. Arz Talep Dengesi ve Fiyatlar İlişkisi 5. Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri 6. PMUM İstatistikleri 7. G-DUY Tanımlar ve Kavramlar 8. G-DUY Prosedürler GÜNDEM

106 105  7.1. Yük Alma ve Yük Atma Tekliflerinin Yapısı ve İçeriği  7.2. GÜP ve KGÜP’lerin Yapısı ve İçeriği  7.3. Dengeleme Birimine İlişkin Teknik Parametrelerin Yapısı  7.4. GÜP ve Dengeleme Birimine İlişkin Teknik Parametrelerin Bildirilmesi  7.5. Yük Alma ve Yük Atma Talimatları  7.6 Yerine Getirilmeyen Yük Alma Talimatları Ücreti GÜNDEM

107 106 Y ü k Alma ve Y ü k Atma Tekliflerinin Yapısı ve İ ç eriği Madde 32- Dengeleme sistemi katılımcıları; bir fatura döneminde geçerli olmak üzere, her bir uzlaştırma dönemi için kendi adlarına kayıtlı dengeleme birimlerinin yük alma ve yük atma teklif fiyatlarını ayrı ayrı vermekle yükümlüdür.. Dengeleme sistemi katılımcıları, her biri bir uzlaştırma döneminde geçerli olmak üzere 3 adet fiyat teklif seti bildirir. Her bir fiyat teklif seti; aşağıda belirtilen esaslar çerçevesinde, 2 adet yük alma teklif fiyatı ve 2 adet yük atma teklif fiyatından oluşur:  Yük Alma Teklif Fiyatı 1 (YAL1): Dengeleme sistemi katılımcısının, ilgili dengeleme biriminin KGÜP’üne göre, 0 (sıfır) MW’tan MKÜD’e kadar yapabileceği üretim artışı için talep ettiği birim fiyattır (TL/MWh),  Yük Alma Teklif Fiyatı 2 (YAL2): Dengeleme sistemi katılımcısının, ilgili dengeleme biriminin KGÜP’üne göre, MKÜD’ün üzerinde yapabileceği üretim artışı için talep ettiği birim fiyattır (TL/MWh),  Yük Atma Teklif Fiyatı 1 (YAT1): Dengeleme sistemi katılımcısının ilgili dengeleme biriminin KGÜP’üne göre, MKÜD’den 0 (sıfır) MW’a kadar yapabileceği üretim azalması için ödemeyi teklif ettiği birim fiyattır (TL/MWh),  Yük Atma Teklif Fiyatı 2 (YAT2): Dengeleme sistemi katılımcısının ilgili dengeleme biriminin KGÜP’üne göre, MKÜD’e kadar yapabileceği üretim azalması için ödemeyi teklif ettiği birim fiyattır (TL/MWh). Bildirilen tüm yük alma ve yük atma teklif fiyatları en az sıfıra eşit ya da sıfırdan büyük olup; tüm yük alma ve yük atma teklifleri açısından; YAL 2 >= YAL 1, YAT 2 >= YAT 1, YAL 1 >= YAT 1, YAL 2 >= YAT 2, eşitlikleri geçerlidir.

108 107 GÜNDEM  7.1. Yük Alma ve Yük Atma Tekliflerinin Yapısı ve İçeriği  7.2. GÜP ve KGÜP’lerin Yapısı ve İçeriği  7.3. Dengeleme Birimine İlişkin Teknik Parametrelerin Yapısı  7.4. GÜP ve Dengeleme Birimine İlişkin Teknik Parametrelerin Bildirilmesi  7.5. Yük Alma ve Yük Atma Talimatları  7.6 Yerine Getirilmeyen Yük Alma Talimatları Ücreti

109 108 GÜP ve KGÜP’lerin Yapısı ve İçeriği (G-DUY Madde 35’den alıntı) GÜP’ler, dengeleme sistemi katılımcıları tarafından belirlenir. Dengeleme sistemi katılımcıları tarafından her gün saat 14:30’a kadar her bir dengeleme birimi için belirlenerek MYTM’ye bildirilen GÜP’ler saat 15:30’da kesinleşir. Bu şekilde kesinlik kazanmış olan GÜP’e KGÜP adı verilir. KGÜP’ler bir gün sonrası için üretim planlama faaliyetlerine ve gerçek zamanlı dengeleme işlemlerine baz oluşturur. KGÜP’ler, bildirimin yapıldığı günü izleyen gün saat 00:00 ile 24:00 saatleri arası 24 saatlik dönemi kapsar ve GÜP’ler ile aynı yapıdadır.

110 109 GÜNDEM  7.1. Yük Alma ve Yük Atma Tekliflerinin Yapısı ve İçeriği  7.2. GÜP ve KGÜP’lerin Yapısı ve İçeriği  7.3. Dengeleme Birimine İlişkin Teknik Parametrelerin Yapısı  7.4. GÜP ve Dengeleme Birimine İlişkin Teknik Parametrelerin Bildirilmesi  7.5. Yük Alma ve Yük Atma Talimatları  7.6 Yerine Getirilmeyen Yük Alma Talimatları Ücreti

111 110 Dengeleme Birimine İlişkin Teknik Parametrelerin Yapısı Madde 37- Dengeleme birimine ilişkin asgari teknik parametreler aşağıdakilerden oluşur:  KGÜP yapısında Emreamade Kapasite (MW),  KGÜP yapısında MKÜD (MW),  MW/dakika olarak yüklenme hızı. Yüklenme hızının gün içinde değişmesi durumunda, başlangıç üretim seviyesi belirtilerek en fazla 4 değişik yüklenme hız değeri bildirilebilir,  MW/dakika olarak yük düşme hızı. Yük düşme hızının gün içinde değişmesi durumunda, başlangıç üretim seviyesi belirtilerek en fazla 4 değişik yük düşme hız değeri bildirilebilir,  Dengeleme biriminin 0 (sıfır) yükten yüklemeye başlaması için gereken süre (dakika),  Yük alma talimatının yerine getirilmeye başlanması için gereken süre (dakika),  Yük atma talimatının yerine getirilmeye başlanması için gereken süre (dakika),  Dengeleme biriminin yük atma talimatı ile 0 (sıfır) yüke indirilmesi durumunda, yeniden yüklenmeye başlamadan önce 0 (sıfır) yükte kalması gereken minimum süre (dakika),  Dengeleme biriminin yük alma talimatı ile MKÜD seviyesine ya da MKÜD seviyesinin üzerine çıkarılması durumunda, dengeleme biriminin yeniden yük düşmeye başlamadan önce MKÜD seviyesinde ya da MKÜD seviyesinin üzerinde kalması gereken minimum süre (dakika). Dengeleme birimine ilişkin teknik parametreler, dengeleme birimi bazında bildirilir. Dengeleme biriminin birden fazla üniteden oluşması durumunda, dengeleme birimine ilişkin teknik parametreler, dengeleme birimini oluşturan tüm ünitelerin, ilgili dönem için planlanan üretim seviyesine ve üretim koşullarına bağlı olarak birlikte gösterecekleri etkiyi yansıtacak şekilde belirlenir. Teknik parametrelerin ilgili dengeleme birimlerinin teknik olarak sağlayabildikleri koşulları yansıtması esastır.

112 111 GÜNDEM  7.1. Yük Alma ve Yük Atma Tekliflerinin Yapısı ve İçeriği  7.2. GÜP ve KGÜP’lerin Yapısı ve İçeriği  7.3. Dengeleme Birimine İlişkin Teknik Parametrelerin Yapısı  7.4. GÜP ve Dengeleme Birimine İlişkin Teknik Parametrelerin Bildirilmesi  7.5. Yük Alma ve Yük Atma Talimatları  7.6 Yerine Getirilmeyen Yük Alma Talimatları Ücreti

113 112 GÜP ve Dengeleme Birimine İlişkin Teknik Parametrelerin Bildirilmesi Madde 37- Dengeleme sistemi katılımcıları, GÜP’leri ve dengeleme birimine ilişkin teknik parametreleri saat 14:30’a kadar MYTM’ye bildirir. Saat 14:30’a kadar bir dengeleme birimine ilişkin GÜP’ler ve teknik parametrelerin bildirilmemesi durumunda, söz konusu dengeleme birimine ilişkin olarak verilmiş olan en son GÜP ve teknik parametreler seti, tüm gün için geçerli olur. Saat 14:30 itibarıyla kesinleşmiş olan KGÜP’ler değiştirilemez. Dengeleme sistemi katılımcılarının ilgili dengeleme birimlerinin üretimlerini, MYTM tarafından herhangi bir yük alma veya yük atma talimatı verilmediği sürece, KGÜP’lerinde belirtildiği şekilde gerçekleştirmeleri esastır.

114 113 GÜNDEM  7.1. Yük Alma ve Yük Atma Tekliflerinin Yapısı ve İçeriği  7.2. GÜP ve KGÜP’lerin Yapısı ve İçeriği  7.3. Dengeleme Birimine İlişkin Teknik Parametrelerin Yapısı  7.4. GÜP ve Dengeleme Birimine İlişkin Teknik Parametrelerin Bildirilmesi  7.5. Yük Alma ve Yük Atma Talimatları  7.6 Yerine Getirilmeyen Yük Alma Talimatları Ücreti

115 114 Yük Alma ve Yük Atma Talimatları Madde 41- Yük alma veya yük atma talimatları, ilgili dengeleme sistemi katılımcısı ile MYTM arasında yapılmış olan uzlaştırmaya esas ikili anlaşma bildirimi olarak kabul edilir.  MYTM tarafından dengeleme sistemi katılımcılarına bildirilen yük alma veya yük atma talimatları, dengeleme ve uzlaştırma sistemi kapsamında, arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi amacıyla verilen talimatların yanı sıra ilgili mevzuat gereğince MYTM tarafından gerçekleştirilen diğer faaliyetler kapsamında verilen talimatları da içerebilir.  Uzlaştırmaya esas olmak üzere sistemin tamamında arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi amacıyla verilen yük alma ve yük atma talimatları, ilgili mevzuat gereğince MYTM tarafından gerçekleştirilen diğer faaliyetler kapsamında verilen yük alma ve yük atma talimatlarından ayrı olarak değerlendirilir. Sistemin tamamında arz ve talebin gerçek zamanlı olarak dengelenmesi amacıyla verilen talimatların etiket değeri 0 (sıfır), diğer tüm talimatların etiket değeri 1 (bir) olarak MYTM tarafından belirlenir. Bir talimatın, her iki amaçla da ilişkili olması durumunda, talimata, MYTM tarafından en çok ilişkili olduğu sebeple ilgili talimat etiket değeri verilir.

116 115 GÜNDEM  7.1. Yük Alma ve Yük Atma Tekliflerinin Yapısı ve İçeriği  7.2. GÜP ve KGÜP’lerin Yapısı ve İçeriği  7.3. Dengeleme Birimine İlişkin Teknik Parametrelerin Yapısı  7.4. GÜP ve Dengeleme Birimine İlişkin Teknik Parametrelerin Bildirilmesi  7.5. Yük Alma ve Yük Atma Talimatları  7.6 Yerine Getirilmeyen Yük Alma Talimatları Ücreti

117 116 Yerine Getirilmeyen Yük Alma Talimatları Ücreti Madde 71- Her bir dengeleme biriminin, her bir uzlaştırma döneminde yerine getirilmeyen yük alma talimatlarına ilişkin olarak bir fatura dönemi için ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarı aşağıdaki formüle göre hesaplanır : (15) Bu formülde geçen;  TEYALTt,uBir fatura dönemi için, “t” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma döneminde yerine getirilmeyen yük alma talimatlarına ilişkin olarak ilgili piyasa katılımcısına tahakkuk ettirilecek borç tutarını (TL),  TEYALM1t,s74 üncü madde uyarınca hesaplanan, “t” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma döneminin, “s” saatindeki, 0 (sıfır) MW’dan MKÜD’e kadar olan yerine getirilmeyen yük alma talimat miktarını (MWh),  YAF1t, s64 üncü madde uyarınca belirlenen, “t” dengeleme birimine, 0 (sıfır) MW’dan MKÜD’e kadar yük alması için uygulanan saatlik yük alma fiyatını (TL/MWh),  TEYALM2t,s72 nci madde uyarınca hesaplanan, “t” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma döneminin, “s” saatindeki, MKÜD’ün üzerinde olan yerine getirilmeyen yük alma talimat miktarını (MWh),  YAF2t, s64 üncü madde uyarınca belirlenen, “t” dengeleme birimine, MKÜD’ün üzerinde yük alması için uygulanan saatlik yük alma fiyatını (TL/MWh),  SDFu69 uncu madde uyarınca hesaplanan, bir fatura dönemi içindeki “u” uzlaştırma dönemi için Sistem Dengesizlik Fiyatını (TL/MWh),  n“u” uzlaştırma dönemi içerisindeki saat sayısını,  İSKKu55 inci madde uyarınca hesaplanan, “u” uzlaştırma dönemi için sisteme enerji veren piyasa katılımcısına uygulanacak olan İletim Sistemi Kayıp Katsayısını,  ifade eder.

118 Elektrik Piyasası ve TEİAŞ 2. DUY’un Temel Özellikleri 3. G-DUY’da Dengeleme Sistemi 4. Arz Talep Dengesi ve Fiyatlar İlişkisi 5. Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri 6. PMUM İstatistikleri 7. G-DUY Tanımlar ve Kavramlar 8. G-DUY Prosedürler GÜNDEM

119 118 G-DUY Prosed ü rler Yük Alma, Yük Atma Teklif Fiyatlarının Bildirilmesi Prosedürü Bir Gün Sonrası için Üretim planlama Prosedürü Bir Gün Sonrası için Üretim planlama Prosedürü Gerçek Zamanlı Dengeleme Prosedürü Gerçek Zamanlı Dengeleme Prosedürü Dengeleme Faaliyetlerine İlişkin Sonuçların PMUM’a Bildirilmesi Prosedürü Dengeleme Faaliyetlerine İlişkin Sonuçların PMUM’a Bildirilmesi Prosedürü Burada sunulan ve diğer tüm prosedürlere adresinden Piyasa Mali Uzlaştırma linki altından ulaşabilirsiniz.


"E-partner TEİAŞ G-DUY EÜAŞ Sunumu TEİAŞ Genel Müdürlüğü - EPHMU Dai. Bşk. Sanal Dönem Uygulamaları 3-4 Şubat 2005 İstanbul." indir ppt

Benzer bir sunumlar


Google Reklamları