EU IPA13/CS-02.a 2013 ENERJİ SEKTÖRÜ PROGRAMI FAZ 2 PROJESİ. Enerji Piyasalarının Geliştirilmesi

EU IPA13/CS-02.a

2013 ENERJİ SEKTÖRÜ PROGRAMI FAZ 2 PROJESİ

Enerji Piyasalarının Geliştirilmesi

Elektrik Piyasalarının Birleştirilmesi Değerlendirme Raporu (EPBDR) [Türkçe

Versiyon]

Revizyon 1

Mayıs 2019

2

İçindekiler

KISALTMA TABLOSU ... 3

TABLOLAR DİZİNİ ... 5

ŞEKİLLER DİZİNİ ... 6

1 BAĞLAM VE HEDEFLER ... 7

1.1 BAĞLAM ... 7

1.2 BELGENIN YAPISI ... 7

2 TÜRKİYE’DEKİ ENERJİ PİYASASI ... 9

2.1 GENEL BAKIŞ ... 9

2.2 SINIR ÖTESI TICARET ... 10

2.3 SINIR ÖTESI ENTERKONNEKSIYONLARIN ÖNEMI ... 11

2.4 TÜRKIYE İÇIN SEÇENEKLER ... 13

3 AB MEVZUATI İNCELEMESİ ... 15

3.1 72/2009 SAYILI DIREKTIF VE 714/2009 SAYILI TÜZÜK ... 15

3.2 AVRUPA KOMISYONU TÜZÜKLERI ... 16

3.2.1 Kapasite Tahsisi ve Kısıt Yönetim Kodu (CACM, (AT) 2015/1222) ... 17

3.2.2 Ön Kapasite Tahsisi Şebeke Kodu (FCA, (AB) 2016/1719) ... 20

3.2.3 Elektrik Dengeleme Şebeke Kodu (EB, (EU) 2017/2195) ... 21

3.3 PCREUPHEMIAİNISIYATIFI ... 21

3.3.1 PCR Anahtar Girdi Verileri ... 22

3.3.2 Optimizasyon Sorunu ... 23

3.3.3 Akış Temelli vs. KNİK ... 24

3.4 XBIDİNISIYATIFI ... 28

4 TÜRKİYE’DE PİYASALARIN BİRLEŞTİRİLMESİNDE ÖNDE GELEN KURUMSAL AKTÖRLER ... 29

4.1 EPİAŞ ... 29

4.2 TEİAŞ’IN ENTSO-E’YE KATILMASI... 29

5 BÖLGESEL DURUM ... 31

5.1 KOMŞU ÜLKELERDEKI DURUM ... 31

5.2 ENERJI TOPLULUĞU DURUMU ... 33

5.3 DIĞER ÜLKELER ... 35

6 MEVCUT DURUM DEĞERLENDİRMESİ ... 37

6.1 YASAL ENGELLER ... 37

6.2 POLITIKA ENGELLERI ... 38

6.3 KURUMSAL ENGELLER ... 40

6.4 TEKNIK ENGELLER ... 41

7 YOL HARİTASI – ZORLUKLAR ... 43

8 PİYASA AYRIŞIMI ... 45

8.1 TANIMLAR ... 45

8.2 AVRUPA HEDEF MODELINDEKI KISIT ... 46

8.2.1 Teklif Bölgelerindeki konfigürasyon ... 46

8.3 TÜRKIYE DEĞERLENDIRMESI ... 48

8.3.1 Genel Bakış ... 48

8.3.2 Yeniden dağıtım işlemleri... 50

8.3.3 Piyasa ayrışımının etkileri ... 50

8.4 İTALYA VAKASI ... 51

8.5 DEĞERLENDIRILECEK TEMEL KONULAR ... 52

3

K

T

Kısaltma Tanım

ACER Enerji Düzenleyicileri İşbirliği Kurumu ANDOA Tüm NEMO’lar Gün Öncesi İşletimsel Anlaşma ANIDOA Tüm NEMO’lar Gün İçi İşletimsel Anlaşma

CACM Kapasite Tahsisi ve Kısıt Yönetim Kodu

CCR Kapasite Hesaplama Bölgeleri

OŞM Ortak Şebeke Modeli

OŞBY Ortak Şebeke Modeli Yöntemi

KNİK Koordineli Net Transfer Kapasitesi

DAOA Gün Öncesi İşletimsel Anlaşma

ED Elektrik Dengeleme Ağ Kodu

AK Avrupa Komisyonu

ENTSO-E Avrupa Elektrik İletim Sistemi İşleticileri Ağı

ER Acil Durum ve Restorasyon Kodu

AB Avrupa Birliği

FB Akış Temelli

FCA İleri Kapasite Tahsis Kodu

EİP Enerji İç Piyasası

BŞM Bireysel Şebeke Modeli

PBİ Piyasaların Birleştirilmesi İşlemi

ÜD AB Üye Devleti

NEMO Atanan Elektrik Piyasa Operatörü

UDK Ulusal Düzenleyici Kurum

SDAC Tek Gün Öncesi Birleştirme

4

Kısaltma Tanım

SDIC Tek Gün İçi Birleştirme

GDA Güneydoğu Avrupa

SO Sistem İşletimi Ağ Kodu

TCID Gün İçi Birleştirme İçin İSO İşbirliği Anlaşması

TCOA İSO İşbirliği İşletme Anlaşması

İSO İletim Sistemi Operatörleri

BB6 Batı Balkan İnisiyatifi (6 Ülke)

5

T

D

Tablo 1: Uygun sınır ötesi kapasitenin faydalarına dair açıklama ... 12 Tablo 2: Teklif bölgelerinin konfigürasyon kriterleri (CACM uyarınca) ... 47

6

Ş

D

Şekil 1 – Türkiye’nin enterkoneksiyonları (mevcut ve planlanan), TEİAŞ, 2018 ... 10 Şekil 2- Toplam Sınır Ötesi Ticaret 2013 - 2018, TEİAŞ, 2018 ... 11 Şekil 3: İtalya’nın gün öncesi piyasa işleyişi ... 51

7

1 B

H

1.1 B

Görev 1DA, Türkiye’nin, “Kapasite Tahsisi ve Kısıt Yönetimi (CACM)” Tüzüğüne göre, Avrupa Tek Pazarı’na doğru uzanan sürece etkili bir şekilde katılması için gerekli olan koşulları değerlendirme, olası engelleri hesaplama ve farklı seçenekler sunmayı amaçlamaktadır.

Mevcut Rapor, bu Görev kapsamında hazırlanacak iki raporun birincisini teşkil etmektedir.

Bunlar:

a) Elektrik Piyasalarının Birleştirilmesi Değerlendirme Raporu (EPBDR) ve b) Elektrik Piyasalarının Birleştirilmesi Tavsiye Raporu (EPBTR)’dur.

Bu ilk rapor; Türkiye’deki Makamların ve paydaşların ilgisini ve belirli eylemlerini gerektiren politikalar ile yasal, kurumsal ve teknik hususları değerlendirerek, Türkiye’deki mevcut durumu ve piyasa entegrasyonu konusunda komşu ülkelerle olası işbirliklerinden elde edilecek faydaları ele almaktadır.

Cevaplanması gereken temel soru, Türk toptan piyasası için komşu ülkelerle piyasaların birleştirilmesi seçeneğinin önemli bir katma değer sağlayıp sağlamayacağıdır. Ayrıca, iç piyasa işleyişinin daha da iyileşip iyileşmeyeceği ve piyasaların birleştirilmesi seçeneğinin uygulanmasının Türkiye’nin enerji ticaretinde bölgesel bir merkez olarak üstlendiği rolün teşvik edilmesi açısından kayda değer bir önem taşıyıp taşımadığı da sorulması gereken diğer sorulardır.

Raporda, Avrupa düzeyinde devam eden piyasa entegrasyonu süreçleri de anlatılacaktır. Bunlar arasında, gün öncesi piyasaların birleştirilmesi projesi (“Çok bölgeli birleştirme projesi”, bundan sonra “MRC” olarak anılacak) ve gün ortası piyasaların birleştirilmesi projesi (“Sınır ötesi gün içi projesi”, bundan böyle “XBID” olarak anılacak) de dahil olmak üzere devam eden farklı projelerde gelinen aşamaya da yer verilecektir.

Bununla birlikte, 2015/1222 sayılı Tüzüğün (CACM Tüzüğü) yürürlüğe girmesinden sonra, ilgili tüzüğün Madde 7 (2)’sindeki hükümlere göre bu projeler Piyasaların Birleştirilmesi Operatörü (PBO) Görevleri kapsamına eklenerek güncellenmiş ve resmiyet kazandırılmıştır. PBO’nun görevleri arasında şunlar yer alır:

a) Tek gün öncesi ve gün içi birleştirmeye ilişkin algoritmaları, sistemleri ve prosedürleri geliştirmek ve sürdürmek;

b) Koordineli kapasite hesaplayıcıları tarafından öne sürülen bölge ötesi kapasite ve tahsis kısıtlamalarına ilişkin girdi verilerini işlemek;

c) Fiyat birleştirme işlemini ve devamlı ticari algoritmaları yürütmek;

d) Tek gün öncesi ve gün içi birleştirme sonuçlarını onaylamak ve NEMO’lara iletmek.

1.2 B

Y

Bölüm 2, Türk enerji piyasasının temelleri hakkında genel bilgiler ile temel olarak Tedarik güvenliği meselesine odaklanarak enerji stratejisinin hedefleri konusunu ele almaktadır.

Bölüm 3, Tek Gün Öncesi Birleştirme ve Gün İçi Piyasaların Birleştirilmesi projelerinin geliştirilmesi ile alakalı AB mevzuatında devam eden gelişmeler hakkında genel bilgi vermektedir.

8

Bölüm 4, Türk piyasasının kurumsal organizasyonu ve CACM ile hedef modelin uygulanması çerçevesinde öngörülen kurumsal yapı ile uyumluluk hakkında temel bilgi sağlamaktadır.

Bölüm 5, komşu AB ülkelerindeki mevcut durum ile Enerji Topluluğu düzeyindeki durum hakkında genel bilgi vermektedir.

Bölüm 6, AB piyasaların birleştirilmesi projelerine katılma yolunda aşılması gereken yasal, kurumsal, teknik ve siyasi engelleri değerlendirmektedir.

Bölüm 7, Türk piyasasının AB enerji iç piyasasına entegrasyonuna doğru ilerlemek amacıyla alınması gereken karar türünü özetlemektedir.

Bölüm 8, teklif bölgelerinin konfigürasyonu için belirlenen AB yaklaşımını sunarak Piyasa ayrışımı için farklı seçenekleri ele almakta ve Türkiye açısından olumlu ve olumsuz yönleri analiz etmektedir.

9

2 T

’

E

P

2.1 G

B

EPDK’nin “2017 Elektrik Piyasası Gelişim Raporu”’na göre¹, 2017 yılında Türkiye’deki elektrik üretimi, 2016’ya kıyasla %8.33 artışla neredeyse 297.28 TWh’ye ulaşmıştır. Bu üretimin neredeyse %30’u hidrojenasyon da dahil olmak üzere Yenilenebilir enerji kaynaklarından sağlanmaktadır.

AB Üye Devletleri ile karşılaştırıldığında, Türk enerji piyasasının en büyük enerji piyasalarından olduğu; Almanya, Fransa ve İngiltere’den sonra en büyük piyasaya sahip olduğu görülmektedir.

Türkiye’deki toplam tüketim, Romanya, Bulgaristan ve Yunanistan’ın bulunduğu 8. Bölge (GDA) ülkeleri ile Batı Balkan ülkelerinin tamamının tüketiminin neredeyse iki katıdır. GDA bölgesi ile WB6 (Batı Balkanlar 6) İnisiyatifi² ülkelerindeki toplam enerji tüketimi, Türkiye’deki enerji tüketiminin neredeyse %65’ine tekabül etmektedir.

EPDK raporuna göre¹, son 20 yılda Türkiye’deki enerji talebi üçe katlanmış, bu dönem içerisinde yılda yaklaşık %5.5’lik bir artış yaşanmıştır. Önümüzdeki birkaç yılda elektrik talebindeki artış daha yavaş bir ivme izleyecek olsa da, gerekli elektriğin yalnızca çok küçük bir kısmının komşu ülkelerden tedarik edilmesi mümkün olacaktır. İran haricinde, bütün komşu ülkelerin elektrik sistemleri oldukça küçüktür ve gelecek yıllardaki talebi karşılamak için gerekli olan elektriğin önemli bir kısmını Türkiye’ye temin etmek mümkün olmayacaktır.

İstatistiki verilere göre Türkiye net ithalat yapan bir ülke konumunda görünse de, 2017 yılında ihracat ithalatı aşmış olsa da; sınır ötesi ticaret hacmi, yurtiçi üretim ve tüketim oranlarıyla karşılaştırıldığında önemsiz kalmaktadır. İhracat ve ithalat da dahil olmak üzere yıllık sınır ötesi ticaret, yaklaşık 6TWh düzeyinde olup, bu oran da ulusal düzeyde işlem gören toplam enerjinin

%1.7’sinden biraz fazladır.

Sınır ötesi faaliyetlerin bu denli sınırlı olmasının sebebi, mevcut sınır ötesi kapasitenin nispeten küçük olmasıdır. Bunun sebebi de Türk sisteminin yalnızca Nisan 2015’ten beri Kıta Avrupası bölgesi ile daimi olarak senkronize hale gelmesi, bu tarihin öncesinde yalnızca adalama modunda sınırlı ölçekte enerji değişimi yaşanması dolayısıyla sınır ötesi kapasitenin geliştirilememesidir (senkronize faaliyetlerin Eylül 2010’dan beri deneme sürecinde olduğunu da dikkate almak gerekir). Sınırlı enterkoneksiyon kapasitesi ile piyasaların doğrusallaştırılması sürecindeki farklı vadeler gibi teknik zorunluluklar, sınırdaş ülkeleri ile Türkiye arasında uluslararası ticaretin gelişmesi için uygun bir iş ortamının oluşmasını ve yeni enterkoneksiyon kapasitesi oluşmasını engellemiştir.

Enterkoneksiyon kapasitesinin geliştirilmesi ve işlemesi, özellikle de liberal piyasaların işlediği bölgelerde, herhangi bir sebepten dolayı yerel kaynakların talebi karşılamak için sistematik olarak veya kazara yeterli olmadığı durumlarda gerekli enerjinin ithal edilmesini sağlayarak bir ülkenin tedarik güvenliğine önemli ölçüde katkı sağlar.

Türkiye’nin elektrik sistemi, İran haricinde gerek doğuda (kuzeydoğu, güneydoğu) gerekse batıda yer alan hemen hemen bütün komşu ülkelerden çok daha büyük olduğundan, tedarik güvenliğini temin etmenin bariz yolu ulusal düzeyde gerekli üretim kapasitesini geliştirmeden geçmektedir.

1TÜRKİYE CUMHURİYETİ, ENERJİ PİYASASI DÜZENLEME KURULU, Strateji Geliştirme Dairesi, 2017 ELEKTRİK PİYASASI GELİŞİM RAPORU, ANKARA, 2018

2 Batı Balkanlar, Avrupa Birliği genişleme politikasının hedefinde olan bir ülkeler grubudur. Bu grup, aslen Arnavutluk, Hırvatistan, Eski Yugoslav Cumhuriyeti Makedonya (FYROM), Karadağ, Bosna-Hersek, Sırbistan ve Kosova’dan oluşmaktadır. Altı ülke arasından, dördü AB’ye aday ülkelerdir (Karadağ, Arnavutluk, Sırbistan ve FYROM), diğer ikisi ise aday olma potansiyeline sahip ülkelerdir (Bosna-Hersek ve Kosova).

10

Türkiye’nin komşu ülkelerinin, ülkenin elektrik dengesini destekleyecek oranlarda yeterli enerji hacmi sağlayabilme ihtimalinin yüksek olduğu düşünülmemelidir.

Bununla birlikte, enerji piyasasının işleyişi dikkate alındığında, daha fazla likidite sağlayabilecek her türlü kaynak memnuniyetle kabul edilmelidir. Piyasa düzenlemeleri, yalnızca sınırlardaki karşılıklı alışverişi değil aynı zamanda sınır ötesi faaliyetleri de teşvik etmeli, potansiyel işlemcilerin yerel piyasada aktif olması için cazip koşullar sunmalıdır.

2.2 S

Ö

T

Proje çerçevesinde TEİAŞ’tan edinilen verilere göre mevcut enterkoneksiyon hatları şunlardır:

1. Hamitabat (Türkiye) - Maritsa (Bulgaristan) 400 kV, senkronize 2. Babaeski (Türkiye) – Santa (Yunanistan) 400 kV, senkronize

3. Akhaltsikhe (Gürcistan) ‐Borçka (Türkiye) 400 kV (Gürcistan tarafında DC Back-to-back İstasyonu)

4. Hopa (Türkiye) - Batum (Gürcistan) 220 kV (acil durumlar için işletilmektedir; yalnızca ithalat yapılmaktadır)

5. Kars (Türkiye) - Gümrü (Ermenistan) 220 kV (faaliyette değil)

6. Iğdır (Türkiye)- Babek (Nahçivan - Azerbaycan) 154 kV (faaliyette değil) 7. Doğubeyazıt (Türkiye) - Bazargan (İran) 154 kV (faaliyette değil) 8. Başkale (Türkiye) - Khoy (İran) 400 kV (faaliyette değil)

9. Karkey (Türkiye) - Zakho (Irak) 400 kV (faaliyette değil) 10. Birecik HES (Türkiye) - Halep (Suriye) 400 kV (faaliyette değil)

Gelecekte yapılması planlanan hatlar arasında Bulgaristan’dan bir hat, Gürcistan’dan iki hat, İran’dan bir hat ve Irak’tan bir hat bulunmaktadır. Türkiye için mevcut ve gelecekte yapılması planlanan enterkonektörler Şekil 1‘de gösterilmiştir.

Şekil 1 – Türkiye’nin enterkoneksiyonları (mevcut ve planlanan), TEİAŞ, 2018 TÜRKİYE’NİN ENTERKONEKSİYONLARI (MEVCUT VE

PLANLANAN)

HVDC Back to Back (mevcut) Mevcut 400kV Havai

İletim Hattı (HİH) Mevcut 220kV HİH Mevcut 154kV HİH Planlanan 400 kV HİH Planlanan 154 kV HİH

HVDC Back to Back (inşaat aşamasında) HVDC Back to Back (planlanan)

11 TÜRKİYE’NİN ENTERKONEKSİYONLARI (MEVCUT VE PLANLANAN)

HVDC Back to Back (mevcut) Mevcut 400kV HİH

Mevcut 220kV HİH Mevcut 154 kV HİH Planlanan 400 kV HİH Planlanan 154 kV HİH

HVDC Back to Back (inşaat aşamasında) HVDC Back to Back (planlanan)

Kaynak: TEİAŞ, 2018

Bununla birlikte, 2013 - 2018 yılları arasında enterkonneksiyonlar aracılığı ile gerçekleşen toplam ticaret hacmi yıllık 3 ila 8 TWh arasında değişmektedir; bu da Türk enerji piyasasında işlem gören toplam ticaret hacminin %3’ünden daha azına tekabül etmektedir.

Şekil 2- Toplam Sınır Ötesi Ticaret 2013 - 2018, TEİAŞ, 2018

Kaynak: TEİAŞ, 2018

2.3 S

Ö

E

Ö

Türk elektrik sistemi Avrupa’daki en büyük sistemlerden biridir ve 5 ila 7 yıl içerisinde Almanya ve Fransa’dan sonra Avrupa’daki üçüncü büyük elektrik sistemi olması beklenmektedir. Mevcut (ve planlandığı şekilde gelecekteki) enterkonneksiyonların kapasitesi; sınır ötesi ticaretin büyümesi ve yurtiçi elektrik piyasasına gerek hacim gerekse likidite verişleri ile alakalı olarak önemli bir etki yapması için gerekli olan kapasite kaynaklarının sağlanması açısından, Türk Enerji Piyasasının Kıta Avrupası sistemine etkili bir şekilde entegrasyonunu desteklemek için yeterli değildir.

Türki piyasasının boyutu dikkate alındığında, daha fazla enterkonneksiyon kapasitesinin bulunması durumunda, Türk elektrik piyasasının, her türlü işlem ve alışveriş için hacim sunan ve kaynak sağlayan bir piyasa yapıcı olarak bölgede lider rolü üstlenmesi beklenmektedir. Doğrusu, piyasanın ve tüketiminin büyüklüğü, her türlü enerji alışverişi için bir bölgesel merkez olarak bölgede lider rolüne sahip olma olasılığını Türkiye’ye sağlamaktadır.

Elektrik İthalatı ve İhracatı (2014 - 2018)

12

Ekim 2014’te, AB Konseyi, bütün AB ülkelerinin 2020 yılına kadar enterkonneksiyon kapasitelerini kurulu elektrik üretimlerinin en az %10’una tekabül edecek şekilde artırmaları çağrısı yapmıştır ve 2030 için de %15 hedefini belirlemiştir. Konsey, her iki hedefin de Avrupa Tek Pazarı’nın gelişmesi için gerekli olduğunun ve enerji altyapısında Ortak Çıkar Projelerinin uygulanması yoluyla bu hedeflere ulaşılacağının altını çizdi. Bu kararın gerekçesi ise Üye Devletler arasında enerji altyapısının fiziksel entegrasyonunun AB enerji piyasalarının düzgün işlemesi ve sınırlar ötesinde elektriğin paylaşılması için bir ön koşul olmasıdır. Bu anlamda, CACM Tüzüğünün uygulanmasında yeterli sınır ötesi enterkonneksiyon bulunması, Avrupa enerji piyasasının başarılı bir şekilde entegre edilmesinde anahtar rol üstlenmektedir. AB Konseyi, enerji piyasasının entegrasyonunun teşvik edilmesi için en düşük seviyeli enterkonneksiyon kapasitesi gerekliliklerini belirlemiştir.

Komşu ülkelerle olan entegrasyonunu teşvik etmek amacıyla Türkiye için de benzer bir enterkonneksiyon kapasitesi hedefinin gerekli olduğu düşünüldüğünde, toplam kurulu kapasitenin %5’inden daha azını oluşturan mevcut enterkonneksiyon kapasitesi oranı yeterli değildir. Gelecek yıllarda, talepte yaşanan aşırı artışları karşılamak amacıyla yeni üretim kapasitesinin de sisteme dahil olması durumunda bu yüzdenin daha da azalması beklenmektedir.

Bu da %15’lik hedefi ulaşılamaz bir noktaya taşıyacaktır.

Tablo 1, sınır ötesi kapasitenin, Türkiye’deki etkin piyasa işleyişini, sistem yeterliğini ve sürdürülebilirliğini destekleyecek yolu göstermektedir.

Tablo 1: Uygun sınır ötesi kapasitenin faydalarına dair açıklama

Yeterli sınır ötesi kapasitenin

yarattığı fırsatlar _Piyasa entegrasyonu Tedarik güvenliği Sürdürülebilirlik

Türkiye için seçenekler

• Sistemler/ülkeler arasındaki yüksek fiyat farklılıkları

• Arbitraj fırsatlarını keşfetme

• Fiziksel olarak komşu ülkelerin kaynaklarına erişme

• Türk elektrik sisteminin boyutu düşünüldüğünde,

komşu ülkelerle arasındaki muhtemel fiyat farklılıklarının yurtiçindeki fiyat oluşumu üzerinde önemli bir etkisi olmayacaktır. Buna karşın, Türk enerji piyasasının işleyişinin komşu ülkelerdeki fiyat oluşumları üzerinde önemli bir etkisi olacaktır.

• Yenilenebilir kaynakların entegrasyonu ve sermaye akışlarının karşılanması

• • Güçlü bir küresel güneş enerjili fotovoltaik (PV) piyasasının oluştuğu Türkiye’de, önümüzdeki birkaç yılda Yenilenebilir Enerji Kaynakları (YEK) ve özellikle de Güneş Enerjili Fotovoltaik kapasitesinin oldukça hızlı bir yükselişle geçmesi beklenmektedir. Bu tesislerin, ticaret temelinde, toptan piyasada aktif katılımla gelişmesi beklendiğinden, yatırımları çekmek amacıyla iyi işleyen ve birbiriyle iyi bir şekilde enterkonneksiyon sağlamış bir toptan piyasaya sahip olma gereksinimi açıktır. Bu amaçla, kuralları ve uygulamaları uyumlaştırarak Türk piyasasının Avrupa piyasasına daha fazla entegre olması, ulusal toptan piyasasına katma değer sağlayacaktır.

• Kısmi Yalnızlık (%15 hedefini tutturmama)

• Türkiye’nin bir enerji merkezi olma vizyonunu

destekleyecek bir unsur da, mevcut

enterkonneksiyon kapasitesinin, Avrupa’nın

13 Yeterli sınır ötesi kapasitenin

yarattığı fırsatlar _Piyasa entegrasyonu Tedarik güvenliği Sürdürülebilirlik

Türkiye için seçenekler

%15’lik hedefine kıyasla, yurtiçi kurulu kapasitenin belki de daha fazla bir yüzdesine ulaşması olacaktır. Nitekim, piyasanın likiditesi ile ticaret olanakları da artışa geçecektir.

• Üretim çeşitliliğinde yaşanan önemli değişiklikler sebebiyle yeterlik meseleleri

• Türkiye’nin enerji havuzuna daha çok YEK girdikçe, dengeleme (esnek) kaynaklarını iyileştirmek için daha fazla seçenek oluşması faydalı olacaktır; bununla birlikte, piyasa

büyüklüğü düşünüldüğünde, dengeleme

kaynaklarının yurtiçinde geliştirilmesi gerekir.

• Sistemde esneklik ve istikrar • • Enterkonneksiyonlar (önemli ölçüde kapasiteye sahip), çeşitlilik faktörünü arttırmak ve tesadüf

faktörlerini azaltmak için kaynak

oluşturduklarından dolayı, sistemin esnekliğine ve istikrarına önemli ölçüde katkı sağlayabilirler.

Özellikle de yerel coğrafyaya ve hava koşullarına bağlı olan YEK üretimi sistemin işleyişine önemli ölçüde etki edebilir.

Belirtildiği şekilde, AB düzeyinde ve bölgesel seviyede iyi bir şekilde entegre olmuş bir enerji piyasasının oluşturulmasında sınır ötesi enterkonneksiyon kapasitesi hayati öneme sahiptir.

Bununla birlikte, piyasa büyüklüğü ve önemli akış fırsatları dikkate alındığında, başta AB ülkeleri ile olmak üzere doğu, kuzeydoğu ve güneydoğuda yer alan ülkelerle olan Türkiye’deki mevcut sınır ötesi altyapıya yönelik yatırım düzeyinin, bölgedeki ülkeler ve sistemler arasında enerji akış potansiyelinin değerlendirilmesi için yetersiz olduğu görülmektedir.

Bu eksikliğin sebebi, özellikle son döneme kadar, teknik meselelerin (senkronize işletme olmaması) ticaretin gelişmesine izin vermemesidir. Bununla birlikte, teknik meseleler artık çözüldüğünden, enterkonneksiyon tesislerinin geliştirilmesi için komşu ülkeler arasında sürekli olarak teknik ve düzenleyici işbirliği olması gerekir. Bu da önemli bir sermaye miktarı gerektiren uzun vadeli yatırımları çekmek için gerekli yatırım ortamının oluşmasını sağlayacaktır.

Enterkonneksiyon tesisleri geliştirmek için gerekli olan işletme kararlarının bağlı olduğu faktörler arasında, bölge ülkeleri arasında enerji akışları için var olan ve farklı enerji karışımları ile her bir ülkenin talep özellikleri ile beslenen ticari potansiyel ile altyapının optimum düzeyde kullanım hedefine ulaşamama risklerini azaltacak bir düzenleyici ortamın bulunması yer alır.

2.4 T

İ

S

Türkiye’deki mevcut enterkonneksiyon kapasitesi, özellikle AB ülkeleri ile olmak üzere çok sınırlıdır; bu yüzden de ara sıra teknik veya acil işlemlerle sistemin dengelenmesini destekleyen bazı zayıf ticaret olanakları bulunmaktadır. Türkiye ve komşu AB ülkeleri arasındaki mevcut sınır ötesi kapasiteyi arttıracak projelerin OÇP³ listesine konulması mümkün olsa da, bu zamana kadar elektrik sektöründeki listede bu tarz projeler teşvik ve dahil edilmemiştir. Bununla birlikte, TEİAŞ

3 Ortak Çıkar Projeleri (OÇP): Ağ gelişimi için AB düzeyinde planlamaya ilişkin TEN-E tüzüğünün temel bir unsuru (TEN- E Tüzüğü: 347/2013)

14

ile Bulgar ve Yunan İSO’ları arasında, mevcut rota üzerine ikinci bir iletim hattı inşa ederek ilgili sınırlar üzerindeki mevcut kapasitenin arttırılması için halihazırda ön görüşmeler yapılmaktadır.

Bunun sonucunda da mevcut kapasitenin hemen hemen 1500 MW’a çıkması beklenmektedir.

Her iki İSO da (Bulgar ve Yunan), mevcut kapasitenin artırılmasını görüşme konusunda olumlu bir tutum sergilemektedir. Bununla birlikte, bu iki AB İSO’sunun projeyi teşvik eden kurum olması muhtemel olan TEİAŞ ile birlikte bu modernizasyon bakımlarının OÇP listesine girmesi için hazırlık yapabilmeleri amacıyla koordinasyon hazırlık çalışması yapılması gerekmektedir. Bu projelerin, OÇP listesinde yer alması sürecinde herhangi bir zorluk veya belirsizlik yaşamayacağı düşünülmektedir; yalnızca İSO’ların açık ve sağlam bir teklif hazırlamak amacıyla koordine halinde olmaları gerekir. OÇP projelerinin, genel hatlarıyla, enerji sektöründe daha fazla ortak çıkar projesi (OÇP) geliştirilmesi ve uygulanmasına katkı sağlayan Connecting Europe Facility (CEF) fonlarına erişimi bulunmaktadır.

Türkiye ile AB ülkeleri arasındaki mevcut sınır ötesi kapasitenin artırılması olasılığı dikkate alındığında bile, bu düzeydeki enterkonneksiyon kapasitesi ile piyasaların birleştirilmesi seçeneğinin Türkiye’nin toptan piyasasının işleyişine çok az etki edeceği düşünülmektedir.

Muhtemelen, piyasaların birleştirilmesi, mevcut sınır ötesi kapasitenin kullanım düzeyini artırabilir; bunun da ulusal düzeyde hemen hemen önemsenmeyecek düzeyde olsa da enterkonektördeki işlemlere pozitif etki sağlaması mümkün olabilir.

Piyasaların birleştirilmesi seçeneğinin, sınır ötesi kapasiteye önemli ölçüde yatırımın yapıldığı, yüksek oranda enterkonnekte bir sistem dahilinde değerlendirilmesi gerekir. Nitekim, ulusal piyasanın işleyişinin, daha fazla aktör ve önemli fırsatlar barındıran daha büyük bir Avrupa Sistemine entegre olmasından fayda sağlaması beklenmektedir. Diğer yandan, enterkonneksiyon kapasitesini artırmak amacıyla büyük ölçekli yatırım çekmek için Avrupa Enerji Piyasasına etkin bir şekilde entegre olmak ön koşul olarak öne çıkmaktadır. Kapasitenin optimum düzeyde kullanımı, yalnızca bu tür bir yatırım için gerekli olan işletme kararının alınması sürecinde yatırımcılar için (hatta İSO’lar için) gerekli olan güvenilir ve uzun süreli işaretleri sağlayan, Avrupa piyasasına etkin bir şekilde entegre olmuş, iyi işleyen bir piyasa ile mümkün olabilir.

15

3 AB M

İ

Junker yönetimi tarafından benimsenen EnerjiBirliği’nin amacı, “AB vatandaşları için enerjiyi daha güvenli, düşük maliyetli ve sürdürülebilir hale getirmektir ve temelleri “2030 İklim ve Enerji Çerçevesi”⁴ ile “Avrupa Enerji Güvenliği Stratejisi üzerine kurulmuştur”⁵.

Enerji Birliği Stratejisi’nin temel unsurları şunlardır:

a) Avrupa’daki enerji kaynaklarının çeşitlendirilmesi b) Ekonomide dekarbonizasyon

c) İç piyasada tam ve etkin entegrasyon d) Enerji verimliliğinin arttırılması

Bu unsurların tamamı birbirleriyle sıkı sıkıya ilgili ve birbirlerine bağlıdır; yalnızca bunların koordineli bir şekilde işlenmesi ile beklenen sonuçlar elde edilebilir.

AB çapında tamamen entegre olmuş elektrik ve gaz piyasalarının oluşturulması, genel Avrupa Ekonomik Stratejisi’nin önemli bir bileşeni olarak düşünülmelidir. Bu yüzden, bütün Üye Devletler, gerekli tedbirleri almak, sürece tamamen bağlı kalmak ve başarılı bir şekilde katılımlarını sağlamakla yükümlüdürler. Bu anlamda, dekarbonizasyon ve verimlilik hedefleri de dahil olmak üzere Enerji Stratejisi’nin diğer bütün unsurlarını da dikkate almak, iç piyasanın entegrasyon sürecine katılım için gereklidir. Resmi yasal engeller dışında, AB Enerji İç Piyasası (EİP)’nı entegre etme sürecine katılmak, bütün katılımcıların enerji sektöründeki, fakat aynı zamanda iklim değişikliği, çevre ve tedarik güvenliği konusundaki AB müktesabatına uyması anlamına gelmektedir.

3.1 72/2009

D

714/2009

T

AB Parlamentosu’na göre, AB Enerji İç Piyasası (IEM)’nın geliştirilmesindeki hedef, “adil piyasa erişimi ve yüksek düzeyde müşteri koruma niteliği olan, aynı zamanda yeterli oranda enterkonneksiyon düzeyi ve üretim kapasitesine sahip, işleyen bir piyasa oluşturmaktır”.

Enerji İç Piyasası’nın gelişmesi, Avrupa Birliği’nin İşleyişi Hakkında Antlaşma (TFEU)’da öngörüldüğü şekilde Avrupa Tek Pazarı’nın derinleşmesi için önemli bir bileşendir. Elektrikte iç piyasada ortak kurallara ilişkin 2009/72/AT sayılı Direktif ile Elektrikte sınır ötesi elektrik ticareti için şebekeye erişim koşullarına dair (AT) 714/2009 sayılı Tüzük, EİP’nin geliştirilmesi için yasal temeli oluşturmaktadır. Her iki belge de “Üçüncü Enerji Paketi” olarak adlandırılan belgenin kısımlarını oluşturur.

Enerji piyasalarının işleyişi için Avrupa Hedef Modeli’nin uygulanması, EİP’nin geliştirilmesinin temeli olarak düşünülmektedir. Hedef Model, (AT) 714/2009 sayılı Tüzükte yer almakta olup Tüzükte şu hükümlere de yer verilmektedir:

a) Enterkonneksiyon transfer kapasitesi hesabına genel yaklaşımlar

b) Mevcut transfer kapasitesinin kullanımını ve piyasa birleşimini (tek fiyat - tek bir algoritma) optimize etmek amacıyla örtük açık artırmayı teşvik edecek şekilde kapasite tahsisi ve kısıt yönetimi

c) Dengeleme rejimi ve İletim Sistemi Operatörleri (İSO)’nin rolü

4 https://ec.europa.eu/energy/en/topics/energy-strategy-and-energy-union/2030-energy-strategy

5 https://ec.europa.eu/energy/en/topics/energy-strategy-and-energy-union/energy-security-strategy

16

AB’nin Üçüncü Yasa Paketi ile birlikte Üçüncü Paketin hedeflerinin teşvik edilmesi amacıyla bir AB kuruluşu olarak Avrupa Elektrik İletim Sistemi Operatörleri Ağı (ENTSO-E) da kurulmuştur.

(AT) 714/2009 sayılı Tüzük’te 12 işletim bölgesindeki şebeke kodlarının geliştirilmesinde ENTSO- E’nin temel görevlerinden biri belirtilmiştir. Enerji Düzenleyicileri İşbirliği Ajansı (ACER), ENTSO- E ve Avrupa Komisyonu’nun katılımı ile şebeke kodlarının geliştirilmesi için yaşanan resmi süreç sonrasında, bu kodlar, AT Tüzüklerine dönüştürülmektedir. (AT) 714/2009 sayılı Tüzükten türetilen bu Tüzükler, Üye Devletler ve birleştirilecek piyasalar için yasal olarak bağlayıcıdır ve doğrudan yürürlüğe girecektir (diğer bir deyişle, ulusal yasaya dönüştürülmesine gerek olmayacaktır).

Ayrıca, Toptan enerji piyasası bütünlüğü ve şeffaflığına dair 1227/2011/AT sayılı Tüzük (REMIT);

Avrupalı enerji tüketicilerinin yararına piyasa bozucu eylemleri tespit etmek ve önlemek, piyasa bütünlüğünü ve şeffaflığını sağlamak amacıyla sektöre özel toptan enerji piyasası gözetim çerçevesi belirlemiştir.

REMIT Tüzüğü; iletim sistemi operatörleri (İSO), tedarikçiler, işlemciler, üreticiler, komisyoncular ve geniş kitle kullanıcılar da dahil olmak üzere piyasa katılımcıları için belirli raporlama gereklilikleri belirlemiştir. Böylece, gerçekleşen işlemlerin kayıtlarına, kapasiteyle alakalı ve elektrik veya doğal gaz üretim, depolama, tüketim veya iletim tesislerinin kullanımına dair yapısal verilere erişmek mümkün kılınmıştır. REMIT, AB çapında izleme süreçlerini uyumlaştırmayı amaçlayan zorunlu raporlama çerçevesidir. REMIT, Enerji Regülatörleri İşbirliği Ajansı (ACER) ve yetkili Ulusal Düzenleyici Kurumlar (UDK) arasında paylaşılan bir uyum sorumluluğu oluşmasını sağlar.

3.2 A

K

T

(AT) 714/2009 sayılı Tüzük hükümleri gereğince, ENTSO-E tarafından bir takım şebeke kodu taslaklarının hazırlanması beklenmektedir. Bunların daha sonra, Avrupa elektrik piyasasının uyumlaştırmasını, entegrasyonunu ve verimliliğini kolaylaştırmak için gerekli olan kural dizilerini oluşturacak şekilde Enerji Regülatörleri İşbirliği Ajansı (ACER) tarafından kabul edilmesi gerekir.

Daha önce de belirtildiği üzere, Avrupa Enerji Piyasalarının entegrasyonu, AB Tek Enerji Piyasası hedefleri ile birlikte enerji verimliliğini artırma ve ekonominin dekarbonizasyonunu sağlama hedeflerine de ulaşma ile alakalı AB hedeflerinin önemli bir parçasını teşkil eder.

Şebeke Kodları, Komisyon Tüzükleri formatındadır; AB’deki bütün iletim sistemlerine ve enterkonneksiyonlara uygulanmalıdır ve sınır ötesi ile piyasa entegrasyonu meseleleri söz konusu olduğunda ilgili bütün ulusal çerçevenin (mevzuat, tüzük, kodlar, standartlar, vs.) üstünde yer almalıdır. Bütün Üye Devletler, bu tüzüklerin ulusal düzeyde düzgün bir şekilde uygulanmasını temin etmek amacıyla kendi ulusal çerçevelerini Pan-Avrupa Şebeke Kodları ile uyumlaştırmakla yükümlüdür.

ENTSO-E, üç ayrı Kod ailesi geliştirmektedir:

a) Entegre olmuş piyasanın işletmesiyle ilgili şebeke kodları ailesi. Bunlar arasında; a) Kapasite Tahsis ve Kısıt Yönetimi Kodu, b) İleri Kapasite Tahsis Kodu ve c) Elektrik Dengeleme Şebeke Kodu yer alır. Dengeleme Kodu’nun, Üye Devletlerin İSO’ları tarafından uygulanması beklenmektedir; diğer iki kod ise gün öncesi ve vadeli piyasaların verimli işletilmesi için İSO’lar ve Enerji Piyasası Operatörleri’nin koordineli çabalarını gerektirir.

b) Sistemin işletmesiyle ilgili şebeke kodu ailesi, Sistem İşletme Şebeke Kodu (SO) ile Acil Durum ve Geri Getirme Kodu (ER)’ndan oluşmaktadır. Her ikisi de Sistemlerin güvenli işletmesi için uyumlaştırılmış kurallarla alakalıdır.

17

c) Tesislerin Sisteme bağlanmasıyla ilgili şebeke kodları ailesi. Bunlar arasında; a) Talep Bağlantı Kodu, b) Yüksek Gerilim Doğru Akım Bağlantıları ve c) Jeneratör Gereklilikleri yer alır. Bunlar; talep, üretim ve iletim kaynaklarının Sisteme bağlanması için bütün Avrupa düzeyinde uygulanması gereken bir dizi kural ortaya koyarlar.

Piyasa işletme ile alakalı kodlar hakkında daha fazla açıklama yapılacaktır.

3.2.1 KAPASİTE TAHSİSİ VE KISIT YÖNETİM KODU (CACM,(AT)2015/1222)

(AT) 2015/1222 sayılı Komisyon Tüzüğü, kapasite tahsisi ve kısıt yönetimine ilişkin bir kılavuz oluşturur (CACM Tüzüğü).

CACM Tüzüğü, diğer bir Üye Devletin teklif bölgesine elektrikle bağlı bütün Üye Devletlerin, Tek Gün Öncesi Birleştirme (SDAC) ve Tek Gün İçi Birleştirme (SDIC) işlemlerini yasal olarak gerçekleştirmek zorunda olduğunu açıkça belirtmektedir. Bu Üye Devletlerdeki İSO’ların SDAC ve SDIC’e katılması zorunludur. Üye Devlet, İSO’lar ile işbirliği içerisinde, SDIC ve SDAC işlemlerini gerçekleştirmek amacıyla, ulusal veya bölgesel düzeyde elektrik piyasası operatörü rolü üstlenecek bir Atanmış Elektrik Piyasası Operatörü (NEMO) belirlemekle yükümlüdür.

CACM Tüzüğü, Üye Devletin yetkili makamı tarafından (çoğu ülkede, bu görevi Ulusal Düzenleyici Kurum üstlenir) atanarak bir ülkenin bir bölgesinde elektrik piyasası operatörü görevi üstlenen Atanmış Elektrik Piyasası Operatörü (NEMO) rolünü ortaya koymaktadır. Bu rolün amacı da piyasaların birleştirilmesi görevlerini, daha spesifik olarak da;

- Tek Gün Öncesi Birleştirme (SDAC) ve

- Tek Gün İçi Birleştirme (SDIC), işlemlerini gerçekleştirmektir.

Tek Gün Öncesi Birleştirme (SDAC); teklif bölgeleri arasındaki kapasite zorunluluklarına riayet ederek ve her bir teklif bölgesi (ülke) için gün öncesi piyasadan alınan siparişleri eşleştirerek elektrik fiyatlarının koordineli olarak belirlenmesi ve bölgeler arası kapasitenin tahsisidir.

SDAC’ın yönetişim yapısı; bütün İSO’ların ve NEMO’ların, ortak işletme ve daha fazla gelişme de dahil olmak üzere SDAC’ın uygulanması için sahip oldukları hak ve zorunlulukları belirleyen gün öncesi işletimsel anlaşmaya (DAOA) dahil olmasını gerektirir.

Temin edilen diğer anlaşmalar şunlardır.

• Tüm NEMO’lar gün öncesi işletimsel anlaşma (ANDOA)

• Gün öncesi birleştirme için İSO’lar arası işbirliğine dair işletimsel anlaşma (TCOA) Tek Gün İçi Piyasası (SDIC) ise Avrupa genelinde devamlı sınır ötesi ticarete olanak sağlar ve bölgeler arası kapasite mevcut oldukça aynı veya farklı teklif verme bölgelerinden gelen teklif ve siparişlerin devamlı olarak eşleştirilmesini sağlayan ortak bir bilişim platformuna dayanmaktadır.

SDIC’ın yönetişim yapısı; bütün İSO’ların ve NEMO’ların, SDIC’ın uygulanması için sahip oldukları hak ve zorunlulukları belirleyen gün içi işletimsel anlaşmaya (IDOA) dahil olmasını gerektirir.

Temin edilen diğer anlaşmalar şunlardır.

• Tüm NEMO’lar gün içi işletimsel anlaşma (ANIDOA)

• Gün içi birleştirme için İSO’lar arası işbirliğine dair işletimsel anlaşma (TCID)

CACM Tüzüğü, bütün İSO’ların, bütün NEMO’ların ve beraber bütün İSO ve NEMO’ların, tek gün içi ve gün öncesi birleştirme süreçlerinin uygulanması için birtakım çıktılar ortaya koymasını zorunlu kılmaktadır. Bu çıktıların bazılarına sonraki bölümlerde yer verilecektir.

Ulusal Düzenleyici Kurum (UDK), bu çıktıların yürürlüğe konmasını beklemektedir; fakat, bu çıktılardan herhangi birisinin AB çapında bir uygulama kapsamı olması durumunda, UDK’ların altı

18

aylık bir süre içerisinde bütün ulusal yasa sistemlerinde aynı yasaları yürürlüğe koyma konusunda oy birliğiyle bir karar alması gerekir.

3.2.1.1 Piyasaların Birleştirilmesi Operatörü (PBO) Planı

CACM Tüzüğünün 7. maddesinin (1)(b) paragrafına göre, NEMO’lar, “CACM Tüzüğünün 7.

maddesinin (2) paragrafı ile 36. ve 37. maddeleri gereğince, elektrik piyasasının işleyişi ile ilgili tüm konularda fiyat birleştirme algoritmasına ve PBO işlevlerine ilişkin şartların yanı sıra tek gün öncesi ve gün içi birleştirme şartlarını belirlemekle yükümlüdür”.

PBİ Planı, CACM Tüzüğüne göre, halihazırda Avrupa’nın tamamında işletilen gün öncesi ve gün içi piyasaların bağlanması için gerekli olan, açık ve ayrıntılı kural ve gereksinimleri ortaya koyacak şekilde, NEMO’ların nasıl beraberce PBİ işlevlerini belirleyeceklerini ve bu işlevleri yerine getireceklerini belirtir.

PBO’nun görevleri arasında şunlar yer alır:

a) Tek gün öncesi ve gün içi birleştirmeye ilişkin algoritmaları, sistemleri ve prosedürleri geliştirmek ve sürdürmek;

b) Koordineli kapasite hesaplayıcıları tarafından öne sürülen bölge ötesi kapasite ve tahsis kısıtlamalarına ilişkin girdi verilerini işlemek;

c) Fiyat birleştirme işlemini ve devamlı ticari algoritmaları yürütmek;

d) Tek gün öncesi ve gün içi birleştirme sonuçlarını onaylamak ve NEMO’lara iletmek.

PBİ Planı⁶, UDK’lar tarafından 26 Haziran 2017 tarihinde onaylanmıştır.

PBİ Planı’nın onaylanması, özellikle de algoritmaların geliştirilmesi söz konusu olduğunda, şu çözümlerin kullanılması da teyit edilmiş olur:

1. Avrupa genelinde tek gün öncesi birleştirme sisteminin temeli olarak Bölgelerin Fiyat Birleştirmesi (PCR) çözümü benimsenir.

2. Avrupa genelinde tek gün içi birleştirme sisteminin temeli olarak Sınır Ötesi Gün İçi (XBID) çözümü benimsenir.

Ayrıca, gelecekte PBO işlevlerinin oluşturulması, geliştirilmesi ve işletilmesini izlemek amacıyla yetkili resmi makam olarak NEMO Komitesi’nin oluşturulmasına da PBİ Planı’nda yer verilmektedir.

Bilhassa, CACM Tüzüğü hükümlerine göre, bütün atanan elektrik piyasa operatörleri (NEMO’lar), bütün iletim sistemi operatörleri (İSO’lar) ile işbirliği halinde, bir fiyat birleştirme algoritması ve ticaretin sürekli hale gelmesi için UDK’ların onayına sunulacak bir eşleştirme algoritması teklif etmekle yükümlüdür.

Bu teklif⁷ nihayetinde Enerji Düzenleyicileri İşbirliği Ajansı (ACER)’na sunulmuş ve Temmuz 2018’de onaylanmıştır.

6 PBİ Planı için NEMO teklifi, 2017

7Enerji Düzenleyicileri İşbirliği Ajansı (ACER)’nın NEMO’ların fiyat birleştirme algoritması ve devamlı ticaret eşleştirme algoritması teklifi hakkında, ortak gereksinimler dizisi hakkında İSO ve NEMO tekliflerini de içeren, 08/2018 sayılı ve 26 Temmuz 2018 tarihli Kararı

ACER Kararı Ekleri

19

3.2.1.2 İSO Çıktıları

Tek gün öncesi ve gün içi birleştirmeyle alakalı İSO görevleri, CACM Tüzüğünün 8. maddesinde belirtilmiştir: Elektrikle bir diğer Üye Devlete bağlı olan bütün Üye Devletlerdeki İSO’ların tamamının tek gün öncesi ve gün içi birleştirme sürecine katılmaları zorunludur.

CACM Tüzüğüne göre, İSO’lar tarafından Avrupa genelindeki elektrik piyasasında uygulanması gereken görevler şunlardır.

GÖREVLER Tanım Sorumlu

Taraf Durum

(a)

Kapasite Hesaplama Bölgelerinin (CCR) Belirlenmesi - Madde 15(1)

Kapasite Hesaplama Bölgesi: Gün öncesi ve gün içi piyasa zaman dilimleri için sınır ötesi kapasitenin koordineli olarak hesaplanması gerektiği coğrafi bölgedir. Bu koordinasyon sayesinde kapasite hesabının güvenilir olması ve piyasaya optimum kapasitenin sunulması güvence altına alınır.

Kapasite Hesaplama Bölgesi; bölgedeki İSO’lar arasında koordinasyon kurularak kapasite hesabı yapılan teklif bölgesi sınırlarını da içerir.

CACM Tüzüğünün 20. maddesinin (b) paragrafına göre, her bir bölge için ilgili İSO’lar ortak bir koordineli hesaplama metodolojisi önermelidir.

İSO’lar, UDK’lar, ACER

Kapasite Hesaplama Bölgeleri, 2016’daki ACER Kararı ile belirlenmektedir. Karada çeşitli değişiklikler yapılması önerilmiş olup, ilgili Taraflar (İSO’lar, UDK’lar) değişiklikleri teşvik etmektedir.

GDA bölgesinden (Romanya, Bulgaristan ve Yunanistan) henüz kamuyla istişare amacıyla Ortak Koordineli Kapasite Hesaplama Teklifi gönderilmemiştir.

(b) Teklif Bölgeleri Tanımı

Teklif bölgesi, kapasite tahsisine gerek olmadan enerji değiş tokuşunun gerçekleştiği bölgedir. Bölge içerisinde, tek bir takas fiyatı hesaplanır.

Teklif bölgelerinin konfigürasyonu için ulusal sınırlar bağlayıcı bir faktör olmasa da, AB’deki teklif bölgeleri, halihazırda geçmişte benimsenen uygulamalara göre tanımlanmaktadır. Çoğu durumda, teklif bölgeleri ülkelerin ulusal sınırlarına tekabül etmektedir. Bazı durumlarda tek bir ülkenin sınırları içerisinde birden fazla teklif bölgesi yer alırken (İtalya, Danimarka, İsveç), bazı durumlarda da tek bir teklif bölgesine birden fazla ülke dahil olur (Almanya, Avusturya;

fakat ne var ki bu durum iki ülke arasında yeniden görüşülmektedir ve kapasite tahsis eylemlerine konu olmaktadır).

Teklif Bölgeleri tanımının incelenmesi, önemli bir görev olup, siyasi istişarelere de konu olmaktadır. CACM, teklif bölgesi konfigürasyonunun fiziksel kısıtların değişimine göre uyarlanmasını sağlayan bir çerçeve sunar; fakat bu İSO’lar, UDK’lar, ÜD ve AK arasında teklif bölgelerinin konfigürasyonunun değiştirilmesine dair yöntem ve seçenekler konusunda bir uzlaşı olmasını gerektirir.

Teklif bölgesi içerisindeki herhangi bir işletimsel zorunluluk veya kısıtın çözüme ulaştırılması gerekir. Bununla birlikte, bu kısıtların, iletim şebekesinde uzun vadeli, yapısal bir kısıt niteliğinde olmaması gerekir.

SO’lar, UDK’lar, ÜD, ACER, AK

ENTSO, CACM Tüzüğünün 32. maddesinin (4) paragrafında genel hatlarıyla açıklanan sürece istinaden “Teklif Bölgesi İncelemesinin İlk Eki” adlı belgeyi yayımlamıştır; fakat, Teklif Bölgelerinin tanımını korumak veya değiştirmek amacıyla yapılan teklifler, teklif bölgesinde işletimde olan ilgili İSO’lar tarafından yapılır.

(c)

Ortak Şebeke Modeli Yöntemi (OŞBY)

Ortak Şebeke Modeli Yöntemi (OŞBY), bireysel şebeke modelleri (BŞM) hazırlanması ve bunların ortak şebeke

İSO’lar

OŞBY’nin üç ayrı versiyonu bulunmaktadır:

• OŞBY v1-plus (CACM Tüzüğü için) (D-2) ve (D-1) zaman dilimlerini kapsar,

20

GÖREVLER Tanım Sorumlu

Taraf Durum modeliyle (OŞM) birleştirilmesi için yasal

olarak bağlayıcı kuralları oluşturur.

BŞM’ler; “ortak şebeke modelinin geliştirilmesi için diğer bağımsız şebeke modeli bileşenleri ile birleştirilmek üzere ilgili İSO’lar tarafından hazırlanan, enerji sistemi özelliklerini (üretim, yük ve şebeke topolojisi) ve kapasite hesaplamasında söz konusu özellikleri değiştirmek için kullanılan ilgili kuralları açıklayan bir veri dizisidir”.

OŞM; her bir saat için kapasite hesaplama süreci esnasında kullanılacak güç sisteminin özelliklerini açıklayan, İSO’lar tarafından sunulması gereken veri dizisidir.

• OŞBY v2-plus (FCA Tüzüğü için) (Y-1) ve (M-1) zaman dilimlerini kapsar,

• OŞBY v3 (SO Tüzüğü için) (Y-1), (D-1) ve gün içi zaman dilimlerini kapsar.

OŞBY’ine ek olarak, bütün İSO’ların BŞM’lerini inşa etmeleri için gerekli olan verilere sahip olmalarını sağlayacak kuralları ortaya koyan bir üretim ve yük verisi sağlama yönteminin (ÜYVSY) İSO’lar tarafından geliştirilmesi gerekir. ÜYVSY’nin iki versiyonu vardır: ÜYVSY-v1 (CACM Tüzüğü) ve ÜYVSY-v2 (FCA Tüzüğü).

Üç OŞBY versiyonu ile iki ÜYVSY versiyonuna birlikte “OŞM ile ilgili yöntemler” olarak atıf yapılır.

Haziran 2018’de OŞM yöntemleri onaylanmıştır.

3.2.2 ÖN KAPASİTE TAHSİSİ ŞEBEKE KODU (FCA,(AB)2016/1719)

Ön Kapasite Tahsisi Şebeke Kodu, uzun vadeli piyasalar yani vadeli piyasalar için belirlenen kurallarla ilgilidir. Bunlar, piyasa katılımcılarının sınır ötesi hatlardaki kapasiteyi çok önceden güvence altına almalarında ve böylece bu kapasitenin bir nevi ticaret garantisine sahip olmasında önemli bir rol üstlenmektedir.

FCA Tüzüğü şu konularda ayrıntılı kurallar koyar:

1. Vadeli piyasalarda bölgeler arası kapasite tahsisi (yani, gün öncesinden daha uzun zaman dilimlerinde),

2. Uzun vadeli bölgeler arası kapasitenin belirlenmesi için aşağıdaki formatlarda ortak bir yöntem oluşturulması:

- koordineli bir net iletim kapasitesi yaklaşımı (KNİK) veya - akış temelli yaklaşım (FB)⁸

3. Avrupa düzeyinde, uzun vadeli iletim hakları sunacak bir tek vadeli kapasite tahsis platformunun oluşturulması;

4. Uzun vadeli iletim haklarını bir sonraki vadeli kapasite tahsisi için geri iade etme veya piyasa katılımcıları arasında uzun vadeli iletim haklarını değiş tokuş etme olasılığı.

FCA Tüzüğüne göre, bütün İSO’ların vadeli kapasite tahsisinin uygulanması amacıyla çıktı oluşturması gereklidir; aşağıda sıralanan hususlarda çalışmalar devam etmektedir:

1. Açık artırma yoluyla tahsis edilebilecek uzun vadeli iletim haklarına dair Uyumlaştırılmış Tahsis Kuralları (HAR)

2. Tek Tahsis Platformu ve ilgili masraf paylaşma yöntemi 3. Kısıt Geliri Dağıtımı

4. Ortak Şebeke Modeli Yöntemi

8Daha fazla bilgi yer 3.3.3‘de almaktadır.

21

3.2.3 ELEKTRİK DENGELEME ŞEBEKE KODU (EB,(EU)2017/2195)

Elektrik Dengeleme (ED) Şebeke Kodu, AB çapında elektrik dengeleme piyasalarının işleyişini yönetmek ve AB’deki dengeleme piyasalarının entegrasyonunu teşvik etmek amacıyla oluşturulan bir dizi teknik, işletimsel ve piyasa kuralları ortaya koyar.

Kod, Avrupa genelinde dengeleme ürünlerinin özelliklerini belirler. Bunlar arasında;

- frekans kontrol rezervleri (FCR), - frekans onarım rezervleri (FRR),

- yenileme rezervleri (RR), bulunmaktadır.

ED Kodu’nda bu ürünlerin tedarik edilmesi ve yerleştirilmesi için gerekli kurallara da yer verilmektedir. Dengeleme Kodu, gün içi piyasa ile İSO’ların dengeleme işlevi arasında açık bir ayrım olmasını sağlar.

3.3 PCR EUPHEMIA İ

Yukarıda da açıklandığı üzere, PBİ Planı’nda, PCR Euphemia’nın tek gün öncesi birleştirme (SDAC) algoritması için temel olarak kullanılacağı teyit edilmiştir. Bu teyit, NEMO’ların CACM Tüzüğünün hedeflerini etkili bir şekilde uygulamak amacıyla halihazırda kabul edilen çözümleri kullanması gerektiğini belirten CACM Tüzüğünün 36. maddesi hükümlerine göre yapılmıştır.

2010 yıllarının başında, (AT) 72/2009 sayılı Direktif ile 714/2009 sayılı Tüzüğün kabul edilmesinin ardından, bir grup piyasa işletmecisi, Avrupa Enerji Piyasalarının uyumlaştırılmasını amaçlayan bir proje başlatmıştır. Proje, uyumlaştırmayı, Avrupa genelinde elektrik fiyatlarını hesaplamak için kullanılacak tek bir birleştirme algoritması geliştirerek dolaylı yoldan sınır ötesi kapasite tahsis etme yoluyla sınır ötesi ticareti kolaylaştırarak sağlamayı planlamıştır. Bölgelerin Fiyat Birleştirmesi (PCR) projesi, Avrupa genelinde fiyatların hesaplanması için tek bir birleştirme algoritması olan EUPHEMIA’yı geliştirdi.

PCR, halihazırda şu ülkeleri birleştirmek amacıyla kullanılmaktadır: Avusturya, Belçika, Çek Cumhuriyeti, Danimarka, Estonya, Finlandiya, Fransa, Almanya, Macaristan, İtalya, Letonya, Litvanya, Lüksemburg, Hollanda, Norveç, Polonya, Portekiz, Romanya, Slovakya, Slovenya, İspanya, İsveç ve Birleşik Krallık. Nitekim, bu algoritma, Çok Bölgeli Birleştirme (MRC) projesinde olduğu gibi 4M Piyasaların Birleştirilmesi (4M MC) projesinde de kullanılmaktadır.

İnisiyatifin temel özellikleri şunlardır:

1) Piyasa işletmecileri, piyasa takası için bir tek müşterek malikli eşleştirme algoritması kullanmak için anlaşırlar.

2) Algoritma, Avrupa Piyasalarının daha fazla entegrasyonunu sağlayacak şekilde tasarlanmış olup, yerel/bölgesel çerçevelere ve piyasa tasarımlarına da uyum sağlayabilir.

3) Piyasa işletmecileri, yerel ölçekte yasal ve düzenleyici gereklilikler ile İSO anlaşmalarını yerine getirme sorumluluğunu bireysel olarak üstlenir.

PCR, yedi ayrı piyasa işletmecisinin bir inisiyatifi olsa da, katılmak isteyen diğer Avrupa piyasa işletmecilerine de açıktır.

PCR’ın yönetişim yapısı, aslen piyasa işletmecileri arasında yapılan Müşterek Malik Anlaşmasına ve İşbirliği Anlaşmasına dayanmaktaydı. O tarihte ve CACM Tüzüğünün yürürlüğe girmesinden önce, PCR, gerçek anlamda, bölgedeki enerji piyasalarının işletimine dair ortak bir araç ve ortak

22

yaklaşımlar geliştirmek amacıyla ortaklar arasında yapılan bir ticari anlaşmaydı ve daha çok ticari çıkarlar için geliştirilmişti.

Bununla birlikte, CACM Tüzüğünün benimsenmesinden itibaren, iletim kapasitesinin optimum kullanımını sağlama ve bölgeler arası kapasitenin sınır ötesi hesaplamasını ve tahsisini optimum hale getirme hedeflerine ulaşmak amacıyla, bütün AB Üye Devletleri, Tek Gün Öncesi Piyasaların Birleştirilmesi (SDAC) sürecini uygulamakla yükümlü hale gelmiştir. SDAC’ın yürürlüğe girmesinin Ana Akış Temelli Piyasaların Birleştirilmesi Projesi ile mümkün olacağı öngörülmektedir. Bu projenin amacı da, akış temelli (FB) birleştirme yaklaşımını tamamen uygulamaya sokarak piyasa katılımcıları için mevcut bölgeler arası kapasiteyi azami düzeye çıkarmaktır.

SDAC amacıyla birçok proje geliştirilmiştir ve bu projeler daha fazla gelişme sağlamak için temel olarak kullanılmaktadır. Bu projeler arasında, halihazırda SDAC nezdinde işletilmekte olan Çok Bölgeli Birleştirme (MRC) ve 4M Piyasaların Birleştirilmesi (4M MC) projeleri yer alır. Her iki proje de PCR EUPHEMIA algoritmasını kullanmaktadır.

CACM Tüzüğü, bütün Üye Devletler için yasal olarak bağlayıcı olduğundan ve 2020’ye kadar tam olarak uygulanması sağlanacağından; AB dışı ülkelerin sınırları ile piyasaların birleştirilmesi kapasitesinin daha da fazla artırılmasına dair herhangi bir seçenek, 2020’ye kadar geliştirilecek platformlar kullanılarak değerlendirilecektir. Aynı zamanda, CACM Tüzüğünün “hafif” bir versiyonu ile birlikte, piyasaların birleştirilmesinin EİP’nin temel hedeflerine katkı sağlaması amacıyla gerekli olan AB enerji ve diğer ilgili mevzuatın da kabul edileceği Enerji Topluluğu’nun sözleşme tarafları için de aynı durum geçerlidir.

3.3.1 PCRANAHTAR GİRDİ VERİLERİ

PCR’ın kamusal tanımı⁹, algoritmanın özellikleriyle alakalı mevcut olan tek veriler ve matematiksel formülasyonun çok sınırlı bir tanımı da dahil olmak üzere katılımcı piyasa işletmecilerinin tamamının web sitesinde mevcuttur.

EUPHEMIA’nın işlemesi için gerekli olan temel girdi verileri şunlardır:

Piyasa Verileri: Aralarındaki transfer kapasitesinin hesaplanacağı sınırların belirlenebilmesi için Teklif Bölgelerinin tanımlanması önem arz eder. (AT) 543/2013¹⁰ Tüzüğündeki tanıma göre, teklif bölgesi, piyasa katılımcılarının kapasite tahsisine gerek duymadan enerji değiş tokuşu yapabileceği en büyük coğrafi bölgedir. İki farklı teklif bölgesi arasında enerji transferi gerçekleştirmek için bu iki bölge arasındaki mevcut transfer kapasitesinin hesaplanması gerekir.

Daha sonra, bu kapasite, birleştirme algoritmasına girdi verisi olarak kullanılacaktır. Algoritma, bütün teklif bölgelerinde önerilen fiyat kotasyonlarını eşleştirir ve mevcut transfer kapasitesini dolaylı olarak teklif bölgeleri arasındaki bütün sınırlara tahsis eder. İki teklif bölgesi arasındaki iletim kapasitesinde herhangi bir kısıt bulunmaması durumunda, fiyat farklılığından kaynaklanan muhtemel transferleri karşılayabilmek amacıyla, elektrik her zaman düşük fiyatlı bölgeden yüksek fiyatlı bölgeye akar ve her iki bölge için tek bir fiyat hesaplanır. Mevcut iletim kapasitesinin, fiyat marjlarından dolayı her iki teklif bölgesi arasındaki akışı tıkaması durumunda, farklı bölgesel fiyatlar belirlenir. İki teklif bölgesi arasındaki fiyat marjı, sınırdaki elektrik akışı için tıkanıklık gelirini tanımlar ve bu da nihai olarak karşılıklı teklif bölgelerinin İSO’ları arasında paylaşılır.

Transfer Kapasitesi Verileri: CACM Tüzüğü hükümlerine göre, kapasite hesaplamasının güvenilir olması ve en uygun kapasitenin piyasanın kullanımına açık olmasını sağlamak için, gün öncesi ve gün içi piyasa kapasite hesaplaması en azından bölgesel düzeyde koordine edilmelidir.

Girdileri, hesaplama yaklaşımını ve onaylama şartlarını belirlemek için ortak bölgesel kapasite hesaplama yöntemleri oluşturulur. Mevcut kapasiteye ilişkin bilgiler, etkin bir kapasite

9 EUPHEMIA Public Description, PCR Market Coupling Algorithm, 2018

10Elektrik piyasalarında veri sunma ve yayımlamaya dair (AT) 543/2013 sayılı ve 14 Haziran 2013 tarihli Tüzük

23

hesaplama sürecinden alınan en güncel bilgilere dayanarak zamanında güncellenmelidir. Ortak Kapasite Hesaplama yöntemleri, Kapasite Hesaplama Bölgeleri (CCR) düzeyinde geliştirilmelidir.

AB düzeyindeki CCR’lar, 06/2016 sayılı ACER Kararı¹¹ ile belirlenmiştir. Her bir CCR için, İSO’ların ortak yöntemler geliştirmesi, spesifik şartlarda anlaşması ve bunları onay için UDK’lara iletmesi zorunludur. Bu yöntemler arasında; a) bir ortak kapasite hesaplama yöntemi, b) bir koordineli tekrar tevzi ve karşılıklı ticaret yöntemi, c) geride kalma prosedürleri ve d) bir tekrar tevzi veya karşılıklı ticaret masraf paylaşma yöntemi.

İSO’lar, her bir CCR için, kapasite hesaplama yöntemlerini uygulaması için bir Koordineli Kapasite Hesaplayıcısı atamalı ve ayrıca Avrupa Ortak Şebeke Modelini (OŞM) ve İSO’lardan gelen bilgileri kullanarak gün öncesi, gün içi ve uzun vadeli zaman dilimleri için bölgeler arası kapasiteleri tanımlamalıdır.

3.3.2 OPTİMİZASYON S^ORUNU

Euphemia ile ilgili bilgiler, yalnızca “PCR Piyasaların Birleştirilmesi Algoritması Kamusal Tanımı”Error! Bookmark not defined.’nda verilmektedir; temel bileşenlerin ayrıntılı matematiksel temsili hakkında daha fazla bilgi yayımlanmamıştır.

Gün Öncesi piyasası işleyişindeki temel adımlar şunlardır:

1. Bir NEMO (Piyasa İşletmecisi), her bir fiyat teklifi bölgesinde, katılımcıların arz ve teklif siparişlerini (fiyat, hacim) toplar ve Sipariş Defterini oluşturur. Farklı türde Siparişler verilebilir:

a. Saatlik Toplu Siparişler: Yalnızca ara değerli siparişleri içeren parçalı doğrusal eğriler veya yalnızca adım adım siparişleri içeren aşamalı eğriler olarak sunulan en basit sunma yöntemidir.

b. Karmaşık Siparişler: Tek bir piyasa katılımcısına ait olan, farklı zaman dilimlerine yayılan ve bir bütün olarak saatlik alt siparişleri etkileyen karmaşık bir koşula bağlı, basit tedarikli aşamalı saatlik siparişler dizisi (saatlik alt siparişler olarak ifade edilir) olarak tanımlanır. Karmaşık koşullar iki türlüdür:

• Asgari Gelir Koşulları siparişleri

• Yük Gradyanı siparişleri

c. Blok Siparişler: Bir birimin işletilmesi, belirli bir fiyat limiti ile belirlenen koşulların oluşturulması (arz blok siparişler için asgari fiyat ve talep blok siparişler için maksimum fiyat), siparişin geçerli olduğu periyod sayısı, her bir periyod için farklı olabilecek hacim ve teklif verenin siparişi gerçekleştirmek isteyeceği asgari koşulları belirleyen asgari kabul oranına ilişkin koşullu tekliflerdir. Blok sipariş türleri şunlardır:

• Bağlantılı Blok Siparişler

• Özel Blok Sipariş Grupları

• Saatlik Esnek Siparişler

d. Fiyat sıralaması ve PUN Sıralaması: Fiyat sıralamaları, belirli bir zaman diliminde tanımlanan ve her biri için fiyat sıralama numarası belirlenen bireysel adım sıralamalarıdır. Bu numaralar da bu sipariş türünü içeren teklif bölgelerinde fiyat sıralamaları için kullanılır. Fiyat sıralama numarası ne kadar düşükse, kabul

11Kapasite Tahsisi ve Kısıt Yönetimi Kılavuzu oluşturan (AB) 2015/1222 sayılı ve 24 Temmuz 2015 tarihli Komisyon Tüzüğünün 15. maddesinin (1) paragrafı uyarınca Kapasite Hesaplama Bölgeleri (CCR) Tanımına Dair 06/2016 sayılı ve 17 Kasım 2016 tarihli ACER Kararı