Avustralya

Avustralya Ulusal Elektrik Piyasası (NEM) fiziksel spot piyasadır. NEM spot havuz piyasası AEMO tarafından işletilmektedir ve QLD, NSW, VIC, SA, TAS ve ACT eyalet şebekelerini içerir.

Elektrik enterkonneksiyonlarının olmaması nedeniyle yalnızca Batı Avustralya ve Kuzey Bölgesi dahil edilmemiştir.

Piyasa, bir spot piyasa, yan hizmetler piyasası ve sözleşme piyasasından (vadeli piyasa) oluşmaktadır. Piyasa, Doğu Standart Saati ile 4:00'te başlayarak gün öncesi esasına göre işlemektedir. İstekliler, her yarım saatin ortalaması olarak belirlenen beş dakikalık süreler için teklif vermelidir.

Doğu ve Güney Avustralya'da toptan elektrik ticareti, Queensland, NSW, Victoria, Güney Avustralya, Tazmanya ve Avustralya Başkent Bölgesini (ACT) kapsayan NEM aracılığıyla yapılır. Beş eyalet bazlı şebekeyi ve birkaç sınır ötesi enterkonnektörü kapsayan bir iletim şebekesi, piyasanın fiziksel bağlantısını sağlar. -1.000 AUD/MWh taban ve 13.800 AUD/MWh tavan fiyatla 300'den fazla üreticinin ürettikleri enerjiyi sattıkları bir yalnızca enerji piyasasından oluşur.

Piyasa, her NEM bölgesi için ayrı bir spot fiyat belirler. Piyasa verimli bir şekilde işlediğinde, fiyatlar bölgeler arasında aynı düzeye gelir ve yalnızca elektriğin taşınmasındaki fiziksel kayıpları hesaba katacak şekilde farklılık gösterir. Bu kayıpların dikkate alındığı anakara NEM bölgelerindeki fiyatlar, NEM faaliyete geçtiğinden beri genel olarak %60-80 oranında aynı düzeye gelmektedir.

Şu anda piyasada talepte bir düşüş ve işletmeden çıkarılması gereken ve kullanım ömrünü doldurmuş fazladan fosil yakıtlı santral kapasitesi görülmektedir.

Üreticilere, 30 dakikanın üzerindeki ortalama sevk fiyatı olan uzlaşma (veya spot) fiyatı üzerinden ödeme yapılır. Beş NEM bölgesinin her biri için ayrı bir spot fiyat belirlenir. Fiyatlar,

megawatt saat (MWh) başına maksimum 14.500 $ olarak sınırlandırılmıştır. MWh başına -1000 $ düzeyinde bir taban fiyat da uygulanmaktadır.

Zaman zaman, en düşük maliyetli santralin devreye sokulması şebekeyi aşırı yükleyebilir. Bu nedenle AEMO bunun yerine daha pahalı (değer sıralaması dışı) santralleri kullanır. AEMO, yedek rezervlerin emre amade olmasını sağlamak için üreticilerle veya büyük müşterilerle sözleşmeler yapabilir. Ancak, sistem sorunları veya talepte beklenmedik bir artış, enerji sağlayamama riski oluşturuyorsa AEMO, üreticileri, ek arz sağlamaya yönlendirebilir veya son çare olarak doğrudan müdahalede bulunabilir.

Fosil yakıt kapasitesi son altı yıldır kullanımdan kaldırılırken (2014'ten bu yana -4.200 MW kapasite piyasadan çekilmiştir), yenilenebilir kapasite payını artırmaktadır, ancak günümüzde fosil yakıtlı santraller NEM’de satılan elektriğin yaklaşık yüzde 80'ini üretmektedir.

Üretimdeki son eğilimlerle ilgili olarak, kesintili YEK-E üretimindeki artışın, üretimin kısılması gereken saat sayısını artırdığına dikkat edilmelidir. Şebeke kısıtlamaları olan bölgelerde büyük miktarlarda YEK-E'nin geliştirilmesi, Güney Avustralya'da rüzgardan elektrik üretiminin ve Victoria ve NSW'de çatı üstü sistemlerle güneşten elektrik üretiminin sistematik olarak kısılmasına yol açmıştır (NEM'de toplam YEK-E üretiminin %4'üne ulaşmıştır). Negatif fiyatların görünümünün artmasına da neden olmuştur.

Bu tür kısma önlemleri, sistem baskı altındaysa doğrudan Sİ tarafından verilen talimatla uygulanır ve YEK-E üreticileri, üretimleri sabit olmayan yarı programlı üreticiler olarak değerlendirildikleri için tazminat alma hakkına sahip değillerdir. Sonuç olarak, YEK-E'nin kurulu olduğu yer, geliştiricinin toplam gelirleri üzerinde bir etkiye sahiptir. Şu anda Avustralya, yeni kapasite gelişiminin şebeke tarafından kolaylıkla kullanılabileceği alanların yaratılmasıyla bu tür zorunlu kısıntıları azaltmaya çalışmaktadır (bkz. bölüm 6).

Sistemdeki kurulu kapasitenin yeterliliğini sağlamaya yardımcı olabilecek yeni termik kapasite ihaleleri veya kapasite piyasalarının olası gelişimi ile ilgili olarak, Avustralya (çoğu Anglo-Sakson ülkesi gibi) büyük ölçüde piyasaya ve özel yatırımcıların kararlarına bel bağlamaktadır ve şu anda termik ihale veya kapasite piyasaları için planlar yoktur. Vadeli ürünler ve özellikle de güç opsiyonları piyasası, Avrupalı emsallerine göre önemli ölçüde daha yüksek bir faaliyet düzeyine sahiptir ve üretim yatırımcılarına başlangıçtaki pozisyonlarını korumaları için yeterli kapasite sağlar.

Bir yandan, yakıt kapasitesinin kullanımdan kaldırılması önümüzdeki beş yıl içinde devam edecektir. Uzun vadede (2028'den itibaren) ömrünü dolduran daha fazla santralin kapatılması öngörülmektedir. 2,5 GW’lik kömür ve doğal gaz santrali 2022 yılı sonuna kadar kullanımdan kaldırılacaktır.

Tablo 22 – Kullanımdan Kaldırılması Planlanan Fosil Yakıt Kapasitesi

Yıl Elektrik Santrali Yıl Teknoloji Kapasite

2021 Torrens Island A SA Gaz 480

2021 Mackay Qld AÇGT 34

2022 Daandine Qld KÇGT 33

2022 Liddell NSW Kömür 2000

Kaynak: AER 2019, STATE OF THE ENERGY MARKET 2018

Santrallerin kullanımdan kaldırılması, bazı durumlarda büyük fiyat değişikliklerine ve olası şebeke kısıtlılıklarına (Victoria’da işletmeden çıkarılan linyit santrali gibi) neden olmaktadır.

4.4.8 BELÇİKA

Daha az öngörülebilir yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanılması ve gazla çalışan elektrik santrallerinin kullanımının azalması nedeniyle daha fazla şebeke esnekliğine duyulan ihtiyaç, yeni bir üretim/talep yönetimi mekanizması olan stratejik rezervlerin oluşturulmasına neden olmuştur.

Bu Stratejik Rezervler iki farklı biçimde bulunur:

• STR: Elektrik tüketicileri tarafından sunulan Stratejik Talep Rezervi.

• SÜR: Elektrik üreticileri tarafından sunulan Stratejik Üretim Rezervi.

Her iki rezerv de ilk olarak Kasım 2014'te (kanunla) uygulamaya konmuştur. 2015-2016 Kış Dönemi için, Bakanlık 2.750 MW’lik bir ihtiyaç hesaplamış ve ELIA'ya, halihazırda sözleşmeyle bağlanmış olan miktarlara ek olarak bu STR miktarını sağlaması talimatını vermiştir.

STR, kesilebilirlik sözleşmelerinden esinlenmiştir, ancak Kış Dönemlerinde daha yüksek şebeke esnekliği sağlamayı amaçlamaktadır. SÜR, bu mekanizma ile olmasaydı piyasanın dışında kalacak olan elektrik üretim birimlerini ifade eder.

STR ilkesi, kesilebilirlik sözleşmelerindeki ile aynıdır: Etkinleştirildiğinde, Tüketici, enerji alımını aşağıdaki özelliklere sahip sözleşmesinde belirlenmiş yük atma limitine indirir:

• STR aktivasyonu dört saatlik bir bekleme süresiyle bildirilir;

• STR sözleşmeleri yılda 20'ye kadar aktivasyon (12 saate kadar süre, STR_12) veya 40'a kadar aktivasyon (4 saat, STR_4) sağlar;

• İki aktivasyon arasında en az 4 (SDR_4) veya 12 (SDR_12) saat olmalıdır.

• STR sözleşmeleri ayrıca yılda 130 saat aktivasyon sınırı ve her ay için ek olarak 60 saatlik bir üst sınır içerir.

Bu ürün için kapasite sağlayıcılarının birlikte hareket etmesine izin verilir (bu nedenle, özgün bir Tüketici, tüm teslimat noktalarını tek bir STR Biriminde birleştirebilir). Sözleşmelerin

süresi genellikle 12 aydır ve Bakanlık tarafından üç yıla kadar uzatılabilir, ancak STR hizmeti yalnızca kış aylarında (şu anda 1 Kasım'dan 31 Mart'a kadar) aktif olacaktır.

Tüketiciler iki farklı ürün sunabilir:

• STR DÜŞÜŞ MİKTARI: Aktivasyon durumunda Tüketici enerji alımını belirli bir miktar azaltır (x MWh).

• STR DÜŞME EŞİĞİ: Aktivasyon durumunda Tüketici, enerji alımını belirli bir eşik değerine kadar azaltır (aktivasyon anında tüketicilerin enerji alım düzeyine bağlı olarak düşüş miktarı farklılık gösterir).

STR sağlayıcıları, rezerv kapasitesi ve aktivasyon hizmeti ile ilgili ikili bir ödeme alır.

• Rezerv Ödemesi: STR sağlayıcıları, teklif kadar ödeme esasına göre sundukları tekliflerine göre aylık ödemeler alır. Etkili bir şekilde sunulan rezerv miktarı, SDR Referans Gücü (Rref) ile gerçekten emre amade miktar (Av_vol) arasındaki minimum değer olarak on beş dakikada bir hesaplanır.

• Hizmet Aktivasyonu: Bir aktivasyonun tüm unsurlarını yansıtan üç terimden oluşur (Bildirim, tüketilmeyen enerji ve uzatma). İlk ve son unsurlar sabit ödemelerdir, ikincisi ise aktivasyon fiyatı (€/MWh) ile toplam tüketilmeyen enerji çarpılarak hesaplanır. Tüm bu unsurlar önceden STR sözleşmesinde düzenlenmiştir.

Bu rezerv mekanizması uygulamada değilse SÜR, üretim ihtiyacı duyulduğunda pazarın dışında olan (aktif olarak katılmayan) üreticiler tarafından sağlanır. Bu hizmeti sağlamak üzere başvuruda bulunmak isteyen üreticilerin planlı kesinti veya planlı işletmeden çıkarma süreçlerinde olması gerekir. Kış dönemlerinde yedek üretim kapasitesi sağlamanın bir yolu olarak kullanılırlar ve diğer Yan Hizmet sağlayıcılarına benzer şekilde çalışırlar.

SÜR sözleşmeleri için aşağıdaki koşullar geçerlidir:

a) Sözleşmenin kapsadığı tüm kış dönemleri için maksimum aktivasyon sayısı: bir yıllık sözleşmeler için 131 ve iki yıllık sözleşmeler için 229.

b) 1 yıllık sözleşmeler için maksimum 699 saat ve 2 yıllık sözleşmeler için 1194 saat kümülatif süre.

STR hizmetine benzer şekilde, SÜR hizmetini sağlayan Üreticiler iki ödeme alırlar: Kapasite rezervi için bir ödeme ve hizmet aktivasyonu için bir ödeme.

• Rezerv Ödemesi: Bir SÜR sözleşmesi yapılan üreticilere, “teklif kadar öde” planına göre ücret ödenir. Kış aylarında üreticiler, sözleşmede belirtilen rezervasyon fiyatına, (€/MW/s), SÜR gücüne (MW) ve kış aylarında 511’e bölünen toplam çalışma saatine göre hesaplanan sabit bir aylık ödeme alırlar.

• Hizmet Aktivasyonu: Aktivasyon fiyatı, aktivasyon hizmetinde tanımlanan üç farklı unsurun gerektirdiği tüm maliyetleri karşılamaya yöneliktir: Isınma maliyeti, enerji maliyetleri ve nihai uzatma maliyetleri. Her tesise ve uluslararası fiyatların gelişimine bağlı olarak değişiklik gösterir. Bu ödeme bileşeninin tam bir tanımı Ek IV: SÜR Sağlayıcıları için Hizmet Aktivasyon Maliyetleri adlı bölümde bulunabilir.

• STR/SÜR, her yıl düzenlenen kapalı zarf usulü ihalelerle verilir ve bunların sonuçları düzenleyici kurumun (CREG) incelemesine tabidir. Teklifler minimum 1 MW kapasite için yapılır, ancak birkaç teslimat noktasının tek bir birim olarak birleştirilmesine izin verilir. Sözleşmelerin süresi genelde 12 ay olup Bakanlık tarafından üç yıla kadar uzatılabilir (mevcut mevsimde yalnızca iki yıla kadar).

4.5 T

AVSİYELER

Belirli bir pazar için en iyi seçeneği değerlendirmeden önce pazarın durumu ve gerçekleştirilmeye çalışılan hedefler belirlenmelidir.

Türkiye pazarı, artan YEK-E üretimi ve termik birimlerin azalan çalışma süreleri nedeniyle yüksek derecede kapasite fazlası ile karşı karşıyadır. Bir yandan, yenilenebilir kaynaklarla aralıklı üretim, esnek termik birimler (KÇGT, AÇGT) tarafından sağlanacak olan sistemin esneklik gereksinimlerini artırırken, diğer yandan, termik birimlerin karlılığı önemli ölçüde azalmış ve pazardaki varlığı sağlanamamıştır.

Dolayısıyla, Türkiye sadece üretim tabanını genişletmenin yollarını değil, aynı zamanda termik santrallere ek gelir kaynakları sağlayarak güvenilirliği sağlamanın ve bunun için en uygun teknolojileri ödüllendirerek esnekliği sağlamanın yollarını da aramaktadır (TTK, bataryalar, termik ve hidroelektrik santraller).

Ekonomik modeller, rekabetçi bir ortamda ve mükemmel koşullar altında enerji piyasalarının doğru miktarda yatırım gereksinimi sağlayacağını öngörmektedir. Sonuç olarak, bazı ülkelerde merkezileştirilmemiş piyasa bazlı yaklaşımlar uygulanmaktadır.

Ancak, sistem kapasitesi yeterliliğini özel yatırımcıların kontrolüne bırakmanın riskli olduğu geçmişte defalarca kanıtlanmıştır.

• İspanya’da düzgün bir planlamanın olmaması, 25 GW’lik KÇGT’lerin 30 GW’lik YEK-E kaynakları ile aynı anda kullanılmasına neden olmaktadır. KÇGT’lere bakıldığında, bunlar son kullanıcılar tarafından kurtarılmış olup sistem için yüksek maliyetlere yol açmıştır.

• 2000’de Kaliforniya’da, 2005-2015 arasında Arjantin’de veya doksanların sonunda Kolombiya’da piyasa tarafından yönlendirilen yatırımlar çok düşük düzeyde olduğundan büyük enerji açıklarına neden olmuş ve KÖM’nin uygulanmasına yol açmıştır.

• Victoria’da (Avustralya) büyük kömür üretim tesislerinin beklenenden erken kullanımdan kaldırılması nedeniyle sistem, şebekede olası kısıntı tehdidiyle karşı karşıyadır. Uygulamada olan bir KÖM yoktur.

Kapasite yükümlülüğü ve merkezi olmayan güvenilirlik opsiyonları gibi önerilen bazı durumlarda, doğru kapasite seviyesini sağlamayan üreticilere/tedarikçilere cezalar uygulanır.

Bu önlem, mali olarak sorunu çözer, ancak enerji sağlanmaz (son kullanıcılar bir noktada kesinti yaşar). Bu kabul edilemez bir sonuç olabilir (çünkü yetersiz yatırıma ve kronik kapasite sıkıntısına yol açabilir; bkz. Kaliforniya örneği).

Bunun aksine, merkezi olarak yönetilen sistemler, sistem yeterliliğini temin eder ve yatırımcılara piyasaya girmeye karar verebilecek kadar bir güvenlik seviyesi sağlar. Bu tür sistemlerle ilgili sorun, verimli tahsis sağlamak ve sistemde aşırı maliyetlerden kaçınmak için tasarımın yeterli olmasının gerekmesidir.

Merkezi olarak belirlenen kapasite ödemeleri, verimli tahsisi garanti etmediklerinden, genellikle sistem için büyük maliyetlere neden olduklarından ve AB tarafından optimum olmayan ve kaçınılması gereken bir çözüm olarak görüldüklerinden tercih edilen seçenek değildir.

Miktar bazlı mekanizmalar arasında, kapasite ödemeleri ihalesi en çok kullanılan araç haline gelmiştir, çünkü potansiyel yatırımcılara ve mevcut kapasitenin gerçek maliyetlerini ortaya çıkarmasına olanak tanırken teknoloji açısından tarafsızlık sağlamaktadır. Böyle bir özellik, AB'nin uygulanacak herhangi bir sistemin enterkonneksiyonları ve TTK’yi içermesini şart koştuğu bir bağlamda alakasız bir özellik değildir.

İhalelerin büyük idari maliyetleri vardır, ancak yılda bir kez ihale yapılarak verimli bir şekilde kapasite tahsisi gerçekleştirilebilir. Sunulan ürün bir opsiyon şeklindeyse, kaynakların yeterliliği garanti edilirken ani fiyat değişimleri etkili bir şekilde önlenir.

Merkezi olmayan opsiyonlar, oyuncular arasında yüksek derecede rekabetin olduğu ve güçlü ve likit vadeli ve türev piyasaların geliştirildiği ve oyunculara pozisyonlarını korumaları için yeterli imkanlar sağlanan olgun piyasalarda faydalı araçlardır. Böyle bir gelişim düzeyinin bulunmadığı piyasalar, İSİ tarafından yönetilen merkezi sistemlerden yararlanabilir.

İhalelere dayalı başka bir merkezi çözüm ise stratejik rezervdir. Bu çözüm, sistem yeterliliğini garanti altına almak için piyasanın dışından birimlerin (böylece spot piyasaya müdahale edemezler) kullanılmasına dayanmaktadır. Türkiye örneğinde, amacın yakın zamanda inşa edilen birçok termik birimin piyasadan çıkışını önlemek olduğunu anlıyoruz. Bu nedenle bu mekanizma uygun görünmemektedir (genel olarak yaşlanan santrallere yöneliktir).

Ayrıca, UE bunu bir geçiş anlaşması olarak görmektedir. Türkiye halihazırda KÖM'sinin birkaç farklı versiyonunu uygulamaya koymuştur. Başka bir sistem uygulamaya konacaksa, uzun vadeli bir çözüm geliştirmek verimli olacaktır.

Kapasite ihaleleri ile sağlanan verimli tahsis ve arz güvenliğine, sistem için daha düşük toplam maliyet ve ani fiyat değişimlerini sınırlama imkanını eklersek daha sağlam bir mekanizma uygulanabilir.

Bir güvenilirlik opsiyonu programı kapsamında, kapasite satıcısı, daha istikrarlı bir gelir ödemesi karşılığında kıtlık fiyatı gelirlerinden vazgeçer. Perakendeciler de ani fiyat değişimlerinden kaçınma karşılığında daha yüksek fiyatlar öderler.

Bu sonuç, vadeli fiyatlar yoluyla da elde edilebilir, ancak güvenilirlik opsiyonu fiziksel olarak kapasite sağlama gereksinimini içerir; böylece sistemin yeterliliği garanti altına alınır.

Bu tür bir sistem, Avrupa pazarlarında (İtalya, İrlanda) yakın zamanda kurulan KÖM için bir seçenek olmuştur ve ABD pazarındaki (ISO-NE) en başarılı gelişim olduğu görülmüştür.

Sonuç olarak, güvenilirlik ürününün teknoloji açısından tarafsız bir ihaleyle satıldığı merkezi güvenilirlik opsiyonları, Türkiye örneği için en uygun yaklaşım olarak görünmektedir.

4.5.1 TÜRKİYE İÇİN M^ERKEZİ GÜVENİLİRLİK O^PSİYONU P^ROGRAMI

Ülke, mevcut KÖM’nin, güvenilirlik opsiyonlarının ihaleye çıkarılmasına dayanan ve sistem için sıkıntılı zamanlarda fiziksel teslimat yükümlülükleri (emre amadelik) ile tamamlanan merkezi bir güvenilirlik opsiyonları sistemiyle değiştirilmesinden fayda sağlar.

Bu ürün, elektrik piyasasının normal işleyişini, kıtlık fiyatlarının görünümünü etkilemeden tamamladığından, özellikle değerlidir. Piyasa sinyallerini bozmaz ve kıtlık fiyatlandırmasının uygulanmasından sonra, kapasite mekanizması vasıtasıyla sağlanacak enerji teslimini yapmama nedeniyle ek bir ceza uygulanmasını gerektirmez.

Mekanizmanın maliyeti (satın alma fiyatları eksi üreticilerden olası geri ödemeler) şebeke tarifelerinde bir ücret olarak nihai tüketicilere aktarılır.

Bu yaklaşımın önemli bir özelliği de tüketiciye sağladığı korumadır. Elektrik fiyatları, güvenilirlik opsiyonu kullanım fiyatının üzerine çıktığında üreticiler, Piyasa İşletmecisine geri ödeme yapacaklarından, bu üreticiler, kapasite ödemeleri ve elektrik kıtlık fiyatlarının birleşiminden beklenmedik gelirler elde edemezler. Bu, kapasite mekanizmasının, elektrik gelirlerini tahmin etmenin zor olduğu uzun taahhüt süreleri (birkaç yıldan fazla) sunduğu durumlarda özellikle değerli olabilir.

Bu koruma ayrıca pazar gücünün kötüye kullanılması olanaklarını sınırlandırmaya da yardımcı olabilir, çünkü eğer fiyatlar kullanım fiyatının üstüne çıkarsa, kapasite sağlayıcılarından geri ödeme talep edilir.

Güvenilirlik opsiyonları için ihalelerin etkili olabilmesi için tüm kapasite sağlayıcılarına (teknoloji tarafsızlığı) ve nihayetinde komşu ülkelerden gelen sağlayıcılara açılması gerekir.

Bu önlem, kapasite için ikincil bir pazarın yaratılması, vadeli ve türev piyasalarda likiditeyi artırmaya yönelik önlemler ve spot piyasadaki fiyatlara yönelik tüm sınırlamaların kaldırılmasıyla birlikte uygulanmalıdır.

5 G

ÖREV

1F’

DEN

TTK

İLE BAĞLANTI

Talep Tarafı Katılımı birimleri bazen KÖM'ye dahil edilir ve bazen de geri kalan teknolojilere açık olmayan belirli teklif verme mekanizmalarına tabidir (hedeflenen kapasite ihaleleri).

Bunların gelişimi başlangıçta yavaştı, ancak son yıllarda ivme kazandı ve uluslararası deneyimler, sistem yeterliliğini artırmak için bir araç olarak başarıyla kullanılabileceklerini göstermektedir.

Ayrıca AB, TTK’yi KÖM'lerin temel ilkeleri arasına dahil etmektedir.

TTK’nin nasıl ele alınması gerektiğini tanımlarken, aşağıdaki hususların dikkate alınması gerekir:

a) Kesinti Süresi ile Uyumlu Hedefler – Kesilebilirlik/TTK sözleşmeleri, arz güvenliğini sağlamaya veya sistemin esnekliğini artırmaya yönelik olabilir. İlki, birkaç saat önceden bildirilen uzun kesintilerin belirtildiği sözleşmelerle elde edilebilirken, ikincisi neredeyse anında bildirilen kısa kesintilerle elde edilebilir (İSİ'nin tüketici varlıkları üzerinde uygun uzaktan kontrole sahip olması koşuluyla beş ila sıfır dakika arasında). Dolayısıyla, mekanizma verimliliğini arttırmak için bu iki tip ürünün bir kombinasyonu arzu edilir.

b) Hizmet sunma teşvikleri - Tüketicilerin kritik saatlerde (tüketimin daha fazla ve sistem kapasitesi üzerindeki baskının daha yüksek olduğu) hizmeti sunması için teşvik sağlamak amacıyla, yoğun saatlerde yük atan kesintiye uğrayabilir tüketicileri ödüllendirmek için ödeme formüllerine unsurlar eklenir.

c) Ücret Üst Sınırları - Hizmetin toplam maliyeti teminat altına alınacaksa, ücret üst sınırları belirlenebilir (Yunanistan ve Portekiz'de olduğu gibi). Bu tür üst sınırlarda, bir sağlayıcının son bir yıl içinde elde ettiği tüm faydayı toplam tüketimine bölerek (kesintili hizmetlerden kaynaklanan toplam gelirler/MWh değerini elde etmenin bir yolu olarak) elde edilen değer dikkate alır.

d) Sabit ve Değişken Ödemeli Sistemler - Son bir husus olarak, hem hizmetin kullanılabilirliğini (rezerv kapasite) hem de fiili uygulamasını (yük atma) ödüllendiren iki aşamalı bir ödeme sisteminin uygulanması arzu edilir. İki aşamalı sistem uygulanırsa ve rezerv ödemesi yerine hizmet ödemesi tercih edilirse, hizmeti veren tüketiciler, gerçekte sarf edilen çabayı yansıtacak şekilde daha büyük ödemeler alırken, sabit ödemeler daha düşük olacak ve sistem baskı altında değilse sistem için toplam maliyetler düşecektir.

5.1 H

EDEFE

Y

ÖNELİK

M

EKANİZMALAR

TTK’nin ayrı ihalelerle tahsis edildiği durumlarda dikkate alınması gereken birkaç konu vardır.

Sistematik ihale planları, daha uzun vadeli bir ihale programına bağlılığı içerir. Bu alternatif, piyasadaki oyuncuların beklentilerini daha iyi ayarlamasına ve daha uzun vadeli plan yapmasına olanak tanır.

Daha önceki ihale turlarının başarısı sonraki turlarda daha fazla başarıya yol açtığından, talebi uzun vadeli bir plana göre birkaç ihaleye bölmenin olumlu yanı önemli görünmektedir.

Örneğin, Hindistan'da Ulusal Güneş Enerjisi Misyonu, sistematik bir ihale planının avantajlarını göstermiştir.

Periyodik İhaleler, sağlayıcının kabul etmesi halinde otomatik olarak uzatılan uzun vadeli sözleşmelere sahip olma olasılığına karşı yalnızca en düşük maliyetli teklif sahipleri dahil edildiğinden, kesilebilir sözleşmelerin tahsis edilmesi için daha iyi bir maliyet düzeltmeli mekanizma sağlar. Böyle bir durumda, hizmetleri ilk kez sağlayan tüketiciler, diğerlerinden daha iyi koşulları (sistem için daha kötü) sağlayabilirler.

Diğer bir endişe, kapalı zarf usulü mü yoksa azalan fiyatlı ihalelerin tercih edileceğidir, ancak bu karar, olası teklif verenler arasındaki fiili rekabet seviyesine ve ilgili tarafların sayısına (örneğin, İtalyan adaları örneğinde Sardinya'da düşük katılım nedeniyle ilk ihale turunda 500 MW'nin sadece 75 MW'si tahsis edilmiştir) bağlı olacaktır.

Katılıma uygun olmak için gereken minimum tüketim düzeyleri, daha büyük tüketicileri ödüllendirir ve hizmetin sunulması açısından sahip oldukları önemi kabul eder. 5 MW civarındaki değerler genel kural gibi görünmektedir, ancak nihai rakamlar her sistemin karakteristik özelliklerine göre belirlenmelidir (İtalyan adaları örneğinde olduğu gibi). Bu kısıtlamayı gevşetmenin bir yolu olarak, farklı tedarik noktalarını/sağlayıcıları özgün bir istekli olarak bir araya getirme olasılığı düşünülebilir. 1 MW'lık eşik değerler, TTK ve bataryaların katılımını teşvik eder.

Bir ihaledeki rekabet seviyesi, ihaleye çıkarılan kapasite miktarından da etkilenir. İhale

Bir ihaledeki rekabet seviyesi, ihaleye çıkarılan kapasite miktarından da etkilenir. İhale

Belgede AB IPA13/CS-02.a 2013 ENERJİ SEKTÖRÜ PROGRAMI FAZ 2 PROJESİ (sayfa 104-0)