İspanya

İspanya’nın elektrik sisteminde önemli düzeyde kapasite fazlası bulunmaktadır. Toplam kurulu kapasite 100 GW'nin üzerindeyken, son 5 yılda sistem puant talebi 40 GW civarında olmuştur. Ayrıca, değişken ve mevsimsel enerji kaynakları olmaksızın geleneksel kurulu kapasite (termik ve nükleer santraller), maksimum puant talebi halihazırda aşmaktadır ve bu, İspanya’da arz güvenliğinin ne kadar yüksek olduğunu göstermektedir.

Bu yüksek düzeydeki puant talep karşılama imkanı nedeniyle birçok gazla çalışan, esnek üretim santrali uzun süreler boyunca atıl kalmaktadır. Sistem gerektirdiğinde, bu santraller hızlı bir şekilde tepki verebilir ve şebeke kısıtlılıklarını hafifletebilir. Diğer yandan, bu santraller yılda 5.000 saatin üzerinde çalışacak şekilde tasarlanmıştır, ancak beklenen

22 Bundesnetzagentur, Monitoringbericht 2019.

23 Sicherheitsbereitschaft.

düzeyin büyük ölçüde altında kullanılmışlardır (şebekenin sık sık tıkanıklık sorunu olan alanlarına yakın yerlerde bulunanlar hariç, çoğu birim için 1.500 saatten az).

Sonuç olarak, birçok KÇGT işletmecisi konumlarını dengelemek için ek önlemler talep etmektedir. İspanya elektrik piyasasında tavan fiyat 180 €/MWh olarak belirlenmiştir. Bu yüzden, puant yük santrallerinin işletmecileri, sabit maliyetlerinin tamamını geri kazanmalarına yardımcı olan kıtlık fiyatlandırma dönemlerinden yararlanamazlar (Almanya örneği). Başlangıçta, kalıcı olarak şebekeye bağlı tesisler için (çoğunlukla kömür ve KÇGT'ler) sabit bir ödeme garanti etmek amacıyla bir kapasite piyasası tasarlanmıştır, ancak bu rejim artık mevcut değildir. Diğer yandan, kömürlü termik santrallerin sistemden çekilmesi (kömür 2019'da toplam üretimin yalnızca %4'ünü oluşturuyordu) ve doğal gaz fiyatlarında yaşanan gelişmelerle (tarihin en düşük fiyatları) KÇGT'lerin sisteme katkıları %20’nin üzerine çıkmıştır ve bu, onların karlılıklarını garanti altına almaktadır.

Daha önce, büyük hidroelektrik santraller ile birlikte kömür, gaz ve fuel oil ile çalışan tesislerin kullanımına açık olan ve Haziran 2018'de kaldırılan bir Kapasite Ödeme mekanizması vardı.²⁴ Mekanizma iki farklı unsur içeriyordu: Yeni kapasite yatırımları için teşvikler (2007'de kuruldu)²⁵ ve emre amadelik ödemesi²⁶ (2011'de kuruldu). Her iki hizmetin de maliyeti sistemdeki tüm son müşteriler tarafından karşılanmıştır.

• Uzun vadede kapasite sağlamaya yönelik yeni kapasite yatırımı teşvikleri hedeflenmiştir. 50 MW'den büyük kapasiteye sahip tüm yenilenebilir enerji dışı tesisler uygun olarak değerlendirilmiştir. 1998'den önce (piyasanın serbestleştirilmesinden önce) kurulan santraller için bir ayrım dahil edilmiştir.

Ödemeler Kapsama Endeksine (sabit kapasitesinin puant talebi karşılama endeksi) göre belirlenmiştir.

o Kapsama Endeksi <1,1 ise, yıllık ödeme 28.000 €/MW idi

o Kapsama Endeksi ≥ 1,1 ise, yıllık ödeme 193.000-150.000 * Kapsama Endeksi idi.

Ödemeler, verildikleri andan itibaren 10 yıl süreyle geçerliydi (20,000 €/MW/yıl ödeme alan “eski” tesisler için de). Bu ödeme aşamalı olarak yapılıp İspanya pazarındaki değişen koşullara uyum sağlanmaya çalışılıyordu. Gerçek değer 10.000 € / MW / yıl olup, yalnızca Ocak 2016'dan önce faaliyete geçen tesisler için geçerlidir.

Dönem, önceki mevzuat kapsamında kalan sürenin iki katını kapsayacak şekilde uzatılmıştır.²⁷

• Bir yıldan daha kısa süreler için emre amade üretimi güvence altına almaya yönelik emre amadelik ödemeleri. Bu ödemelerle, kullanılmayan termik santrallerin sadece sıkıntılı dönemler için emre amade kalması teşvik edilmeye çalışılmıştır.

24 ETU/1133/2017 sayılı Bakanlık Emri, Kasım 2017.

25ITC/2794/2007 sayılı Bakanlık Emri, Eylül 2007.

26ITC/3127/2011 sayılı Bakanlık Emri, Kasım 2011.

279/2013 sayılı Kraliyet Kararnamesi, Temmuz 2013.

Fiili kapasite ile taahhüt edilen kapasite oranına göre ödeme miktarlarını ve saatlerini orantılı olarak azaltan bir ceza planı dahil edilmiştir. Aşırı sapma durumlarında, kapasite sağlayıcılarının sonraki yıllarda uygun olarak değerlendirilmeme olasılığı oluyordu.

Ödemeler, düzenleyici olarak Sanayi Bakanlığı tarafından belirleniyordu (ödemelerin tahsis için rekabetçi bir mekanizma yoktu, ancak ITC/3127/2011 sayılı Emirde böyle bir mekanizmanın gelecekte uygulamaya koyulacağı açıkça ifade edilmiştir).

Emre amadelik ödemeleri, aşağıdaki faktörlere göre ağırlıklandırılarak 5.150

€/MW/yıl olarak belirlenmiştir:

Tablo 11- İspanya’daki Teknoloji Katsayıları Teknoloji Katsayı

Kömür 0,912

Gaz 0,913

Fuel-oil 0,877 Hidroelektrik 0,237

Kaynak: ITC/3127/2011 sayılı Emir

Bu ödeme planının sona ermesi, İspanya pazarında çok düşük bir kullanım seviyesi olan KÇGT birimlerinin karlılığını azalttı. Diğer ödemeler, hakkı olan santraller için halen devam etmektedir. 2019 itibarıyla, bu konsept için kalan ödemeler 2028'e kadar 517 milyon € tutarındaydı.

Şu anda, üreticiler için kısa vadeli bir kapasite piyasası (yukarı ve aşağı yönlü kapasite piyasası) ve kesintili talep için yapılan ihaleler bulunmaktadır. Birleşik Krallık gibi diğer pazarların aksine, Kesintili Kapasite Programı, tüketicilere bir yıllık kapasite ödemesi verilen ihalelerde düzenlenen ayrı bir mekanizmadır.

◼ Kesintili Kapasite Mekanizması

Kesintili Kapasite mekanizmasında kapasite, REE (İSİ) tarafından yönetilen rekabetçi ihalelerle tahsis edilir. İSİ, Kesintili Kapasite için sistem gereksinimlerini Bakanlığa ve Düzenleyici Kuruma her yıl 30 Haziran'dan önce bildirir.

Hizmet sağlayıcıları iletim şebekesine bağlı olmalıdır, İSİ'ye borçlu olamazlar ve ihale süreci için gerekli niteliklere sahip olmaları gerekir.

Şu anda yalnızca 5 MW'lik kapasite blokları sunulmaktadır (daha önce 90 MW ve 40 MW’lik bloklar da sunuluyordu). Üç farklı uygulama seçeneği vardır:

a) Önceden bildirimde bulunmaksızın anlık uygulama.

b) 15 dakika önceden bildirimle hızlı uygulama.

c) 2 saat önceden bildirimle saatlik uygulama.

Hizmetin etkinleştirilebileceği maksimum saat sayısı geçerlidir (5 MW’lik ürün için 240 saat/yıl, maksimum 48 saat/ay).

Sİ, hizmeti teknik ve ekonomik kriterlere göre etkinleştirebilir. Mevcut altyapının gerekli güç akışlarını fiziksel olarak sağlayamadığı durumlarda teknik kriterler etkili olacaktır. Sapma yönetimi hizmeti²⁸, üçüncül düzenleme ve sınır ötesi dengeleme hizmetleri ile yönetilen toplam ek kapasite, Sİ tarafından hesaplanan arz güvenliği değerlerinden (Bakanlık onaylı) yüksek olduğunda 200 ila 500 MW arasındaki miktarlara ekonomik kriterler uygulanacaktır.

Bunun uygulanması, bir sonraki saat için maliyetlerde mutlaka bir azalma sağlayacaktır.

Sİ’nin hizmeti buna göre etkinleştirmesi durumunda, tüm sağlayıcılara bir rotasyon sistemi uygulanacaktır (teknik kriterlerin uygulanması durumunda, düğümlere özgü belirli sorunların üstesinden gelmek için hizmet uygulaması yerel olacaktır). Ekonomik kriterlere göre hizmetin etkinleştirildiği toplam saat sayısı, yıllık sınırın yarısını (120 saat) aşamaz.

Hizmet sağlayıcıları, sunulan toplam kapasite ile ihale uzlaşma fiyatı (€/MW/yıl olarak ifade edilir) çarpılarak hesaplanan emre amade kapasite için sabit bir aylık ödeme ve hizmetin etkinleştirildiği saat için değişken bir ödeme (€/MW/saat cinsinden ifade edilir) alacaktır.

Hizmetin kullanılabilir olmadığı durumlara ilişkin cezalar ödemelerden düşülecektir.

17 Aralık'ta İspanya’nın İSİ (REE), 1.000 MW'lik kesintili talep için rekabetçi bir ihale düzenlemiştir. Bu miktar, 2019'un ikinci yarısı için teklif edilen kapasitenin (2.340 MW) sadece %35'idir. Kapasite, her biri 5 MW olan ayrı ayrı bloklar halinde sunulmaktadır.

İhalede çıkan fiyat 8.414 €/ MW/yıl olmuştur ve bu, son ihale sonuçlarına göre %88 oranında daha düşüktür (75.307 €/MW/yıl).

2017 yılına kadar, kesintili talep hizmetinin, İspanya’nın sistemi için yaklaşık 500 milyon €/yıl tutarında bir maliyeti vardı. O zamandan beri, sunulan kapasitenin azalması ve artan rekabet, son kullanıcıların tarifelerine yansıtılan kesintili talep maliyetlerinde çarpıcı bir düşüşe yol açmıştır. Yeni Hükümetin düşüncesi, kesintili talep ihalelerini sonlandırmaktır.

4.4.5 ARJANTİN

Arjantin Kapasite Mekanizması, uygun termik santrallere yapılan merkezi, düzenleyici kurum tarafından belirlenen bir kapasite ödemesidir. Bu santraller spot piyasanın (tavan fiyatla sınırlı) dışındadır ve sunulan kapasite ile fiilen üretilen enerji ve yan hizmetler için ödeme alırlar. Hükümetin elektrik piyasası maliyetlerini düşürmeye yönelik çalışmalarının ardından son beş yılda kapasite ödemeleri kademeli olarak azalmıştır (son kullanıcı fiyatları büyük ölçüde sübvanse edilirken ülke önemli bir mali krizle karşı karşıyadır).

Ödemeler ABD doları cinsinden yapılmaktaydı, ancak son reformla ödemeler ulusal para birimine dönüştürülmüş ve uluslararası yatırımcılar için riskler daha da artmıştır. Mevcut mekanizma, aşağıdaki kavramlara ilişkin ödemeleri içerir:

• Aylık emre amade kapasite

• Üretilen enerji

28 Servicio de Gestión de Desvíos

• İşletilen enerji (yan hizmetler olarak sağlanır)

• Sistemin sıkıntılı dönemlerinde üretilen enerji

Arjantin’in sistemi, düzenleyici kurum kararlarının fiyatların yatırımcılara doğru sinyaller gönderemeyecek kadar çok piyasa bozulmasına yol açtığı merkezi sistemlerin bir örneği olarak gösterilebilir.

Arjantin pazarı, düzenlemeye tabi bir pazardan, düzenlemeye tabi olmayan bir pazara dönüşme sürecindedir. CAMMESA, termik santraller için ana yakıt tedarikçisidir, ancak yeni kapasitenin başka bir tedarikçiyi seçme imkanı vardır (nadir seçenek). Birçok farklı ödeme planı mevcuttur:

• 720 ARS/MWh (11,52 USD/MWh²⁹) olarak belirlenen tavan fiyatı ile spot piyasa

• Doğrudan büyük endüstriyel müşterilere satış yapmak için termik santrallere yönelik bazı küçük programlar

• YEK-E ayrı destek planlarına tabidir

• Kapasite Ödemeleri

Spot piyasada tavan fiyat olduğundan (ve fiyatlar her zaman bu sınırda olup Hükümet tarafından yapay olarak düşük tutulduğundan) piyasa, yatırımcılara yeni kapasiteye yatırım yapmaları için doğru teşvikleri sağlayamaz.

Arjantin Toptan Elektrik Piyasasında (WEM) yeterli güç kapasitesinin olmaması, politika yapıcıyı (Enerji Sekreterliği) ve WEM Yöneticisini (CAMMESA) işlemsel dengeyi sürdürmek için sistemdeki yatırımları güvence altına almaya itmiştir.

Hükümetin seçtiği yol WEM'i normalleştirmekti ve buna uygun olarak 134/15 sayılı Kararname ile çeşitli girişimler hayata geçirilmiştir.

CAMMESA’nın programlama dönemine göre yönlendirilen, 19/17 sayılı Karar (taahhüt edilmemiş, daha çok Enerji Sekreterliği tarafından onaylanmıştır) ile üç yıllık bir kapasite ödeme planı oluşturulmuştur.

Bu tarihsel olarak, WEM Prosedürünün tasarlanmasından bu yana yürürlükte olan düzenli bir planlama mekanizmasıdır (sistemin mevsimsel planlaması). Ayrıca, tarihsel olarak, WEM'deki tüm işlemsel ve ekonomik prosedürler küçük kurallara (Enerji Sekreterliği tarafından yayımlanan kararlar) dayanıyordu.

19/17 sayılı Karar, sistem planlama görevinde CAMMESA'ya yardımcı olmak amacıyla santrallere emre amade kapasiteleri hakkında Sİ'ye bilgi vermeleri için 3 yıllık bir dönem şartı getirmiştir. Kapasite bildirimi bir zorunluluk değildir (bağlayıcı bir sözleşme değil, gösterge niteliğinde bir rakam). Üreticilerin, önceden planlanmamış beklenmedik durumlar gibi operasyonel olasılıkları yansıtmak için ara dönemde bu tahmini yıllık olarak güncellemelerine izin verilir. Ödemeler, uygun santraller için düzenleyici kurum tarafından belirlenir.

29 1 USD=62,5 ARS (Mart 2020 itibarıyla Arjantin Merkez Bankası verilerine göre 1 aylık ortalama) kuru üzerinden.

Ödemeler iki kavrama dayanıyordu: Kapasite ve enerji. İkincisi, üretilen enerji ve işletilen enerji (yan hizmetleri ifade eder) olmak üzere iki bileşene ayrılmıştır. Enerji ve yan hizmetler için fiyatlar idari olarak oluşturuluyordu ve USD/MWh cinsinden ifade ediliyordu.

Kapasite ödemeleri de (USD cinsinden ifade edilir) Gerçek Emre Amade Güç (DRP) için minimum ödeme ve sunulan garantili güç (DIGO) için başka bir fiyat olmak üzere iki farklı bileşene ayrılıyordu. Bu iki unsur, sunulan kapasite ve fiili olarak teslim edilen enerjiyi oluşturmaktadır.

Kapasite sağlayıcılarına iki ek bileşen için gelir sağlanıyordu:

• İşletilen enerji fiyatı ile birlikte kabul edilen değişken maliyet üzerinden değer biçilen yakıt verimliliği. CAMMESA tarafından tedarik edilen termik santraller için, idari olarak kabul edilenden daha düşük yakıt tüketimi değerleri sunmaları halinde, üretici tasarrufun bir kısmını kazanma hakkına sahiptir.

• Sık Çalıştırma ve düşük kullanım bileşenleri: Kullanım düzeyi çok düşük olan veya sık sık çalıştırılan termik santrallere 2,6 USD/MWh ek gelir sağlanmıştır. Kullanım ve sık çalıştırma eşik değerleri, birim gelirle birlikte, idari olarak düzenleyici kurum tarafından belirleniyordu.

19/17 sayılı Karar kapsamındaki işletmeciler için kapasite bileşeni, KÇGT santralleri için toplam gelirlerin %50'sinden fazlasını (temel yük dağıtımı) ve küçük puant yük santralleri için

%100'e yakın bir değeri temsil ediyordu.

Şu anda ülkeyi etkileyen büyük mali kriz ile birlikte geçen yıl, Arjantin Hükümetinin WEM maliyetlerini düşürme çabalarını takiben iki ana düzenleme değişikliği yapılmıştır.

• 1/2019 sayılı Kararla, işletme verimliliği ödemeleri kaldırılmış ve hem kapasite hem de enerji ödemeleri azalmıştır.

• 31/2020 sayılı Kararla, ödemeler ARS olarak yapılmaya başlamış, küçük üreticiler (<42 MW) için farklılık sağlanmış, verimlilik ve sık çalıştırma ödemeleri kaldırılmış ve termik puant yüke ulaşılan saatler için yeni bir ödeme türü sisteme dahil edilmiştir.

Bu son unsur, termik üretim için en yoğun saatlerde fiilen üretilen enerjiyi ifade eder (tarihsel değerlere göre düzenleyici kurum tarafından sistemin sıkıntılı dönemi olarak belirlenen değer 50 saat/ay).

Sonuç olarak, her ayın en yüksek termik üretim yapılan 25 saati boyunca (HMRT-1) ve sonraki en yüksek termik üretim yapılan 25 saati boyunca (HMRT-2) fiili olarak emre amade olan üreticiler için 600 USD/MW ek ödeme yapılmaktadır.

Bu nedenle, her bir kapasite sağlayıcısı, bu 50 saat için (iki bölüme ayrılmış) mevsimsel bir faktör ile ağırlıklandırılmış, sıkıntılı zamanlarda teslim edilen gerçek kapasite miktarı için ödüllendirilir. Aşağıdaki tabloda gerçek değerler gösterilmektedir:

Tablo 12- Arjantin’deki Mevsimsel Katsayılar Maksimum

Teknik Gereksinimli Saat (sıkıntılı dönemler)

Ağırlıklandırma Faktörü

Yaz Sonbahar Kış İlkbahar

HMRT-1 (1. 25 saat)

1,2 0,2 1,2 0,2

HMRT-2 (2. 25 saat)

0,6 0 0,6 0

Kaynak: 31/2020 sayılı Karar

Yalnızca yaz ve kış aylarında önemli artışlar olur (yaz ayları Aralık, Ocak ve Şubat’tır).

Katsayılar ikinci 25 saat (HRMT-2) için yarıya indirilir, DIGO için kapasite ödemeleri ve DIGO sunmayan oyuncular

Uzun vadeli sözleşmeler yapmayan (herhangi bir yöntemde) tüm termik santraller kapasite piyasası mekanizmasına girebilir (bu nedenle, atıl kalma kapasitesi veya diğer destek mekanizmalarının kapsamadığı üreticiler için geçerlidir).

Kapasite sağlayıcıları, iki farklı unsur temelinde aylık kapasite ödemeleri alır:

• Gerçek Emre Amade Kapasite (DRP) için minimum bir fiyat

• Sunulan Garantili Kapasite (DIGO) için bir fiyat

Başka herhangi bir mekanizma için sunulan güç ve kapasite DIGO ödemelerinin dışındadır.

19/17 sayılı Karardan önce mevcut olan santraller DIGO ödemeleri almaz.

“Eski” birimler için kapasite ödemeleri, sözleşmeli kapasiteye (RDP), kararlaştırılan fiyata (PrecBasePotn) ve planlanan bakım saatlerini hesaba katan bir çarpana (KfM) bağlıdır.

Toplam gelirler daha sonra küçük (<42 MW) ve büyük üreticiler için farklı şekilde uygulanan Kullanım Çarpanlarıyla (UF) ağırlıklandırılır.

Tablo 13 - Arjantin’in Kapasite Ödemelerinin Yapısı

DIGO yok (>42 MW) DIGO yok (<42 MW)

BR=RDP*KfM*PrecBasePotn BR=RDP*KfM*PrecBasePotn Toplam ücret UF’ye bağlı Toplam ücret UF’ye bağlı UF<%30 TR= BS*0,6 UF<%30 TR= BS*0,7

%30<UF<%70 TR=BS*(UF+0,3) %30<UF<%70 TR=BS*(UF*0,75+0,475)

UF>%70 TR= BS UF>%70 TR= BS

Kaynak: 31/2020 sayılı Karar

“Yeni” birimler (19/17 sayılı Karar kapsamında inşa edilenler) için kapasite ödemeleri, sunulan gerçek kapasite düzeyine bağlıdır. Gerçek kapasitenin (RDP) sözleşmeli kapasiteden (DIGO) yüksek olması durumunda aradaki farka DIGO’nun olmadığı fiyatlar üzerinden değer biçilir. Gerçek kapasite sözleşmeli kapasiteden (DIGO) düşükse, ödemeler buna göre azaltılır.

Önceki durumda olduğu gibi, fiyatlar kullanım çarpanlarına bağlıdır ve ayrıca planlanan bakım saatlerini dikkate alır.

Tablo 14 - Arjantin’in Kapasite Ödemelerinin Kullanım Çarpanları

DIGO RDP>DIGO

(RDP-DIGO)*KfM*PreciMinPot+

DIGO*kfM*PrePotDigo

RDP<DIGO

MAX(RDP*KfM*PrecBasePotn, RDP*kFM*PrecPotDigo*RDP/DIGO)

Toplam ücret UF’ye bağlı UF<%30 TR= BS*0,6

%30<UF<%70 TR=BS*(UF+0,3) UF>%70 TR= BS

Kaynak: 31/2020 sayılı Karar

Not: DIGO beyan eden küçük üreticiler (<42 MW) için, DIGO olmayan <42 MW üreticiler ile aynı ağırlıklandırma çarpanları uygulanır.

Mart 2020 itibarıyla mevcut fiyatlar şu şekildedir.

Tablo 15 - Arjantin’in Kapasite Ödemeleri Fiyatları DIGO olmayan kapasite (eski) için fiyatlar

Türü USD/MW-ay³⁰

KÇ büyük P> 150 MW 1.610

KÇ küçük P<150 MW 1.795

Buhar Türbini P> 100 MW 2.297

Buhar Türbini P< 100 MW 2.746

Gaz Türbini büyük P>50 MW 1.874 Gaz Türbini küçük P<50 MW 2.429 İçten Yanmalı Motorlar >42* 2.746 DIGO olmayan kapasite için fiyatlar Küçük (<42 MW)

KÇ küçük P<15 MW 3.264

BT küçük P<15 MW 4.992

GT küçük P<15 MW 4.416

İçten Yanmalı Motorlar <42 4.992 DIGO için fiyatlar Büyük (teknolojik açıdan tarafsız)

Yaz (Ara-Oca-Şub) 5.760

Kış (Haz-Tem-Ağu) 5.760

Kalan (Mar-Nis-May-Eyl-Eki-Kas) 4.320 DIGO için fiyatlar Küçük (<42 MW)

Yaz (Ara-Oca-Şub) 6.720

Kış (Haz-Tem-Ağu) 6.720

Kalan (Mar-Nis-May-Eyl-Eki-Kas) 5.280

Kaynak: 31/2020 sayılı Karar

Hem üretilen enerji hem de işletilen enerji (AASS) için DIGO sözleşmeleri kapsamında yapılan enerji ödemelerine ilişkin olarak aşağıdakiler geçerlidir:

30 1 USD=62,5 ARS (Mart 2020 itibarıyla Arjantin Merkez Bankası verilerine göre 1 aylık ortalama) kuru üzerinden.

Tablo 16 - Arjantin’deki Yan Hizmetlerin Fiyatları Üretilen Enerji Fiyatları (USD/MWh) ³¹

Türü Doğal Gaz Fuel-oil/

Gaz yağı

Biyo. komb. Kömür

KÇ büyük P> 150 MW 3,840 7 10 -

KÇ küçük P<150 MW 3,840 7 10 -

Buhar Türbini P> 100 MW 3,840 7 10 -

Buhar Türbini P< 100 MW 3,840 7 10 12

Gaz Türbini büyük P>50 MW 3,840 7 10 12

Gaz Türbini küçük P<50 MW 3,840 7 10 -

İçten Yanmalı Motorlar 3,840 7 10 -

İşletilen Enerji Fiyatları (USD/MWh)

Tüm Birimler 1,34

Kaynak: 31/2020 sayılı Karar

Yeni kapasite ile ilgili olarak, Arjantin’in sistemi belirli bir mekanizmaya dayanmaz, bunun yerine sisteme yeni termik/yenilenebilir kapasitenin dahil edilmesi için periyodik (keyfi olarak belirlenen) ihale turları kullanılır.

Termik kapasite ihalelerinin son turunda, 506 MW'lık kojenerasyon projeleri 820/17 sayılı Kararla ve ek 1.304 MW KÇGT kapasitesi 926/17 sayılı Kararla onaylanmıştır. Bu tesisler, belirli bir kapasite seviyesi için rekabetçi ihaleyle elde edilen 15 yıllık bir enerji satın alma anlaşmasına tabidir. Her birimin ek kapasitesi, yukarıda açıklanan kapasite piyasası kullanılarak satılabilir.

4.4.6 KOLOMBİYA

Kolombiya’nın elektrik sistemi, hidroelektrik kaynaklara önemli ölçüde bağımlı bir sistem olarak nitelendirilir. Hidroelektrik tesisleri, toplam kurulu kapasitenin %70'inden fazlasını oluşturur. Hidroelektrik kaynakların bu yüksek seviyedeki penetrasyonun akla getirdiği olağan kuraklık risklerinin yanı sıra ülke, El Niño-Güney Salınımı (ENSO) adı verilen ve düzensiz döngülerle (2 ila 7 yıl arasında) meydana gelen ve uzun dönemler boyunca daha kuru ve daha sıcak bir havaya neden olan periyodik bir aşırı hava olayından etkilenmektedir.

Elektrik piyasası iki ana toptan satış piyasasına ayrılmıştır: Satıcıların ve alıcıların düzenlemeye tabi olmayan piyasa için serbestçe enerji ticareti yaptığı spot (gün öncesi) piyasa ve oyuncuların daha uzun vadeli (bir yıl ile 20 yıl arasında) enerji satın alma anlaşmaları yaptığı ikili sözleşme piyasası. Bu ikinci piyasa da düzenlemeye tabi ve serbest bölümler

31 1 USD=62,5 ARS (Mart 2020 itibarıyla Arjantin Merkez Bankası verilerine göre 1 aylık ortalama) kuru üzerinden.

olarak ikiye ayrılmıştır. Düzenlemeye tabi bölüm, düzenlemeye tabi bir tarife kapsamındaki yerli müşterileri kapsar ve sözleşmeler, düzenlemeye tabi satıcılar tarafından (piyasa işletmecisi tarafından düzenlenen ve düzenleyici kurum tarafından izlenen merkezi ihalelerle) üreticilere ihaleyle verilir. Serbest bölüm, farklı taraflarca uzun vadeli ikili sözleşmelerin yapılmasına olanak tanır.

2000 yılı başındaki enerji krizi, bir kapasite ödeme mekanizmasının kurulmasına yol açtı. Bu kapasite ödemesi, merkezi olarak belirlenip kapasite sahiplerine yapılan ve üreticinin fiili performansına bakılmaksızın ödeme garanti edildiği için kapasite ile fiili teslimat arasında bir bağlantı kurmayan bir ödemeye (USD/MW/yıl cinsinden ifade edilen ve düzenleyici kurum tarafından hesaplanan) dayanıyordu.

Giderek gelişen toptan satış piyasasına uyum sağlamak ve sistemdeki toplam maliyetleri azaltmak için 2008'de modelde değişiklik yapılmıştır. Yükümlülüğün yerine getirilmemesi durumunda uygulanacak cezaları içeren ve piyasa tabanlı bir çözüme dönüşen, kapasite sağlayıcılarına (teknoloji açısından tarafsız) yönelik bir güvenilirlik ödemesi ile değiştirilmiştir.

Güvenilirlik ödemesi, sabit enerji yükümlülükleri (OEF) ve kıtlık fiyatı olmak üzere iki ana parametre ile belirlenen, kapasite sağlayıcılarına yönelik aylık bir ödemeye dayanan opsiyon benzeri bir mekanizmadır. Yeni ve mevcut kapasite için farklı çıkış kuralları olan bu geri sayım ihalelerine yalnızca 20 MW'nin üzerindeki santraller katılabilir.

Sabit enerji yükümlülükleri, belirli bir kapasite sahibinin sisteme sağlamayı taahhüt ettiği minimum enerji miktarını (kWh-yıl olarak ifade edilir) belirler ve sistem de, farklı dönemler için (bir dönem için kWh-gün olarak ifade edilir (yaz (5 ay), kış (7 ay)) sabit doğrulanmış enerjiyi (ENFICC) içerir.

Daha sonra kıtlık fiyatları, düzenleyici kurum (CREG³²) tarafından yakıt fiyatları ve rezervuar koşulları kullanılarak aylık olarak belirlenir. Spot fiyat kıtlık fiyatından düşükse, tesisler güvenilirlik ödemesini almaya hak kazanır. Spot fiyat kıtlık fiyatından yüksekse sadece spor fiyatı alırlar. Taahhüt edilmemiş (yani, OEF'e dahil olmayan ve güvenilirlik ödemesine tabi olmayan) herhangi bir kapasite için üreticiler, bu kapasiteyi spot piyasada veya ikili bir anlaşma kapsamında satmayı özgürce seçebilirler.

Santraller emre amade olmadıkları (kesin enerji yükümlülüklerini yerine getirmedikleri) takdirde cezalara tabi olurlar. Bu cezalar, spot fiyat ile kıtlık fiyatı arasındaki fark olarak belirlenir.

Sabit enerji yükümlülükleri teknik özelliklerine göre her bir tesis için farklılık gösterirken, fiyatlar periyodik olarak düzenlenen ihalelerde belirlenmektedir. Mevcut santraller bir yıllık ödeme alırken, yeni santraller 20 yıl boyunca aynı ödemeyi alma hakkına sahiptir (10 yıllık geçerlilik süresi tanınan ve özel santraller olarak adlandırılan stratejik santraller için özel bir kategori dahil edilmiştir). Yenilenen mevcut santraller, yeni kapasite olarak bu ödemeleri almak için uygun olarak değerlendirilir. İhaleye hem mevcut hem de planlanan tesisler girebileceğinden, oyuncular ya üretici ya da potansiyel yatırımcıdır.

32“Comisión de Regulación de Energía y Gas”, https://www.creg.gov.co/

İhaleler, teslim döneminden dört yıl önce düzenlenir. Daha uzun yapım süresi olan ve yedi yıllık bir dönemin uygulandığı özel bir tesis türü vardır. Bunlar GPSS olarak anılır ve benzer bir

İhaleler, teslim döneminden dört yıl önce düzenlenir. Daha uzun yapım süresi olan ve yedi yıllık bir dönemin uygulandığı özel bir tesis türü vardır. Bunlar GPSS olarak anılır ve benzer bir

Belgede AB IPA13/CS-02.a 2013 ENERJİ SEKTÖRÜ PROGRAMI FAZ 2 PROJESİ (sayfa 90-0)