GÜNDEM 1. Elektrik Piyasası ve TEİAŞ 2. DUY’un Temel Özellikleri

... konulu sunumlar: "GÜNDEM 1. Elektrik Piyasası ve TEİAŞ 2. DUY’un Temel Özellikleri"— Sunum transkripti:

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

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

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

3 Bir emtia olarak elektrik
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)

4 Türkiye Elektrik İletim Şirketi
Piyasası Kanun No. 4628 Şubat 2001 İletim Lisansı Şebeke Yönetmeliği Arz Güvenliği Ve Kalitesi Yan Hizmetler

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

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

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

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

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.

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.

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

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

13 Öngörülen Yeni Piyasa Yapısı (01.01.2005)
DAĞITIM ŞİRKETLERİ SERBEST OLMAYAN TÜKETİCİLER ÜRETİM ŞİRKETLERİ OTOPRODÜKTÖRLER SERBEST TÜKETİCİLER Yİ / YİD / İHD EÜAŞ 7000 MW (Hidrolik) TETAŞ SPOT PİYASA %50-60

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

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

16 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

17 Dengeleme ÜRETİM = TÜKETİM ÜRETİM İLETİM DAĞITIM / TÜKETİM
Sistem Frekansı = 50 Hz EMRA: Sunumda FDB vermekten muaf tutulan santralların isterlerse teklif vermelerini engelleyen bir durum yoktur. Bu santrallar ticari dengesizlikten muaf değillerdir. TEİAŞ: Bazı durumlarda sistem işletmecisi bu santrallara talimat verme ihtiyacı duyabilir. Bu santralların teklif verip vermemesine sistem işletimcisi karar vermeli. Deloitte: Katılması zorunlu olanlar için mutlaka bir limit olmalıdır. Limit altında kalanların katılabilmeleri ile ilgili bir kısıt olmamalıdır. Katılıp katılmayacakları sistem işletimcisinin kararı olmalıdır. Arz Değişimleri ÜRETİM = TÜKETİM Talep Değişimleri

18 Dengeleme – Mevcut Uygulamalar
Otop/Otop Grubu Üretim Programları Arz Kaynakları Durumu Sistem Frekansı Yİ, YİD, İHD Üretim Gerekleri DSİ Su Kullanım Limitleri Sistem Kısıt Tahminleri Yan Hizmet İhtiyaçları Gerçekleşen Talep Sistem Kısıtları Talep Tahmini Gün Öncesi Planlama Gerçek Zamanlı Dengeleme İthalat, İhracat EMRA: Sunumda FDB vermekten muaf tutulan santralların isterlerse teklif vermelerini engelleyen bir durum yoktur. Bu santrallar ticari dengesizlikten muaf değillerdir. TEİAŞ: Bazı durumlarda sistem işletmecisi bu santrallara talimat verme ihtiyacı duyabilir. Bu santralların teklif verip vermemesine sistem işletimcisi karar vermeli. Deloitte: Katılması zorunlu olanlar için mutlaka bir limit olmalıdır. Limit altında kalanların katılabilmeleri ile ilgili bir kısıt olmamalıdır. Katılıp katılmayacakları sistem işletimcisinin kararı olmalıdır. EÜAŞ Kaynaklarının Ekonomik Kullanımı

19 Dengeleme – Mevcut Uygulamalar
Puant Hidroelektrik Sant. Termik Santrallar Nehir Tipi Hidroelektrik Sant. Baz Yük Hidroelektrik Sant. Otoprodüktörler EMRA: Sunumda FDB vermekten muaf tutulan santralların isterlerse teklif vermelerini engelleyen bir durum yoktur. Bu santrallar ticari dengesizlikten muaf değillerdir. TEİAŞ: Bazı durumlarda sistem işletmecisi bu santrallara talimat verme ihtiyacı duyabilir. Bu santralların teklif verip vermemesine sistem işletimcisi karar vermeli. Deloitte: Katılması zorunlu olanlar için mutlaka bir limit olmalıdır. Limit altında kalanların katılabilmeleri ile ilgili bir kısıt olmamalıdır. Katılıp katılmayacakları sistem işletimcisinin kararı olmalıdır. Yİ, YİD, İHD Santralları

20 Dengeleme – Mevcut Uygulamalar
EMRA: Sunumda FDB vermekten muaf tutulan santralların isterlerse teklif vermelerini engelleyen bir durum yoktur. Bu santrallar ticari dengesizlikten muaf değillerdir. TEİAŞ: Bazı durumlarda sistem işletmecisi bu santrallara talimat verme ihtiyacı duyabilir. Bu santralların teklif verip vermemesine sistem işletimcisi karar vermeli. Deloitte: Katılması zorunlu olanlar için mutlaka bir limit olmalıdır. Limit altında kalanların katılabilmeleri ile ilgili bir kısıt olmamalıdır. Katılıp katılmayacakları sistem işletimcisinin kararı olmalıdır.

21 Dengeleme – Mevcut Uygulamalar
Otop/Otop Grubu Üretim Programları Arz Kaynakları Durumu Sistem Frekansı Yİ, YİD, İHD Üretim Gerekleri DSİ Su Kullanım Limitleri Sistem Kısıt Tahminleri Yan Hizmet İhtiyaçları Gerçekleşen Talep Sistem Kısıtları Talep Tahmini Gün Öncesi Planlama Gerçek Zamanlı Dengeleme İthalat, İhracat EMRA: Sunumda FDB vermekten muaf tutulan santralların isterlerse teklif vermelerini engelleyen bir durum yoktur. Bu santrallar ticari dengesizlikten muaf değillerdir. TEİAŞ: Bazı durumlarda sistem işletmecisi bu santrallara talimat verme ihtiyacı duyabilir. Bu santralların teklif verip vermemesine sistem işletimcisi karar vermeli. Deloitte: Katılması zorunlu olanlar için mutlaka bir limit olmalıdır. Limit altında kalanların katılabilmeleri ile ilgili bir kısıt olmamalıdır. Katılıp katılmayacakları sistem işletimcisinin kararı olmalıdır. EÜAŞ Kaynaklarının Ekonomik Kullanımı

22 Dengeleme – Yeni Piyasa Yapısındaki Uygulamalar
Otop/Otop Grubu Üretim Programları Dengeleme Birimlerinin Üretim Programı, Teknik Parametreleri Ve Teklifleri Arz Kaynakları Durumu Sistem Frekansı Yİ, YİD, İHD Üretim Gerekleri DSİ Su Kullanım Limitleri Sistem Kısıt Tahminleri Yan Hizmet İhtiyaçları Gerçekleşen Talep Sistem Kısıtları Talep Tahmini Gün Öncesi Planlama Gerçek Zamanlı Dengeleme İthalat, İhracat EMRA: Sunumda FDB vermekten muaf tutulan santralların isterlerse teklif vermelerini engelleyen bir durum yoktur. Bu santrallar ticari dengesizlikten muaf değillerdir. TEİAŞ: Bazı durumlarda sistem işletmecisi bu santrallara talimat verme ihtiyacı duyabilir. Bu santralların teklif verip vermemesine sistem işletimcisi karar vermeli. Deloitte: Katılması zorunlu olanlar için mutlaka bir limit olmalıdır. Limit altında kalanların katılabilmeleri ile ilgili bir kısıt olmamalıdır. Katılıp katılmayacakları sistem işletimcisinin kararı olmalıdır. Dengeleme Piyasası – Kaynak Optimizasyonu Yan Hizmetler – Sistem İşletim Öncelikleri

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

24 Dengeleme Dengeleme, elektrik enerjisi arz ve talebini gerçek zamanlı olarak dengede tutmak amacıyla, sistem işletmecisi tarafından yürütülen; (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 Piyasası Yan Hizmetler faaliyetlerini ve bu faaliyetler için gerekli teknik ve idari işlemleri içerir.

25 Dengeleme Mekanizmasına Genel Bakış
Üretim Şirketleri Otoprodüktörler Otoprodüktör Grupları 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 Gün Öncesi Üretim Planlama Gerçek Zamanlı Dengeleme Sistem Frekansı Değişimleri Sistem Kısıtları & Yan Hizmet İhtiyaçları EMRA: Sunumda FDB vermekten muaf tutulan santralların isterlerse teklif vermelerini engelleyen bir durum yoktur. Bu santrallar ticari dengesizlikten muaf değillerdir. TEİAŞ: Bazı durumlarda sistem işletmecisi bu santrallara talimat verme ihtiyacı duyabilir. Bu santralların teklif verip vermemesine sistem işletimcisi karar vermeli. Deloitte: Katılması zorunlu olanlar için mutlaka bir limit olmalıdır. Limit altında kalanların katılabilmeleri ile ilgili bir kısıt olmamalıdır. Katılıp katılmayacakları sistem işletimcisinin kararı olmalıdır. Gerçek Zamanlı Talep Değişimleri Gerçek Zamanlı Arz Değişimleri Bir Gün Sonrası İçin Dengeleme Birimleri Üretim Tahmini

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.

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.

28 Dengeleme Mekanizması Bilgi Gereksinimleri
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

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

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

31 Yük Alma, Yük Atma Teklif Fiyatları
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. KGÜP=0 EAK MKÜD MW YAL2 YAL1 KGÜP zaman

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. KGÜP = MKÜD EAK MKÜD MW YAL2 KGÜP YAT1 zaman

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. MKÜD < KGÜP <=EAK MW EAK YAL2 KGÜP MKÜD YAT2 YAT1 zaman

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. KGÜP = EAK MW EAK KGÜP YAT2 MKÜD YAT1 zaman

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

36 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. Başlangıç Zamanı Başlangıç Seviyesi (MW) Bitiş Zamanı Bitiş Seviyesi 00:00 Başlangıç Seviyesi 1 Bitiş Zamanı 1 Bitiş Seviyesi 1 Başlangıç Zamanı 2 Başlangıç Seviyesi 2 Bitiş Zamanı 2 Bitiş Seviyesi 2 ... Başlangıç Zamanı N Başlangıç Seviyesi N 24:00 Bitiş Zamanı N EMRA: Sunumda FDB vermekten muaf tutulan santralların isterlerse teklif vermelerini engelleyen bir durum yoktur. Bu santrallar ticari dengesizlikten muaf değillerdir. TEİAŞ: Bazı durumlarda sistem işletmecisi bu santrallara talimat verme ihtiyacı duyabilir. Bu santralların teklif verip vermemesine sistem işletimcisi karar vermeli. Deloitte: Katılması zorunlu olanlar için mutlaka bir limit olmalıdır. Limit altında kalanların katılabilmeleri ile ilgili bir kısıt olmamalıdır. Katılıp katılmayacakları sistem işletimcisinin kararı olmalıdır.

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. EMRA: Sunumda FDB vermekten muaf tutulan santralların isterlerse teklif vermelerini engelleyen bir durum yoktur. Bu santrallar ticari dengesizlikten muaf değillerdir. TEİAŞ: Bazı durumlarda sistem işletmecisi bu santrallara talimat verme ihtiyacı duyabilir. Bu santralların teklif verip vermemesine sistem işletimcisi karar vermeli. Deloitte: Katılması zorunlu olanlar için mutlaka bir limit olmalıdır. Limit altında kalanların katılabilmeleri ile ilgili bir kısıt olmamalıdır. Katılıp katılmayacakları sistem işletimcisinin kararı olmalıdır.

38 Kesinleşmiş Günlük Üretim Programı
Kesinleşmiş Günlük Üretim Programı Örneği: EMRA: Sunumda FDB vermekten muaf tutulan santralların isterlerse teklif vermelerini engelleyen bir durum yoktur. Bu santrallar ticari dengesizlikten muaf değillerdir. TEİAŞ: Bazı durumlarda sistem işletmecisi bu santrallara talimat verme ihtiyacı duyabilir. Bu santralların teklif verip vermemesine sistem işletimcisi karar vermeli. Deloitte: Katılması zorunlu olanlar için mutlaka bir limit olmalıdır. Limit altında kalanların katılabilmeleri ile ilgili bir kısıt olmamalıdır. Katılıp katılmayacakları sistem işletimcisinin kararı olmalıdır.

39 Kesinleşmiş Günlük Üretim Programı
Kesinleşmiş Günlük Üretim Programı Örneği: Başlangıç Zamanı Başlangıç Seviyesi (MW) Bitiş Zamanı Bitiş Seviyesi 00:00 50 06:00 06:50 100 17:10 18:00 150 21:00 22:40 24:00 EMRA: Sunumda FDB vermekten muaf tutulan santralların isterlerse teklif vermelerini engelleyen bir durum yoktur. Bu santrallar ticari dengesizlikten muaf değillerdir. TEİAŞ: Bazı durumlarda sistem işletmecisi bu santrallara talimat verme ihtiyacı duyabilir. Bu santralların teklif verip vermemesine sistem işletimcisi karar vermeli. Deloitte: Katılması zorunlu olanlar için mutlaka bir limit olmalıdır. Limit altında kalanların katılabilmeleri ile ilgili bir kısıt olmamalıdır. Katılıp katılmayacakları sistem işletimcisinin kararı olmalıdır.

40 Günlük Üretim Programı (MW veya MWh)
1 2 3 4 5 6 7 8 50 100 150 200 MW Saat 10 9 11 12 G-DUY Md. 35 Önerilen Başlangıç Bitiş Saat MW 50 2 4 100 5 150 8 9 10 11 Saat MWh 01:00 50 07:00 150 02:00 08:00 03:00 62.5 09:00 125 04:00 87.5 10:00 100 05:00 11:00 06:00

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.

42 Teknik Parametreler Minimum Kararlı Üretim Düzeyi: Başlangıç Zamanı
Başlangıç Seviyesi 00:00 30 06:00 60 17:10 90 21:00

43 Teknik Parametreler Emreamade Kapasite: Başlangıç Zamanı
Başlangıç Seviyesi 00:00 110 12:00 165 Emreamade Kapasite:

44 Teknik Parametreler KGÜP, MKÜD, EAK:

45 Teknik Parametreler Yüklenme Hızı: Yük Düşme Hızı: Yük Seviye Aralığı
Hız (MW/dak.) 55 15 110 12 165 10 Yük Düşme Hızı: Yük Seviye Aralığı Hız (MW/dak.) 55 20 110 15 165 12

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)

47 tarafından iptal edilebileceği en son zaman
Teknik Parametreler Devrede olmayan (0 yükteki) dengeleme birimine verilen YAL talimatı: MW YAL talimatının yerine getirilmeye başlaması için gereken süre: 20 dak. (Madde 36-f) Yüklenme eğrisi 12:35 12:55 13:00 zaman Talimatın MYTM tarafından iptal edilebileceği en son zaman Devrede olmayan dengeleme biriminin senkronize olup yüklenmeye başlaması için gereken süre: 5 dak. (Madde 36-e)

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

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

50 YAL, YAT Teklif Fiyatlarının Bildirilmesi

51 Talep Tahmininin Bildirilmesi

52 GÜP ve Teknik Parametrelerin Bildirilmesi

53 Bir Gün Sonrası Üretim Planının Hazırlanması ve Bildirilmesi

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

55 Gün Öncesi Planlama Dengeleme birimleri tarafından karşılanacak talep belirlenir.

56 Gün Öncesi Planlama Dengeleme birimleri tarafından karşılanacak talep belirlenir.

57 Gün Öncesi Planlama Sistemin yük ihtiyacı belirlenir.

58 Gün Öncesi Planlama Sistemin yük ihtiyacı belirlenir.

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

60 YAL, YAT Tekliflerinin Değerlendirilmesi

61 YAL, YAT Tekliflerinin Değerlendirilmesi
YAL İhtiyacı 2.000 MW TL/kWh 87.000 TL/kWh 79.750 72.500 TL/kWh 65.250 58.000 TL/kWh 50.750 43.500 TL/kWh 36.250 29.000 TL/kWh 21.750 14.500 7.250

62 YAL, YAT Tekliflerinin Değerlendirilmesi

63 YAL, YAT Tekliflerinin Değerlendirilmesi
YAT İhtiyacı 1.000 MW TL/kWh 87.000 79.750 72.500 65.250 TL/kWh 58.000 TL/kWh 50.750 TL/kWh 43.500 36.250 TL/kWh 29.000 TL/kWh 21.750 TL/kWh 14.500 7.250

64 Geçiş Dönemi Yazılımı Dengeleme Fonksiyonları

65 Geçiş Dönemi Yazılımı Dengeleme Fonksiyonları

66 Geçiş Dönemi Yazılımı Dengeleme Fonksiyonları

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.

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

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

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

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

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

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

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.

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.

76 Arz-Talep Dengesi ve Fiyatlar Arası İlişki
MW Bakım onarım dolayısıyla azalma Toplam Üretim Kapasitesi Toplam Talep Puant Gündüz Gece 8,760 saat

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

78 Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri 1/9
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.

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

80 Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenler 3/9
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.

81 Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri 4/9
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.

82 Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri 5/9
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. SANTRALN 8,760 saat SU FİYATI = SANTRALN ENERJİ FİYATI Tahmini Hidro Üretimi Toplam Talep Sıralı Zaman Enerji Fiyatı Bazlı Termik Üretim Yığını SANTRAL1 MW Ortalama yağışa göre belirlenmiş hidro elektrik üretim başlangıç seviyesi Şekil 1 – Termik ve Hidroelektrik Santral Sıralaması

83 Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri 6/9
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.

84 Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri 7/9
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.

85 Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri 8/9
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.

86 Yeni Ticari Ortamda EÜAŞ’ın Yapması Gerekenleri 9/9
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.

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

88 2004 YILI TEDARİKÇİLERİN TETAŞ'a FATURA ETTİĞİ MALİ UZLAŞTIRMA BEDELLERİ (KDV hariç TL)

89 2004 YILI TETAŞ'ın TEDARİKÇİLER'e FATURA ETTİĞİ MALİ UZLAŞTIRMA BEDELLERİ (KDV hariç TL)

90 2004 YILI SİSTEME VERİLEN, SİSTEMDEN ÇEKİLEN ENERJİ MİKTARLARININ LİSANS TİPİNE GÖRE DAĞILIMI (KÜMÜLATİF)

91 2004 YILI TEDARİKÇİLERİN TETAŞ'A FATURA ETTİKLERİ MALİ UZLAŞTIRMA BEDELLERİ (KDV hariç TL)

92 2004 YILI TETAŞ'IN TEDARİKÇİLERE FATURA ETTİĞİ MALİ UZLAŞTIRMA BEDELLERİ (KDV hariç TL)

93 2004 YILI BRÜT ÜRETİMLER, SİSTEME VERİLEN-SİSTEMDEN ÇEKİLEN ENERJİLER

94 2004 YILI SİSTEMDEN ÇEKİLEN ENERJİNİN TÜKETİM TİPİNE GÖRE DAĞILIMI

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

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

97 KURULU GÜÇ (MW)

98

99

100 GÜNDEM Sanal Uygulama

101 Sanal Uygulama Süreci Sanal Uygulamanın Amaçları: Sanal Uygulama;
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.

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

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.

104 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

105 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

106 Yük Alma ve Yük Atma Tekliflerinin Yapısı ve İçeriği
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.

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

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.

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

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.

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

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.

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

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.

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

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,u Bir 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,s 74 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, s 64 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,s 72 nci madde uyarınca hesaplanan, “t” dengeleme biriminin, “u” uzlaştırma döneminin, “s” saatindeki, MKÜD’ün üzerinde olan yerine getirilmeyen yük alma talimat miktarını (MWh), YAF2t, s 64 üncü madde uyarınca belirlenen, “t” dengeleme birimine, MKÜD’ün üzerinde yük alması için uygulanan saatlik yük alma fiyatını (TL/MWh), SDFu 69 uncu madde uyarınca hesaplanan, bir fatura dönemi içindeki “u” uzlaştırma dönemi için Sistem Dengesizlik Fiyatını (TL/MWh), n “u” uzlaştırma dönemi içerisindeki saat sayısını, İSKKu 55 inci madde uyarınca hesaplanan, “u” uzlaştırma dönemi için sisteme enerji veren piyasa katılımcısına uygulanacak olan İletim Sistemi Kayıp Katsayısını, ifade eder.

117 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

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