1

EU IPA13/CS-02.a

2013 ENERJİ SEKTÖRÜ PROGRAMI FAZ 2 PROJESİ

Enerji Piyasalarının Geliştirilmesi

Elektrik Piyasası Birleştirme Değerlendirme Raporu (EPBDR) [Türkçe Versiyon]

Revizyon 1

Mayıs 2019

Avrupa Birliği / Katılım Öncesi Yardım Aracı (IPA) Enerji Sektörü Teknik Yardım Projesi

Bu proje Avrupa Birliği ve Türkiye Cumhuriyeti tarafından ortaklaşa finanse edilmektedir

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 PCR EUPHEMIA İNISIYATIFI ........................................................................................................... 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 XBID İNISIYATIFI ............................................................................................................................ 28

4 TÜRKİYE’DE PİYASA BİRLEŞTİRMESİNDE 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

KISALTMA TABLOSU

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 Piyasa Birleştirme 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

TABLOLAR DİZİNİ

Tablo 1: Uygun sınır ötesi kapasitenin faydalarına dair açıklama ............................................................... 12

Tablo 2: Teklif bölgelerinin konfigürasyon kriterleri (CACM uyarınca) ....................................................... 47

6

ŞEKİLLER DİZİNİ

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 BAĞLAM VE HEDEFLER

1.1 BAĞLAM

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 Piyasası Birleştirme Değerlendirme Raporu (EPBDR) ve

b) Elektrik Piyasası Birleştirme 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 piyasa birleştirme seçeneğinin önemli bir katma değer sağlayıp sağlamayacağıdır. Ayrıca, iç piyasa işleyişinin daha da iyileşip iyileşmeyeceği ve piyasa birleştirme 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 piyasa birleştirme projesi (“Çok bölgeli birleştirme projesi”, bundan sonra “MRC” olarak anılacak) ve gün ortası piyasa birleştirme 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 Piyasa Birleştirme 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 BELGENİN YAPISI

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 Piyasa Birleştirme projelerinin geliştirilmesi ile alakalı AB mevzuatında devam eden gelişmeler hakkında genel bilgi vermektedir.

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

8

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

Bölüm 6, AB piyasa birleştirme 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 TÜRKİYE’DEKİ ENERJİ PİYASASI

2.1 GENEL BAKIŞ

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 SINIR ÖTESİ TİCARET

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 SINIR ÖTESİ ENTERKONNEKSİYONLARIN ÖNEMİ

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

Piy

asa

ente

gra

syo

nu

Ted

ari

k g

üve

nliğ

i

Sürd

ürü

leb

ilirl

ik

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

Piy

asa

ente

gra

syo

nu

Ted

ari

k g

üve

nliğ

i

Sürd

ürü

leb

ilirl

ik

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 TÜRKİYE İÇİN SEÇENEKLER

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 piyasa birleştirme seçeneğinin Türkiye’nin toptan piyasasının işleyişine çok az etki edeceği düşünülmektedir. Muhtemelen, piyasa birleştirmesi, mevcut sınır ötesi kapasitenin kullanım düzeyini artırabilir; bunun da ulusal düzeyde hemen hemen önemsenmeyecek düzeyde olsa da enterkonektördeki işlemlere pozitif etki sağlaması mümkün olabilir.

Piyasa birleştirme 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 MEVZUATI İNCELEMESİ

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 SAYILI DİREKTİF VE 714/2009 SAYILI TÜZÜK

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 AVRUPA KOMİSYONU TÜZÜKLERİ

(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 piyasa birleştirme 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 Piyasa Birleştirme 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 İNİSİYATİFİ

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 Piyasa Birleştirme (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 Piyasa Birleştirme (SDAC) sürecini uygulamakla yükümlü hale gelmiştir. SDAC’ın yürürlüğe girmesinin Ana Akış Temelli Piyasa Birleştirme 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 Piyasa Birleştirme (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 piyasa birleştirme 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, piyasa birleştirmesinin 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 PCR ANAHTAR 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 SORUNU

Euphemia ile ilgili bilgiler, yalnızca “PCR Piyasa Birleştirme 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

24

önceliği de o kadar yüksek olur. PUN sıralamaları, PUN fiyatından elden çıkarılan özel bir talep fiyat sıralamasıdır (İtalya’da uygulanır).

2. Kapasite Hesaplama Yöntemi (CCM)’ni uygulayan İSO’lar, mevcut sınır ötesi kapasiteyi belirler. Bunu yaparken de aşağıdaki formüllerden birini kullanarak birleştirme algoritmasına dahil edilecek kısıtları oluşturur:

a. İki teklif bölgesi arasında sınır başına Mevcut Transfer Kapasitesi (ATC) Teklif bölgeleri arasındaki transferler yalnızca bu hatlara tahsis edilebilir.

b. Kritik kol başına Güç Transferi Dağıtım Faktörleri (PTDF) geliştirme. Belirli bir teklif bölgesinden gerçekleşen ihracatları etkileyen kısıtlara, PTDF matrisinde doğrusal form verilir.

3. Piyasa birleştirme (EUPHEMIA)

a. Birleştirilen bütün bölgeler için günde bir kez takas fiyatı oluşturulur

b. Piyasalar arasında siparişler eşleştirilir

c. Bu yüzden de sınır ötesi kapasitesi tahsis edilir.

Ülkeler arasındaki fiyat farklılığı, bazı iletim hatlarında yaşanan tıkanıklıklarla açıklanmalıdır.

4. Sonuçların NEMO’lara iletilmesi

a. Teklif bölgesinin katılımcılarına hacimler tahsis edilir

b. Tevzi yönergeleri için İSO’lara bilgi verilir

c. İşlemlerde uzlaşma sağlanır.

Algoritmanın kritik tasarlama kuralı;

• kâr eden siparişlerin tamamen kabul edilmesi,

• zarar eden siparişlerin tamamen reddedilmesi,

• başabaş olan siparişlerin ise tamamen veya kısmen kabul edilmesidir.

Toplam refahı artırsa bile para kaybetme pahasına herhangi bir sipariş kabul edilemez (“Paradoksal Olarak Kabul Edilen Blok (PAB) olmaması” kuralı).

EUPHEMIA’nın temel hedefi, piyasa (takas ve Sipariş tanımlama kısıtları da dahil olmak üzere) ve şebeke kısıtlarını dikkate alarak sosyal refahı en üst düzeye ulaştırmaktır. Sosyal refah; tüketici artığı, üretici artığı ile enterkonneksiyonlara uygulanan tarifelerden elde edilen gelir ile birlikte sınır ötesi transferlerde kısıt kirası da dahil olmak üzere piyasa değerinin toplamıdır. Algoritma; piyasa denge fiyatlarını, eşleştirilen hacimleri, her bir teklif bölgesinin net pozisyonunu ve enterkonektörlerden geçen akışı hesaplar.

3.3.3 AKIŞ TEMELLİ VS. KNİK

Sınır ötesi elektrik ticareti, İSO’lar tarafından geliştirilmesi ve uygulanması gereken, koordineli bir kapasite hesaplama ve tahsis mekanizması gerektirir. Teklif bölgeleri arasındaki ticari elektrik değiş tokuşunun, mevcut herhangi bir imkân (teknik) kullanılarak fiziksel olarak iletilmesini güvence altına almak amacıyla teklif bölgeleri arasında koordinasyon sağlanması önem arz eder. Nitekim, elektrik akışları ticari anlaşmalarla kısıtlanamaz, fakat fizik kurallarına göre mevcut bütün şebeke kapasitesini kullanır. Örneğin, Almanya, Avusturya’ya elektrik ihraç ettiğinde veya Almanya’nın kuzeyinden güneyine elektrik iletme planı yaptığında, Almanya’daki şebeke içerisinde yaşanan muhtemel kısıtlar akışların takip edeceği yolda değişikliğe sebep olabilir ve bu

25

yüzden Almanya ve Avusturya arasındaki sınırı geçmektense Polonya ve Çek Cumhuriyeti şebekelerini takip ederek alternatif bir yol izleyebilir. Bu durumda, ticari işlem Almanya ve Avusturya teklif bölgeleri arasında gerçekleşmiş olsa da, fiziksel olarak ilgili akış Almanya - Polonya - Çekya - Avusturya sınırlarındaki mevcut transfer kapasitesini kullanmış ve Polonya ile Çekya sistemlerinin işleyişi üzerinde önemli bir etki bırakmıştır. Diğer teklif bölgelerinde gerçekleşen ticari işlemlerin sebep olduğu bu tür akışlara loop flow, yani devre akışları denir.

İSO’ların sınır ötesi kapasite hesaplama ve birleştirme algoritmalarına (bir gün öncesi ve gün içi) girdi sağlamak için gerekli verileri hazırlamada takip ettikleri sürecin genel olarak dört temel adımı bulunmaktadır:

A) Her bir İSO, kapasite hesaplamada kullanılan yönteme göre, ya ticari işlemler için sınır başına ve yön başına düşen mevcut kapasiteyi ya da bütün sınırlardaki yurtiçi şebeke ve enterkonneksiyonlar da dahil olmak üzere kendi genel şebekesinin fiziksel sınırlarını yansıtan kısıtları hesaplar.

B) Bütün İSO’lar, hesaplamalarının eşleştiğinden emin olmak ve kendi sistemlerinin uygunluğuna ilişkin girdi verilerini teyit etmek amacıyla koordinasyon kurmalıdır.

C) Doğrulandıktan sonra, halihazırda bilinen uzun vadeli atanan enerji akışlarını ve acil durumlarla başa çıkabilmek amacıyla ayrılması gereken güvenilirlik stoklarını da dikkate alarak mevcut kapasite ayarlanır.

D) Fiziksel olarak mevcut kapasiteye veya ticari kısıtlara dönüşen fiziksel iletim kısıtları hakkında doğrulanan bilgiler ile beslenen piyasa takası birleştirme algoritması aracılığıyla, katılımcı teklif bölgeleri arasında piyasa fiyatları ve sınır ötesi ticaret belirlenir.

Mevcut kapasite hesabı için İSO’lar iki yöntem kullanır: Mevcut Transfer Kapasitesi (ATC) yöntemi ve Akış Temelli (FB) yöntem. Her iki yöntem de tamamen uyumlaştırılmıştır ve bütün İSO’lar, tedarik teslimatını güvence altına almak ve piyasa işletimini kolaylaştırmak amacıyla aynı süreci izlerler. Orta Avrupa’daki şebekeler gibi sık yerleştirilen şebekelerde FB yöntemi tercih edilirken; iki teklif bölgesi arasındaki akış dağıtımının bölgedeki diğer teklif bölgeleri arasındaki elektrik akışlarından etkilenmediği bölgelerde ise ATC yöntemi uygulanabilir. Birleştirme algoritması, hem ATC hem de FB yöntemine göre hazırlanan bilgileri karşılayabilecek şekilde geliştirilmiştir.

3.3.3.1 Mevcut Transfer Kapasitesi (ATC) Yöntemi

ATC yöntemi, piyasa birleştirme süreci çerçevesinde, “koordineli net iletim kapasitesi (KNİK)” yöntemi olarak tanımlanır.

Her bir İSO, üretim, yük ve şebeke topolojisi hakkında arka plan verisi de dahil edecek şekilde ilgili teklif bölgesi için Bireysel Şebeke Modeli hazırlar. Her bir Bireysel Şebeke Modeli, referans dönemde iletim sisteminin koşulları ile alakalı İSO tahminlerini yansıtır. İletim sistemi koşulları, sistemde farklı zaman dilimlerinde yaşanan koşulları yansıtan temel senaryolara göre değerlendirilir. Bireysel şebeke modelleri; ister yurtiçi bileşenler isterse enterkonneksiyonlar olsun iletim sisteminin bölgesel düzeyde güvenlik analizi için kullanılacak şebeke unsurlarının tamamını içerir. Simülasyon sürecinde öngörüldüğü şekilde; piyasa katılımcılarının fiyat kotasyonları tarafından belirlenen muhtemel ticari akışların belirtilerini ortaya koymak için henüz yeterli spesifik piyasa bilgisi olmasa bile, İSO tarafından, farklı sınırlardaki enterkonneksiyonlar da dahil olmak üzere sistemin mevcut unsurlarına muhtemel akışlar tahsis edilir.

Her bir İSO; iletim gününe ilişkin tarihsel verilere ve tahminlere dayalı olarak ve muhtemel döngü akışlarını (loop flow) ve gerekli güvenlik stoklarını da dikkate alarak, kendi kontrol bölgesinin her sınırındaki bütün yönlerde Net Transfer Kapasitesini (NTC) belirler. Aslında, NTC, her bir sistemin

26

unsurlarının fiziksel özelliklerinin (her sınırdaki enterkonneksiyonlar) mevcut ticari alışveriş kapasitesine dönüşmesidir.

Teslimat gününden iki gün önce, İSO, teslimat gününde beklenen enerji akışı hakkındaki son düşüncelerini de katarak teslimattan önceki iki günün kısıt tahmin sürecini (D2CF) takip eder. Bu süreç, teslimat gününün belirli iki (2) saatinde beklenen akışlara yönelik tahmini de içerir. D2CF süreci takip edildikten sonra oluşturulan veri dosyası; sistem topolojileri, bakım takvimleri, beklenen kesintiler, üretim üniteleri, üretim ve kesintileri, en son yük tahminleri ve bildirilen değişim borsa programlarına ilişkin bilgileri içerir.

Bölgedeki tüm İSO’lardan alınan bütün bireysel D2CF dosyaları, şebekelerdeki güvenlik değerlendirilerek tek bir dosyada birleştirilir ve gerekli ise güvenlik ihlali durumunda dosyalar duruma göre uyarlanır. Her sınır için maksimum mevcut kapasite hesaplanır ve yön/sınır başına maksimum mevcut kapasite sınırları dahilindeki herhangi bir ticari alışveriş kombinasyonuna izin verilir.

Net Transfer Kapasitesi (NTC); ticari alışveriş için toplam mevcut kapasiteyi yansıtan Toplam Transfer Kapasitesi (TTC)’nden, İSO’larca acil durumda diğer sistemleri desteklemek adına enterkonneksiyonlarda mevcut bırakılması gereken asgari rezerv olan Transfer Güvenilirlik Stokunun çıkarılması ile hesaplanır.

Son olarak, Mevcut Transfer Kapasitesi (ATC), NTC değerinden halihazırda bilinen uzun vadeli atanmış enerji akışlarının çıkarılması ile hesaplanır.

Sınır ve yön başına düşen ticari alışveriş için belirlenen maksimum mevcut transfer kapasitesi, piyasa takası algoritması ile ithal edilir. Bu algoritmada ise sınır ötesi kapasite, sonraki teklif bölgelerinde verilen fiyat kotasyonlarına bağlı olarak ve herhangi bir güvenlik ihlalinin oluşmasını önleyecek şekilde izin verilen işlem aralığında tahsis edilir.

Özetleyecek olursak, ATC belirleme sürecinin temel özellikleri şunlardır:

- ATC, sınır ve yön başına hesaplanır. İSO’lar, tarihsel verilere göre hazırlanan senaryolardaki simülasyon sonuçlarına dayalı olarak kendi sistem sınırlarının her birine yönelik gerçekleşecek tahmini akışları önceden dağıtır. Simülasyonlar, yalnızca günlük bazda belirli iki saat için gerçekleştirilir.

- Sistemin işletimini güvence altına alarak, İSO’lar arasındaki eylemlerin koordinasyonu yoluyla veriler teyit edilir ve hesaplanan asgari NTC’ler seçilir.

- Toplam Mevcut Kapasite (TAC)’den Transfer Güvenliği Stokunun (TSM) çıkarılmasından sonra elde edilen ATC ve halihazırda bilinen, her bir sınır ve yön başına gerçekleşecek uzun vadeli atanan enerji akışlarına tahsis edilen kapasite hesaplanır.

- Sınır başına ticari olarak mevcut olan maksimum transfer kapasitesine ilişkin piyasa birleştirme algoritmasına veri girdisi sağlanır. Bununla birlikte, İSO’lar, kapasite hesaplama yönteminin uygulanmasındaki ilk adımlardan itibaren, sınırlar arasındaki toplam sınır ötesi kapasiteyi önceden tahmin ederek tahsis eder. Arz ve talep siparişlerini eşleştirme işlemi sebebiyle, birleştirme algoritması enerji akışlarına giden yalnızca belirli bir sınır ve yönde ATC tahsis eder.

3.3.3.2 Akış Temelli Yöntem

Akış Temelli (FB) Yöntem; teklif bölgeleri arasındaki bölgeler arası kapasitenin yüksek oranda birbirine bağımlı olduğu ve teklif bölgeleri içerisinde veya bu bölgeler boyunca gerçekleşen enerji işlemlerinden yüksek oranda etkilenen bölgeler için gün öncesi ve gün içi sınır ötesi kapasite hesaplamasında kullanılan birinci yaklaşım olarak düşünülmektedir.

27

Sık dokunan şebekelerde, gerçek fiziksel akışlar ile asıl gerçekleşen enerji alışverişi önemli ölçüde farklılık gösterebilir.

FB yönteminde, ATC yönteminde olduğu gibi yalnızca belirli sınırlardaki transferleri değil, teklif bölgeleri arasındaki enerji alışverişini etkileyebilecek bir takım fiziksel kısıtlar kullanılmaktadır.

Kapasite hesaplama yöntemi çıktısının her bir sınır ve yön için ticari olarak mevcut kapasitenin belirlenmesi olduğu ATC yönteminin aksine, FB yönteminde şebekenin tamamının fiziksel sınırlarını yansıtan kısıtlar tanımlanır. Şebeke, bir düğüm ve hat kombinasyonu ile temsil edilir ve düğümler bölgelerde toplanır.

FB kısıtları iki ayrı bileşen yoluyla sunulur:

a) Güç Transferi Dağıtım Faktörleri (PTDF): Şebekedeki bir düğümden diğerine kaydırılan güç zerki veya (düğümler bir bölgede toplandığından) belirli bir bölgedeki güç zerki sebebiyle, bir şebekenin belirli bir unsuru (iletim hattı, trafo) üzerindeki fiziksel akışın etkilendiği yolu tanımlar. Her bir düğüm için PTDF’ler, OŞM’nin diğer bütün düğümlerindeki zerki değiştirerek hesaplanır. Herhangi bir düğümde zerk edilen güç, şebekenin farklı unsurları boyunca dağılır (örn. iletim hatları) ve ilk düğüm için belirlenen PTDF matrisine göre bu zerkin akış göstereceği paralel yolları oluşturur. Belirli bir düğümün PTDF’si, güç zerkinin, bu ilk düğümü OŞM’deki diğer bütün düğümler ile doğrudan veya dolaylı olarak bağlayan bütün unsurlara olan etkisinin yüzde olarak oranını ifade eder.

b) Kritik Şebeke Unsurlarındaki (CNE) Mevcut Stoklar: Kritik Şebeke Unsuru (CNE), sınır ötesi ticaret veya tekrar tevzi eylemlerinden önemli ölçüde etkilenen bir şebeke unsurudur (irtibat hattı, iç hat veya trafo) ve beklenmedik durumlar olarak adlandırılan belirli işletimsel koşullarda izlenip değerlendirilir. Beklenmedik durumlar; bir hattın, kablonun veya trafonun aniden devre dışı kalması, bir üretim ünitesinin devre dışı kalması veya (önemli ölçüdeki) yükün devre dışı kalması şeklinde şebekede gerçekleşebilecek olaylardır. Kritik Şebeke Unsurları, sınır ötesi ticaretten önemli ölçüde etkilenen iç hatlar da dahil bütün sınır ötesi hatlardan oluşur. Her bir Kritik Şebeke Unsuru için, hattın fiziksel sınırlarına dayanarak ve gerekli bütün güvenlik stoklarını da dikkate alarak mevcut fiziksel kapasite belirlenir.

İSO’ların izlediği dört adımlı yaklaşım şu şekilde açıklanabilir:

A) İSO, “Güç Transferi Dağıtım Faktörleri (PTDF)” ile kritik şebeke unsurlarına (CNE) ilişkin mevcut stokları belirler.

B) İSO, aynı asgari bilgi gereksinimleri ile D2CF dosyasını hazırlar. Bununla birlikte, D2CF dosyasında son 24 saatte yapılan simülasyonlardan elde edilen bilgiler de yer alır. Bölgedeki bütün İSO’lardan alınan bu D2CF dosyaları birleştirilir ve bütün CNE’lerdeki muhtemel kısıtları da içerecek şekilde bölge için toplamda 24 temel durum oluşur.

C) FB yönteminde, her bir CNE unsuru için bir güvenlik stoku veya Akış Güvenilirlik Stoku (FRM) belirlenir ve halihazırda bilinen uzun vadeli atamalardan dolayı oluşacak fiziksel akış çıkarıldıktan sonra gün öncesi Geriye Kalan Mevcut Stok (RAM) hesaplanır.

D) Bütün İSO’lardan gelen bu bilgiler, kısıt şeklinde piyasa birleştirme algoritmasına girdi olarak eklenir.

Akış temelli modelin, daha hassas bir fiziksel akış modelleme sağlaması beklenmektedir. Yüksek oranda birbirine bağımlı olan şebekelerde elektriğin farklı yolları kullanarak akabileceği göz önünde bulundurulduğunda, iki teklif bölgesi arasında ticari bir işlemle sonuçlanan transferi gerçekleştirmek için mümkün olan bütün farklı yolların uygun olup olmadığı dikkate alınarak mevcut kapasitenin değerlendirilmesi gerekir. Bu farklı yollar da, EUPHEMIA algoritmasının SDAC

28

kapsamında geliştirilmesi gereken güncellenmiş bir versiyonu olan akış temelli piyasa birleştirme (FBMC) algoritması ile optimize edilmektedir. FB’nin muhtemel fiziksel kısıtlar konusunda daha açık bilgi sağlaması beklenmektedir.

3.4 XBID İNİSİYATİFİ

CACM Tüzüğü, sürekli enerji ticaretine dayalı olarak Tek Gün İçi Birleştirmenin oluşturulmasına imkân sağlamakta ve bölgeler arası iletim kapasitesi de örtülü olarak devamlı tahsis yoluyla tahsis edilmektedir.

Gün içi piyasa, rekabetçi piyasalarda yenilenebilir enerji kaynaklarının entegrasyonunu sağlamak adına, Hedef Model tasarımının kritik bir unsurudur. Gün İçi Piyasa, İSO’ların sistem istikrarını korumak için gerekli tedbirleri almasından önce, üretilen gerçek güç miktarının ticari temelde bir önceki günde beklenenle (Gün Öncesi) eşleşmesini sağlamaktadır.

Tek Gün İçi Piyasa Birleştirmesi (SDIC), farklı ticaret bölgeleri çapında sınır ötesi ticaretin sürekli olarak devam etmesini sağlayacak şekilde, Avrupa düzeyinde bir gün içi piyasanın oluşturulmasını ve işletilmesini ifade eder.

Gün Öncesi Piyasadakine benzer şekilde, Gün İçi Piyasa için Hedef Modelin etkin işletilmesini kolaylaştırmak amacıyla, 12 ayrı ülkeden bir araya gelen Enerji Borsaları ve İSO’lar, ortak bir entegre gün içi bölgeler arası piyasa oluşturmak adına “XBID Piyasa Projesi” adıyla bir inisiyatif geliştirmiştir.

XBID Piyasa Projesi’nin amacı, bölgeler arasında sürekli olarak ticaretin devam etmesini sağlamak olup, proje aşağıdaki unsurları ile birlikte ortak bir IT sistemine sahiptir:

a. Ortak Sipariş Defteri (SOB),

b. Kapasite Yönetim Modülü (CMM),

c. Sevkiyat Modülü (SM).

Ortak IT sistemi sayesinde, enterkonneksiyon kapasitesi mevcut oldukça aynı veya farklı teklif bölgelerinden gelen piyasa katılımcılarından alınan fiyat kotasyonları sürekli olarak eşleşmektedir.

SDIC, sözleşmeye bağlı olarak, bütün NEMO’lar ve İSO’lar arasında SDIC için işbirliğine, yükümlülüklere ve sorumluluklara dair bir anlaşma olan Gün İçi İşletme Anlaşması (IDOA) tarafından yürütülür. IDOA, İSO ve NEMO’ların yükümlülüklerini yerine getirmesini ve CACM Tüzüğüne uymasını sağlamak amacıyla Gün İçi Piyasa Birleştirmesi ile alakalı yapmaları gereken bütün eylemleri açıklar. “Tüm NEMO’lar Gün İçi İşletme Anlaşması (ANIDOA)” olarak bütün NEMO’lar arasında ve “Gün İçi Birleştirmeye Dair İSO’lar Arası İşbirliği Anlaşması (TCID)” olarak bütün İSO’lar arasında ayrı bağımsız işletme anlaşmalarının da imzalanması öngörülmektedir.

29

4 TÜRKİYE’DE PİYASA BİRLEŞTİRMESİNDE ÖNDE GELEN KURUMSAL AKTÖRLER

Türkiye, halihazırda enerji ve diğer ilgili sektörlerde kendi düzenleyici çerçevesini AB Müktesebatıyla uyumlaştırmak adına önemli ilerlemeler kaydetmiştir.

Bir enerji piyasası oluşturulması için gerekli kritik kurumlar kurulmuş ve tamamen işlerlik kazanmıştır. Bunlar, AB yasal çerçevesinde enerji piyasası birleştirme sürecini uygulamakla yükümlü iki temel aktör olan Enerji Borsası (EPİAŞ) ile İletim Sistemi Operatörü (TEİAŞ)’dür.

4.1 EPİAŞ

Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi (EPİAŞ), 14.03.2013 tarihli ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu’nun 11. maddesi hükümleri ve Tüzük hükümleri kapsamında 2015 yılında kurulmuştur. Kuruluş, toptan enerji piyasalarının işletilmesi ve bu piyasalarda gerçekleşen işlemlerin finansal uzlaşmasını gerçekleştirmekten sorumludur.

CACM Tüzüğünde yer alan sürece göre, benzer bir sürecin izlenmesi durumunda, EPİAŞ, Ulusal Düzenleyici (EMRA) tarafından tek gün öncesi ve/veya gün içi piyasa birleştirmesini gerçekleştirmek üzere Atanmış Elektrik Piyasası Operatörü (NEMO) olarak atanmalıdır. Ulusal Düzenleyici (EMRA), AB Komisyonu’nu EPİAŞ’ın Türk elektrik piyasasındaki ticari hizmetler için ulusal yasal tekel olacağı ve Türk Elektrik Piyasası Kanunu’na göre Türkiye’de başka bir NEMO belirlenmesinin mümkün olmayacağı konusunda bilgilendirmelidir.

AB ile Türkiye arasında piyasa birleştirmeyi teşvik edecek bir anlaşma imzalandığı varsayıldığında, EMRA’nın EPİAŞ’ı Türkiye için yetkili NEMO olarak ataması için izlemesi gereken sürecin CACM Tüzüğünün 6. maddesinde belirtilen sürece benzer olması ve bunun da atama gereksinimlerinin yerine getirilmesine bağlı olacağı düşünülmektedir. Bu gereklilikler şunlardır:

• Piyasa İşletmecisine sağlanan yeterli mali kaynaklar,

• Var olan veya geliştirilebilecek bilişim teknolojisi ve teknik altyapı düzeyi,

• Diğer piyasa katılımcılarından yeterli düzeyde iş ayrılığı düzeyi olduğuna dair kanıt sunma.

4.2 TEİAŞ’IN ENTSO-E’YE KATILMASI

Türkiye Elektrik İletim A.Ş. (TEİAŞ), Türk şebekesinin Kıta Avrupa’sının senkronize şebekesi ile başarılı bir şekilde sekronize edilmesinin ardından, Nisan 2015’te Avrupa Elektrik İletim Sistemi İşleticileri Ağı (ENTSO-E) ile uzun vadeli bir anlaşma imzalamıştır. Bu anlaşma, Türk Şebekesi’nin Sekronize Kıta Bölgesi’ne kalıcı olarak fiziksel entegrasyonu ile birlikte aynı zamanda ENTSO-E’de gözlemci olmasını sağlamıştır.

Gözlemci üye statüsü, TEİAŞ’ın ENTSO-E’deki gruplara ve görev güçlerine katılmasını ve kıtadaki İSO’lar tarafından, özellikle de sınır ötesi kapasitenin yönetimi ve işletimine ilişkin konularda gerçekleştirilen uygulamaları uyumlaştırmak adına iyi bir konuma gelmesini sağlamıştır.

Avrupa enerji piyasası entegrasyonunda, Avrupa Enerji İç Piyasası (EİP) oluşturmayı amaçlayan AB Üçüncü Enerji Paketi’nin devam eden uygulama sürecinde, İletim Sistem Operatörlerinin (İSO) rolü muazzam önem taşımaktadır. Bu nedenle, Gözlemci statüsünde de olsa, TEİAŞ’ın ENTSO faaliyetlerine katılması, Avrupa iletim sisteminde uygulanan mevcut ve planlanan kuralların tam olarak benimsenmesi için TEİAŞ’ın etkili bir şekilde sürece hazırlanmasını sağlayacaktır. TEİAŞ, Türk enerji piyasasının AB iç piyasasına entegrasyonunu destekleme sürecinde, elektrik piyasasındaki ilgili kodları uygulamada, sistem geliştirilmesi ve işletimde rahat

30

bir konumda bulunarak ve CACM ve daha sonra FCA Tüzüklerinin uygulanmasında komşu ülkelerdeki İSO’lar ile işbirliği yaparak kilit bir rol üstlenecektir12.

12CACM Tüzüğü, kapasite tahsisi ve kısıt yönetimi kılavuzu oluşturan AB/2015/1222 sayılı Komisyon Tüzüğüdür; FCA Tüzüğü ise vadeli kapasite tahsisi kılavuzu oluşturan AB/2016/1719 sayılı Komisyon Tüzüğüdür.

31

5 BÖLGESEL DURUM

5.1 KOMŞU ÜLKELERDEKİ DURUM

Birleştirme süreci söz konusu olduğunda en az gelişmiş bölge; Romanya, Bulgaristan ve Yunanistan’ı içeren Güneydoğu Avrupa Bölgesi (GDA)’dir.

2012’den itibaren, GDA bölgesinde kısıt yönetimi yöntemlerini uyumlaştırma ile ilgili AB ve Enerji Topluluğu’nun gereksinimlerine hizmet edecek bir GDA Koordineli İhale Ofisi (SEE CAO) kurulmuş olmasına rağmen bu az gelişmişlik görülmektedir.

(AT) 714/2009 Tüzüğü Enerji Topluluğu Müktesebatı’na dahil olduğundan, bölgedeki Sözleşme Taraflarının tamamının, sınır ötesi iletim kapasitesini optimize edecek şekilde yasal olarak bölgesel düzeyde kapasite tahsisini koordine etme zorunluluğu doğmuştur. 8. Bölgenin İSO’ları da bir GDA Koordineli İhale Ofisi (SEE CAO) kurma konusunda anlaşmışlardır.

SEE CAO; yıllık, aylık ve günlük olarak enterkonneksiyon kapasitesi tahsisi yapmaktadır. Fakat, bölgedeki bütün ülkeler, özellikle de Sırbistan, Bulgaristan ve Romanya, sürece katılmamaktadır. Yıllık, aylık ve günlük zaman dilimlerinde kapasite tahsisi için NTC temelli açık artırmaların gerçekleştirildiği sınırlar şunlardır:

1. Hırvatistan - Bosna-Hersek

2. Bosna-Hersek - Karadağ

3. Karadağ - Arnavutluk

4. Arnavutluk - Yunanistan

5. Yunanistan - Türkiye

6. Türkiye - Kuzey Makedonya

Bununla birlikte, özellikle de bölgedeki üç AB üyesi devlet olan Romanya, Bulgaristan ve Yunanistan açısından CACM Tüzüğü gereklilikleri halen tam olarak karşılanmamıştır.

06/2016 sayılı ACER Kararı13, CACM Tüzüğünün 9. maddesinin (11) paragrafı kapsamında İletim Sistemi Operatörlerinin teklifine göre Kapasite Hesaplama Bölgeleri (CCR) belirlemiştir. Bölgedeki AB ülkeleri de Güneydoğu Avrupa, 10. Kapasite Hesaplama Bölgesi’ni oluşturmuştur.

GDA CCR, aşağıdaki teklif bölgesi sınırlarını içerir:

a) Yunanistan - Bulgaristan (GR - BG), Independent Power Transmission Operator S.A. and Elektroenergien Sistemen Operator (ESO) EAD ve

b) Bulgaristan - Romanya (BG - RO), Elektroenergien Sistemen Operator (ESO) EAD and CompaniaNationala de Transport al Energiei Electrice “Transelectñca” S.A.

İSO’ların yapması gereken ortak işler de dahil olmak üzere, ÜD için yasal olarak bağlayıcı olan CACM Tüzüğü hükümlerinin gerçekleştirilmesi için gerekli bir takım teklif ve kararların hazırlanmasına ilişkin çok az ilerleme kaydedilmiştir. Bölgesel düzeyde hazırlanması gereken çıktıların durumu şu şekildedir:

I. Her üç İSO, bölgesel olarak koordine edilmiş bir kapasite hesaplama mekanizması hazırlamak ve teklif etmekle yükümlüdür. Bu görev henüz yerine getirilmemiştir, çünkü

13KAPASİTE HESAPLAMA BÖLGELERİNİN BELİRLENMESİNE İLİŞKİN ELEKTRİK İLETİM SİSTEMİ OPERATÖRLERİNİN TEKLİFİNE DAİR 06/2016 SAYILI VE 17 KASIM 2016 TARİHLİ ENERJİ DÜZENLEYİCİLERİ İŞBİRLİĞİ KURUMU KARARI

32

üç İSO henüz ortak koordineli bir kapasite hesaplama yöntemine ilişkin bir teklif sunmamışlardır.

II. Benzer şekilde, İSO’lar arasında tekrar tevzi eylemlerinden doğan masrafların tahsisine dair belirlenecek yöntem de dahil olmak üzere tekrar tevziye ilişkin ortak bir metodolojiye dair bir teklif de henüz sunulmamıştır.

III. Ayrıca, ortak bir metodoloji teklif ederek, CACM Tüzüğüne göre hazırlanacak Koordineli Tekrar Tevzi ve Karşılıklı Ticaret yöntemlerinin (RD ve CT metodolojileri) koordinasyonuna ve uyumlaştırılmasına dair ortak bir rapor hazırlanmamıştır.

IV. Vadeli Birleştirme Tahsisi (FCA) ile alakalı CACM Tüzüğü hükmünün uygulanmasına ilişkin ise uzun vadeli iletim haklarının bölgesel tasarımına ilişkin bir teklif geliştirilmesi süreci henüz tamamlanmamıştır.

V. İleri yönde atılan tek adım, Nisan 2017’de GDA İSO’ları tarafından ibraz edilen sağlam ve zamanında yedekleme prosedürüne ilişkin teklife ilişkin yaşanmıştır.

Gün öncesi ve gün içi birleştirmeye hazırlanmak için kurumsal düzeyde NEMO’lar tarafından uygulanması gereken eylemlere ilişkin önemli gecikmeler yüzünden, İSO’lar tarafından ortak tekliflerin hazırlanmasına ilişkin hemen hemen hiçbir teslim tarihine uyulmamıştır.

Bununla birlikte, her üç ülkede de biraz ilerleme sağlanmış ve 2020’nin ilk aylarına gelindiğinde GDA sınırlarında birleştirmenin, gün öncesi ve gün içi zaman dilimlerinde uygulanması beklenmektedir.

Halihazırda batı ve kuzeydeki komşu ülkelerle olan sınırları için 4M MC projesine katılmakta olan Romanya, CORE projesinin uygulanmasına doğru ilerlerken MRC projesine katılmak için oldukça hazırlıklı konumdadır. Romanya, piyasa İşletmecisi olarak kurulan bir NEMO olan OPCOM’u atamış ve İSO olan “Transelctrica” da Üçüncü Paket gereksinimlerine göre onaylanmıştır.

Bulgaristan, CACM Tüzüğü gereksinimlerine uyarak halihazırda PCR algoritmasını kullanan ve Nord Pool tarafından hizmet sağlanan piyasa işletmecisi “IBEX”’i kurmuş ve MRC projesine katılmaya hazır konumdadır. Bulgaristan İSO’su (ESO EAD), 2015 yılında onaylanmış olup, Üçüncü Paket gereksinimlerini taşımaktadır.

Yunanistan ise daha yeni bir enerji piyasa işletmecisi, “Hellenic Energy Exchange S.A. (HEnEx S.A.)’yı kurmuştur. Bu kuruluş da Atine Borsası kapsamında fiziksel teslimatların Enerji Piyasalarını ve Enerji Finansal Piyasalarını yönetmektedir. Kasım 2018’de, HenEx, PCR’a katılmış ve PCR EUPHEMIA algoritmasının ortak sahiplerinden biri olarak PCR’ın yeni bir ortağı haline gelmiştir. Günümüzde, Yunanistan’da Hedef Modelin uygulanmasını sağlamak için gerekli olan piyasa kuralları Yunan UDK’sının onayına tabi olup, 2019’un ilk aylarında tamamen işlevsel hale gelmesi beklenmektedir.

Gecikmelere rağmen, bütün ülkelerin, Gün Öncesi ve Gün İçi Birleştirme süreçlerini yasal olarak uygulaması zorunludur. Bu ülkelerin MRC projesine katılımının AB düzeyinde projenin işleyişinde yalnızca sınırlı etki yaratması ve AB’nin diğer bölgelerinde MRC projesinin ilerlemesine herhangi bir etki yaratmaması sebebiyle bu gecikmelere tolerans gösterilmiştir.

AB aktörleri tarafından bu gecikmelere yönelik tolerans gösterilmesinin bir diğer sebebi de, bölgedeki EnC’ye taraf olan sözleşme taraflarının piyasa birleştirme sürecine dahil olması için CACM Tüzüğünün Enerji Topluluğu Müktesebatı’na (bunun da 2019-2020 sürecinde tamamlanması beklenmektedir) dahil edilmesinde kaydedilen ilerlemedir. Nitekim, İSO’lar tarafından atılması gereken bazı gerekli ortak eylemler, GDA bölgesinin tamamına genişletilecektir. GDA kapasite hesaplama bölgesinin yeniden tanımlanması ve EnC Sözleşme Taraflarını da içermesi beklenmektedir. Bu meselelere ilişkin görüşmeler bölgedeki İSO’lar arasında başlamıştır.

33

WB6 bölgesinin bütün ülkelerinde, gün öncesi ve gün içi piyasaların kurulması da dahil olmak üzere, Hedef Modelde öngörüldüğü şekilde piyasaların açılması ve piyasa temel yapılarının geliştirilmesine ilişkin halen önemli ölçüde çalışma yapılması gerekmektedir. Yalnızca Sırbistan’da (Nord Pool tarafından hizmet sağlanan PCR EUPHEMIA halihazırda kullanılmaktadır) düzene oturmuş bir gün öncesi piyasa bulunmaktadır; Arnavutluk ve Kuzey Makedonya da dahil olmak üzere bölgedeki diğer ülkelerde bu yönde yalnızca ilk adımlar atılmış bulunmaktadır.

Bölgedeki birkaç taraf, esasen Arnavutluk ve Kosova arasında piyasa entegrasyonuna dair görüşmeler yürütülmektedir. Aynı zamanda, bölge ülkeleri ile diğer bölgelerdeki ülkeler arasında da, örneğin Sırbistan - Macaristan - Karadağ ve İtalya arasında da geliştirilmekte olan altyapı projelerine dair (örn. İtalya ve Karadağ arasında denizaltı iletim hattı) görüşmeler söz konusudur.

İkili ya da bazen üç taraflı anlaşmaları teşvik etmek amacıyla bazı EnC sözleşme tarafları ile dengeleme hizmetlerinin sınır ötesi ticaretine dair başlangıç düzeyinde çalışmalar yürütülmüştür. Piyasaların büyüklüğü ve ulusal düzeyde dengeleme faaliyetlerine ilişkin önemli masraflar dikkate alındığında, sınır ötesi dengeleme işbirliğinde sağlanan maliyet tasarrufu potansiyeli, daha fazla entegrasyon yaşanmasını önemli ölçüde hızlandıracaktır. Nitekim, önümüzdeki birkaç yılda, yeni üretim kapasitesi ihtiyacı mevcut filonun yaşlanması sebebiyle daha önemli hale gelecektir.

WB6 inisiyatifindeki katılımcı ülkeler, Gün Öncesi Piyasa Entegrasyonunu (DA MI PSC) ve Sınır Ötesi Dengelemeyi (XB) teşvik etmek amacıyla gerekli olan proje organizasyonunu (Program İzleme Komiteleri) halihazırda oluşturmuş bulunmaktadır ve bölgesel gün öncesi piyasa birleştirmeyi uygulamak için bir yol haritasını hazırlamak amacıyla düzenli toplantılar gerçekleştirmektedirler.

Doğu Avrupa’nın EnC’deki sözleşme tarafları, yani Moldova, Ukrayna ve Gürcistan’a bakacak olursak, bu ülkeler, enerji piyasası tasarımlarını Hedef Model’e uyarlama süreci kapsamında kendi piyasalarını daha yeni yeniden düzenlemeye ve gün öncesi/gün içi piyasalarını oluşturmaya başlamışlardır. Bununla birlikte, bu ülkeler kendi piyasalarını halihazırda EnC Müktesebatına tam uyum sağlayacak şekilde düzenlediklerinden, bazı gecikmeler haricinde, EnC tarafından kabul edilecek CACM Tüzüğünün kritik hükümlerinde herhangi bir sapma yaşanması beklenmemektedir.

5.2 ENERJİ TOPLULUĞU DURUMU

Bilindiği üzere, Enerji Topluluğu, Enerji Topluluğunu Kuran Antlaşma ile birlikte 2005 yılında kurulan bir uluslararası kuruluştur. Kuruluş amacı, Avrupa Birliği’ni ve komşularını bir araya getirerek Avrupa genelinde entegre bir enerji piyasası oluşturmaktır. Enerji Topluluğu’nun temel hedefi; AB enerji iç piyasası kural ve ilkelerini, yasal olarak bağlayıcı bir çerçeve kapsamında, Güneydoğu Avrupa, Karadeniz bölgeleri ve ötesindeki ülkelere genişletmektir.

Enerji Topluluğu Antlaşması’nı kabul etmekle, imzacı ülkeler (sözleşme tarafları14), “Enerji Topluluğu Müktesebatı”’ olarak adlandırılan temel AB enerji mevzuatını benimsemek amacıyla yasal olarak bağlayıcı taahhütlerde bulunmuştur. Bakanlar Konseyi; ulusal mevzuatları belirli bir Avrupa Komisyonu teklifi temelinde uyumlaştırmak amacıyla AB mevzuatını ve taahhütleri benimsemek için kararlar almaktadır.

2011’den itibaren, Elektrik iç piyasasında ortak kurallara ilişkin 2009/72/AT sayılı Direktif ve Elektrikte sınır ötesi ticaret için şebekeye erişim koşullarına dair 2009/714/AT sayılı Tüzük benimsenmiş ve Sözleşmeci Taraflar bu mevzuatın uygulanması için taahhütte bulunmuşlardır.

14Enerji Topluluğu’nda toplamda dokuz sözleşme tarafı ülke bulunmaktadır: Arnavutluk, Bosna-Hersek, Kosova, Kuzey Makedonya, Gürcistan, Moldova, Karadağ, Sırbistan ve Ukrayna. Ermenistan, Norveç ve Türkiye, Gözlemci statüsündedir.

34

CACM Tüzüğü, henüz EnC tarafından kabul edilen AB mevzuatı listesine eklenmemiş olsa da, CACM’ın bir EnC versiyonu hazırlanmakta olup, en geç 2020 yılına kadar kabul edilmesi beklenmektedir.

EnC Müktesebatına CACM’ın dahil edilmesi, yalnızca CACM Tüzüğünün uygulanması konusunda Sözleşmeci Taraflara yasal olarak bağlayıcı zorunluluklar getirmeyecek, aynı zamanda tarafların ve her bir ülkedeki katılımcıların (İSO’lar ve Piyasa işletmecileri) Tek Gün Öncesi Birleştirme (SDAC) ve Tek Gün İçi Birleştirme (SDIC) süreçlerine aktif olarak katılmalarını sağlayacaktır. Aynı zamanda, bu tarafların, MRC’ye ve gelecekte de CORE projesine katılmak için Piyasa Operatörleri ve İSO’lar arasındaki işletme anlaşmalarını (örn. DAOA, ANDOA, TCOA, IDOA, ANIDOA ve TCID) imzalamalarını sağlamaktadır.

Bu sebeple, CACM’ın EnC versiyonu, her bir ülkedeki sözleşme tarafları ve ilgili ajanslar (İSO’lar ve Piyasa İşletmecileri) için piyasa birleştirme projelerine katılma hakkı kazanmaları için asıl öncelik haline gelmektedir. EnC Antlaşması kapsamındaki taahhütleri bu ülkelere geniş bir yelpazede enerji alanıyla alakalı meselelerde AB enerji müktesebatına uyum sağlamaya ilişkin yasal zorunluluk getirmesinden dolayı, enerji ve ilgili sektörlerdeki düzenleyici çerçevelerini devamlı olarak AB çerçeveleri ile uyumlaştırmaları için uzun süreli taahhütleri sağlanmış olur.

Tek gün öncesi ve gün içi birleştirilmiş piyasaların uygulanması süreci, bütün tarafların birleştirilmiş piyasaların ortak işletimi ve geliştirilmesi de dahil olmak üzere, SDAC ve SDIC’in uygulanmasına ilişkin taahhütlerini teyit etmelerini gerektiren, devam eden bir süreçtir. Bu yüzden de, AB düzeyinde enerji ve ilgili sektörlerde mevcut ve planlanan gelişmelere katılmalarını sağlamak amacıyla, ülke düzeyinde çok güçlü bir taahhüt verilmesi gereklidir.

Diğer yandan, imzalanan Enerji Topluluğu Antlaşması çerçevesinde verilen taahhütlerin uygulanması garanti edildiğinden, herhangi bir Sözleşmeci Tarafın ve ilgili ajanslarının SDAC ve SDIC uygulanmasına dair süreçlere katılımına dair herhangi bir AB ülkesinin rezerv koyması veya karşı çıkması mümkün değildir.

EnC CACM, Sözleşme Tarafları tarafından henüz taslak haline getirilip onaylanmamış olsa da, bu tarafların bazılarınca bazı ilk adımlar atılmıştır (Erken CACM Uygulaması).

Henüz CACM Tüzüğünü uygulamak için yasal bir zorunluluğa sahip olmamalarının yanı sıra, bu ülkelerin çoğunda piyasanın yeterli oranda gelişmemesi ve piyasa reformlarında yaşanan gecikmeler, piyasa birleştirmeye yönelik herhangi bir programa önemli ölçüde engel teşkil etmektedir.

Sırbistan’ın halihazırda Nord Pool ile yapılan bir hizmet anlaşması kapsamında PRC EUPHEMIA algoritmasını kullanan bir piyasa işletmecisi bulunmaktadır. Arnavutluk da bir piyasa işletmecisi oluşturma sürecini başlatmıştır. Bulgaristan da eylemlerini koordine etmek maksadıyla Kuzey Makedonya ile işbirliği yapmaktadır. Piyasaların büyüklükleri dikkate alındığında, yeni bir piyasa işletmecisi oluşturmaya büyük olasılıkla gerek duyulmayacaktır; çünkü diğer üyeler, bölgesel piyasa işletmecilerinden/NEMO’lardan birinin şube açmasına izin verebilir.

WB6 olarak adlandırılan ve tamamı EnC Antlaşması’na dahil olan Batı Balkan ülkeleri15, Ağustos 2015 yılındaki Viyana Zirvesi’nde, bölgesel piyasa birleştirme ve bölgesel bir dengeleme piyasası oluşturma konusunda taahhüt vermiştir.

Gürcistan, Enerji Topluluğu’nda bir Sözleşmeci Taraf olmuş ve 31 Aralık 2018 tarihine kadar Elektrikte iç piyasada ortak kurallara ilişkin 2009/72/AT sayılı Direktifi ile Elektrikte sınır ötesi elektrik ticareti için şebekeye erişim koşullarına dair (AT) 714/2009 sayılı Tüzüğü uygulamaya dair taahhüt vermiştir. Elektrik tedariki ve altyapı yatırımlarının güvenliğine dair 2005/89/AT sayılı Direktif ise 31 Aralık 2019 tarihine kadar uygulanacaktır.

15 Arnavutluk, Bosna-Hersek, Kosova, Kuzey Makedonya, Karadağ, Sırbistan.

35

Gürcistan’ın 2018 yılı sonuna kadar ulusal mevzuatını Üçüncü Enerji Paketi ile uyumlaştıracak bir yasa kabul etmesi beklenmektedir.

Ermenistan ve Norveç ile birlikte Türkiye de Enerji Topluluğu’nda gözlemci üye statüsündedir ve AB Enerji Müktesebatıyla uyum sağlama konusunda yasal olarak bir zorunluğu yoktur.

EnC’de Gözlemci statüsünde olsa da, Türkiye, EnC Enerji Müktesebatına uyum konusunda önemli ölçüde yol kat etmiş, kaydedilen ilerleme konusunda bölgede en gelişmiş ülkelerden biri haline gelmiştir. Bununla birlikte, gözlemci olarak, AB Müktesebatını tam olarak uygulamaya ve bununla ilgili diğer ek gelişmelere uyum sağlamaya devam etmeye dair yasal olarak bağlayıcı herhangi bir taahhütte bulunmamıştır.

5.3 DİĞER ÜLKELER

İsviçre gibi AB veya EnC dışında kalan diğer ülkelerin EİP’ye katılmaları için, Avrupa Birliği ile elektrik işbirliğine dair uluslararası bir anlaşma imzalamaları gerekmektedir. Böylece, ilgili ülkenin ulusal yasalarında AB elektrik piyasası mevzuatının temel hükümlerinin bulunması tasdik edilir. Bu hükümetlerarası anlaşma, tek gün öncesi birleştirme ve tek gün içi birleştirme süreçlerinin ilgili ülkede işletimde olan piyasa işletmecileri ve İSO’lara açılması için gerekli olan koşulları oluşturmalıdır.

BirKomisyon Personel Çalışma Raporu16’nda, üçüncü bir ülkenin ACER’e katılımı söz konusu olduğunda, açıkça şu ifadeye yer verilir:

(11) Enerji Düzenleyicileri İşbirliği Ajansı (ACER)’na katılan bütün üçüncü ülkeler için, Madde 31, bu ülkelerin yalnızca AB enerji müktesebatını uygulama taahhüdü vermelerini değil aynı zamanda bu müktesebatı pratikte uygulamaya devam etmelerini gerektirir. Bu yüzden, bu aşamada, herhangi bir üçüncü ülkenin ACER’a kabul edilebilmesi için imzalanacak herhangi bir uluslararası anlaşma; üçüncü ülkenin pratikte Topluluk müktesebatını uygulayamadığı anlaşıldığında, ACER’a ve/veya Komisyon’a ilgiliş ülkenin katılımını askıya alma yetkisi veren bir madde içermelidir. Gerçek anlamda bağımsız bir Ulusal Düzenleyici Kurum (“NRA”)’un olması temel bir önkoşuldur.

(12) Ayrıca, bu tür uluslararası anlaşmalar, ilgili ülkenin aynı zamanda zaman zaman komitoloji sürecinde kabul edilen, ENTSO’ların ve ACER’in şebeke kodları gibi üçüncül AB mevzuatını uygulaması gerektiğini de belirtmelidir. ACER’a katılmak isteyen üçüncü ülkeler, kendi ulusal mevzuatlarına bu tür şebeke kodlarını dinamik bir şekilde yerleştirmelidir. ACER’a katılmak isteyen Üçüncü Ülkelerin, örneğin ulusal mevzuatlarında belirli şebeke kodlarını kabul etmek diğerlerini etmemek gibi bir seçme hakkı olmasının kabul edilebilmesi olası değildir.

Üçüncü bir ülkenin EİP gelişimine ve piyasa birleştirme süreçlerine katılım sağlaması durumunda, şu hususlar gereklidir:

a) AB ile ilgili ülke arasında ikili bir Anlaşma imzalanması,

b) AB enerji müktesebatına uyma konusunda tam taahhüt,

c) Ülkenin pratikte AB müktesebatını uygulamaya devam edeceğine ve ilgili diğer ek gelişmelere de uyacağına dair tam taahhüt,

d) Tüm Şebeke Kodlarının ulusal Mevzuata dahil edilmesi

16Komşu Ülkelerin ve Bu Ülkelerin İletim Sistemi Operatörleri’nin ACER ve ENTSO’lara Katılma Olasılığına dair Rapor - SEİ (2011) 546 nihai/2.

36

Bu şartlara göre, enerji ve ilgili sektörler söz konusu olduğu sürece üçüncü ülkelerin ilgili gerekliliklere eksiksiz bir şekilde uyum sağlamaktan ve tam bir Üye Devlet veya Avrupa Komşuluk Konseyi üyesi gibi hareket etmekten başka seçenekleri bulunmamaktadır.

37

6 MEVCUT DURUM DEĞERLENDİRMESİ

6.1 YASAL ENGELLER

Türkiye’deki enerji piyasası likiditeyi önemli düzeyde artıracağından ve hem Türkiye hem de AB’deki katılımcılara çok daha büyük ve likiditesi daha fazla olan enerji sektöründeki iş fırsatlarını keşfetme ve nihai tüketicilerin elektrik ihtiyaçlarının karşılanmasına ilişkin daha fazla seçenekten faydalanma imkanı vereceğinden dolayı, Enerji İç Piyasası için önemli bir katkı olacaktır.

Bununla birlikte Enerji İç Piyasasının oluşturulması, Enerji Birliği tarafından da ifade edildiği üzere, Avrupa’nın genel enerji politikasının çok önemli, karşılıklı bağımlı bir parçası olup, enerjinin AB alanındaki tüm vatandaşlar için daha güvenli, ekonomik ve sürdürülebilir olması Avrupa için temel bir öncelik niteliğindedir. Enerji Birliği; Avrupa enerji ikmalinin verimli bir şekilde dönüştürülmesinin koordine edilmesi, Avrupa’nın düşük karbonlu bir topluluk haline getirilmesi ve Enerji İç Piyasasının işleyişinin geliştirilmesi stratejilerini benimsemiştir.

AB Parlamentosu ve Avrupa Komisyonu Enerji Birliği projesi öncesinde “Avrupa 2020 Stratejisi” kapsamında yer alan hedeflere ulaşmaya çalışmış;17 bu bağlamda ekonomi ve toplum için güvenli, rekabetçi ve sürdürülebilir enerji kaynakları geliştirmişlerdir. Buna karşılık, Avrupa elektrik ve gaz mevzuatı Üye Devletlerin ulusal kanunlarına etkili bir şekilde aktarılamadığından dolayı, 2009 yılında Avrupa Birliği iç gaz ve elektrik piyasası için “Üçüncü İç Enerji Piyasası Paketi” isimli önemli bir mevzuat paketi kabul edilmiştir. Bu paketin amacı, sınır ötesi ticaretin artırılması ve farklı enerji kaynaklarına erişimin sağlanması için enerji altyapılarına yapılacak yatırımların hızlandırılmasıdır.

Bu mevzuat Enerji İç Piyasası üzerinde önemli bir etkiye sebep olacağından dolayı Üye Devletlerin Yenilenebilir Enerji Direktifi18 ve AB Emisyon Ticaret Sistemi (AB ETS)19 gibi AB’nin enerji ile ilgili diğer önemli mevzuatlarının uygulanması konusunda koordine olmalarını sağlayan Üçüncü Paket içerisinde geçen hükümleri uygulamaları gerekmektedir.

Üçüncü Enerji Paketi, Avrupa Hedef Modelinin uygulanmasını öngören iki Direktif ve üç Yönetmelikten oluşmaktadır. Bunlardan biri, enterkonneksiyon transfer kapasitesinin hesaplanmasına ilişkin ortak olarak kullanılan yöntemler ve mevcut transfer kapasitesinin kullanımını optimize etmek için enterkonneksiyon kapasitesinin örtük açık artırmaya çıkarılmasının desteklenmesi ile ilgili hükümleri içeren sınır ötesi elektrik ticareti için şebekeye erişim şartlarına ilişkin 714/2009/EC sayılı Yönetmeliktir.

714/2009/EC sayılı Yönetmelik, Üye Devletler ve birleştirilecek enerji piyasaları için hukuki açıdan bağlayıcıdır. Yönetmelik doğrudan Üye Devlet seviyesinde uygulanacak olup, diğer bir deyişle Üye Devletlerin bu yönetmeliğe uygun davranmaları için Yönetmeliğin ulusal kanuna aktarılması dahi gerekmemektedir.

Ayrıca 714/2009/EC sayılı Yönetmeliğin uygulanmasına ilişkin Yönetmelik tüm Üye Devletler için bağlayıcı olup; tüm Üye Devletlerin, Ajansların ve piyasadaki diğer aktörlerin, gelecek dönemde yapılacak değişiklikler veya kapsam genişletmeleri de dahil olmak üzere, bu mevzuatı uygulamaları şart koşulacak şekilde düzenlenmiştir.

Bölüm3.3içerisinde halihazırda açıklanmış olduğu üzere, Tek gün Öncesi Birleştirme (SDAC) ve Tek Gün İçi Birleştirme (SDIC) söz konusu olduğunda, Kapasite Tahsisi ve Kısıt Yönetimi (CACM) uyarınca Piyasa Operatörleri ve İletim Sistemi Operatörü arasında bir dizi operasyonel anlaşma

17 https://ec.europa.eu/energy/en/topics/energy-strategy-and-energy-union/2020-energy-strategy 18 2001/77/EC ve 2003/30/EC sayılı Direktifleri tadil ve ilga eden yenilenebilir kaynaklardan elde edilen enerjinin kullanımının teşvik edilmesine dair 23 Nisan 2009 tarihli ve 2009/28/EC sayılı Avrupa Parlamentosu ve Konsey Direktifi. 19 https://ec.europa.eu/clima/policies/ets_en

38

(örneğin DAOA, ANDOA ve TCOA ve IDOA, ANIDOA ve TCID) yapılması gerekmektedir. Bu anlaşmaların, SDAC ve SIDC’nin kurulması, değiştirilmesi ve işletilmesi ile ilgili kuralları ortaya koyması gerekmekte olup, Üye Devletlerin ilgili Yönetmelikleri uygulama yükümlülüklerini yerine getirdikleri şeklinde de düşünülebilir. Bu anlaşmalar, SDAC’ın işletilmesi için standart bir üyelik sözleşmesi olarak düşünülebilir, diğer bir deyişle herhangi bir sınır ya da Üye Devlet için özel bir düzenleme veya hüküm bulunmamakta olup, tarafların tümü ilgili anlaşmaları yerine getirmekle yükümlüdür.

Tüm İSO’lar ve AEPO’lar, ortak işletim ve geliştirme çalışmaları da dahil olmak üzere, SDAC’ın uygulanması ile ilgili hak ve yükümlülükleri konusunda anlaşmaya varır. SDAC, CACM Yönetmeliğinin uygulanması niteliğinde olduğundan, tüm İSO ve AEPO’ların Avrupa düzeyinde işbirliği içerisinde çalışması gerekmektedir. SDAC kapsamında Avrupa geneli elektrik fiyatlarının hesaplanması ve sınır ötesi kapasitenin açık artırma yoluyla örtülü olarak tahsis edilmesi amacıyla PCR EUPHEMIA kullanılır. MRC için piyasa birleştirme işleminin çözümlenmesinde PCR EUPHEMIA algoritması kullanılmaya devam edilecek olup, gerek duyulan iyileştirme çalışması sonrasında CORE için Akışa Dayalı Piyasa Birleştirme projesi için de kullanılacaktır. Benzer bir şekilde, 11 ülkeden gelen Enerji Tüccarları ve İletim Sistemi Operatörleri (İSO) tarafından birleştirilmiş entegre gün içi sınır ötesi piyasasını oluşturmak için geliştirilen XBID Platformu da, Avrupa genelinde sürekli sınır ötesi ticarete imkan tanıyan Tek Gün İçi Birleştirme (SDIC) olarak onaylanmıştır.

Bir Ortak Sipariş Defteri (SOB), bir Kapasite Yönetim Modülü (CMM) ve bir Sevkiyat Modülü (SM) de dahil olmak üzere XBID, ortak BT sistemi platformu olarak da seçilmiştir. Buna göre iletim kapasitesi var ise, bir ülkede sürekli eşleştirme için piyasa katılımcıları tarafından girilen siparişler, başka bir ülkedeki piyasa katılımcıları tarafından benzer bir şekilde ibraz edilen siparişlerle eşleştirilebilmektedir. Gün içi çözümü hem açık (Ulusal Düzenleyici Otoriteler tarafından talep edildiği durumlarda) hem de sürekli örtük ticareti desteklemektedir.

Avrupa Komşuluk Konseyi anlaşması çerçevesinde Üçüncü Pakette geçen kurallar bağlayıcı bir biçimde uygulandığından ve özellikle de Avrupa Komşuluk Konseyi CACM’si 2020 yılında kabul edilmek üzere hazırlık aşamasında bulunduğundan dolayı, Enerji Topluluğu ile sözleşme yapan tarafların (CP) da benzer yükümlülükleri bulunmaktadır.

Buna göre, enerji piyasasının serbestleştirilmesine hazırlık çerçevesinde henüz ilk adımlarını atmakta olan Gürcistan (Sözleşme Yapan Taraf statüsünde), AB Hedef Modelinin piyasa tasarımına ilişkin temel unsurlarını uygulayarak, CACM hükümlerini yerine getirmekle yükümlü olacaktır.

Türkiye, Enerji Topluluğuna 2006 yılında gözlemci olarak katılmıştır. Bu statü, Türkiye için Avrupa Komşuluk Konseyi Müktesebatının kabul edilmesi ile ilgili hukuki açıdan bağlayıcı bir yükümlülük getirmemekte olup, buna CACM Yönetmeliklerinin Avrupa Komşuluk Konseyi düzeyinde kabul edilmesi, ilgili Kurumlara (TEİAŞ ve EPİAŞ) SDAC ve SIDC süreçlerine katılma hakkı verilmesi ve ilgili anlaşmaya (DAOA ve DIOA) taraf olunması da dahildir.

6.2 POLİTİKA ENGELLERİ

Türkiye’nin enerji sektöründeki politikalar; enerji arzının güvence altına alınması ve enerji ithalatına bağımlılığın azaltılması, verimin iyileştirilmesi ve ulusal enerji kaynaklarının kullanımının artırılmasına odaklanmaktadır. Giderek artan enerji ihtiyacı, başta yenilenebilir enerji kaynakları olmak kaydıyla geleneksel kaynaklar (katı yakıtlar) da dahil olmak üzere, ulusal enerji kaynakları kullanımının azami düzeye çıkarılmasını ve enerji karışımına nükleer üretimin de eklenmesini gerektirmektedir.

39

Arz güvenliği ile ilgili olarak belirlenen öncelikler, şeffaf ve iyi işleyen enerji piyasalarının kurulmasıyla enerji sektörüne rekabet getirerek mevcut kaynakların verimli kullanımının artırılması yoluyla da desteklenmektedir. Toptan piyasasının etkin bir şekilde işlemesi, sınır ötesi ticaret fırsatları da dahil olmak üzere piyasa katılımcıları için sunulan seçeneklerin ve likiditenin artırılmasıyla desteklenmektedir.

Türkiye kritik bir kesişme noktasında bulunmaktadır. Buna göre enerji talebinin giderek artması sebebiyle ortaya çıkan enerji arzının güvence altına alınması ihtiyacı, yenilenebilir kaynaklar ve katı yakıtlar da dahil olmak üzere ulusal kaynak potansiyelinin azami düzeyde en iyi şekilde kullanılmasını gerektirmektedir. Diğer taraftan Türkiye’nin bölgesel ticaret merkezi olma hedefi, özellikle elektrik alanında, yeni sınır ötesi iletim kapasitesine önemli düzeyde yatırım yapılmasını gerektirmektedir. Bu yeni enterkonneksiyon kapasitesinin kullanımı, en azından AB veya Avrupa Komşuluk Konseyi üye devletleri için, geçerli olan düzenlemelere uygunluk ve şeffaflık düzeyi ile ilgilidir. AB’nin piyasa birleştirme projelerine katılım, enterkonneksiyonların daha fazla gelişmesini kesinlikle destekleyecektir; çünkü bu durumda yatırımcılar, hem sınır ötesi kapasite hem de üretim kapasitesi için, birleştirme düzenlemelerinin ve kendilerine önemli ticari fırsatlar ve seçenekler sunan daha büyük bir piyasaya girerek ürettikleri enerjiyi enterkonneksiyonlar üzerinden satmanın cazibesine kapılacaktır.

Türkiye ithalat bağımlılığını azaltmaya çalışırken öncelikle yerli linyit rezervlerinin kullanılmasına ve termal kapasitenin geliştirilmesine odaklanmaktadır. Halihazırda herhangi bir karbon vergisi programı uygulanmadığından dolayı, linyit üretimi, en azından neredeyse tamamen ithal edilen Doğal Gaza karşılık, toptan seviyesinde rekabetçiliğini korumaktadır.

Bununla birlikte, Türkiye piyasasının SDAC ve SIDC projeleri aracılığıyla AB piyasasıyla birleştirilmesiyle birlikte, yalnızca CACM hükümlerinin değil, AB enerji müktesebatının uygulanması üzerinde önemli etkiye sahip olan ilgili tüm AB yönetmeliklerinin de uygulanması beklenmektedir.

Daha önce de belirtildiği üzere Üçüncü Enerji Paketi, Enerji İç Piyasasının geliştirilmesine yönelik bir dizi önemli Yönetmelikten oluşmakta, ayrıca İklim Değişikliğine karşı yapılacak eylemlere ilişkin AB politikaları açısından da önem taşımaktadır.

Sera gazı emisyonlarının maliyet etkin ve ekonomik bir şekilde azaltılmasını teşvik eden Avrupa Birliği sera gazı emisyonu ticaret sisteminin (AB ETS) uygulanması, toptan piyasalarındaki fiyatların belirlenmesi üzerinde de önemli bir etkiye sahip olacaktır; çünkü tüm üretim birimlerinin, ilgili ödeneklere ait maliyetleri fiyat tekliflerine ekleyerek, almaları gereken emisyon ödenek maliyetlerini karşılamaları gerekmektedir.

AB ETS sistemi AB genelinde uygulandığından dolayı, birleştirilmiş piyasalarda işlem yapan tüm üretim kapasitesinin, ETS maliyeti de dahil olmak üzere toptan piyasasına sunulan tekliflerini yapılandırması beklenmektedir. Üretim maliyeti yapısında tutarsızlıklar olması halinde, iki alana ait piyasaların birleştirilmesinin ekonomik açıdan etkin olması beklenemez.

AB düzeyinde uygulanan Piyasa Birleştirme Projesi, tüm AB Üye Devletlerin AB müktesebatını eksiksiz bir şekilde uygulamakla yükümlü olduğu ve üretim kapasitelerinin ETS fiyatlarından tam olarak etkilendiği gerçeklerine dayanmaktadır. Enerjinin düşük fiyatlı alanlardan yüksek fiyatlı alanlara çekilmesine sebep olan teklif bölgeleri arasındaki fiyat farklılıkları, ETS’nin iki bölge arasında farklı şekilde uygulanmasından kaynaklanamaz, aksi taktirde piyasanın işleyişi önemli ölçüde bozulur.

Bu bağlamda bakıldığında, ETS programının benzer şekilde uygulanmadığı bölgeler arasında piyasa birleştirme işleminin yapılması mümkün değildir.

40

6.3 KURUMSAL ENGELLER

Birleştirme Projelerinde yer almak için, ilgili operasyonel anlaşmalara (DAOA, IDOA vb.) da taraf olan İletim Sistemi Operatörü ve Atanan Elektrik Piyasa Operatörü olmak üzere iki kilit kurumun kurulması gerekmektedir.

Atanan Elektrik Piyasa Operatörü (AEPO), tek gün öncesi birleştirme ve tek gün içi birleştirme işlemlerine katılmak üzere Düzenleyici otorite tarafından görevlendirilen piyasa operatörüdür. AB Üye Devletlerin, AEPO’ların görevlendirilmesi ve görevden çekilmesi konusunda Avrupa Enerji Regülatörleri İşbirliği Ajansına (ACER) bilgi vermeleri gerekmektedir.

“Kış Paketi tekliflerinde20” de belirtildiği üzere ACER’in yetkinliklerinin önemli düzeyde artması beklenmektedir. Buna göre ACER, AEPO’ların CACM kapsamındaki işlevlerini yerine getirip getirmediklerini denetleme ve bu işlevlerin belirlenmesinde kaydedilen gelişmeleri izleme görevlerini üstlenmektedir. ACER, AEPO’ların performansını izleme ve yükümlülüklerini yerine getirmeleri için gereken tedbirleri alma konularında doğrudan yetkiye sahiptir.

Türkiye’nin AB birleştirme projesine katılma kararı alması halinde, EPİAŞ, halihazırda, Atanan Elektrik Piyasa Operatörü olarak görevlendirilmek için yeterli şartlara sahiptir. Bununla birlikte, EPİAŞ’ı AEPO olarak görevlendirecek yetkili makam (muhtemelen Düzenleyici Otorite EPDK olmalıdır) belirlenmelidir. Ayrıca ACER’e, EAPO’nun performansını denetleme hakkı verilmelidir. Yukarıda belirtilenlerin uygulanması için gerekli hükümlerin hukuki olarak uygulanması gerekmektedir.

Buna ek olarak CACM Madde 7 uyarınca, AEPO’nun Tek Gün Öncesi Piyasa Birleştirme ve Gün İçi Piyasa Birleştirme kapsamındaki görevleri arasında piyasa katılımcılarından sipariş alınması, Sipariş Defterinin hazırlanması ve defterin PBO’ya iletilmesi de bulunmaktadır. Birleştirme sonuçlarının paylaşılması sonrasında AEPO, siparişleri tek gün öncesi ve gün içi birleştirme sonuçlarına göre eşleştirip tahsis etmeli, fiyatları yayınlamalı ve yapılan ticari işlemlere ilişkin sözleşmeleri teklif bölgesi seviyesinde uygulanan ilgili katılımcı anlaşmaları ve düzenlemelere göre takas edip uzlaştırmalıdır.

AEPO’lara, “PBO işlevlerinin” yerine getirilmesi ile ilgili yeni önemli görevler halihazırda verilmiş olup, aşağıda belirtilen yükümlülükler bu kapsama girmektedir:

• CACM Madde 36 ve 51 uyarınca tek gün öncesi ve gün içi birleştirmeye ilişkin algoritmaları, sistemleri ve prosedürleri geliştirmek ve sürdürmek;

• CACM Madde 46 ve 58 uyarınca koordineli kapasite hesaplayıcıları tarafından öne sürülen bölge ötesi kapasite ve tahsis kısıtlamalarına ilişkin girdi verilerini işlemek;

• CACM Madde 48 ve 60 uyarınca fiyat birleştirme ve ticari işlemlerin sürekli eşleştirilmesine ilişkin algoritmaları uygulamak;

• CACM Madde 48 ve 60 uyarınca tek gün öncesi ve gün içi birleştirme sonuçlarını doğrulamak ve AEPO’lara iletmek.

Tek gün öncesi ve tek gün içi birleştirme çerçevesinde yasal olarak bağlayıcı bir belge içerisinde özellikle tanımlanan bu görevler (CACM’nin kabulü öncesinde olduğu gibi) gönüllü olarak katılan taraflar (PCR projesi) arasında gönüllülük esasına bağlı olarak müzakere edilen iş kararları olmadığından dolayı, yetkili makam tarafından resmi bir görevlendirme yapılması gerekmekte olup; söz konusu görevlendirme, Üye Devlet tarafından aksi belirtilmediği müddetçe, tüm Üye Devletlerde aynı şekilde uygulanan belirli kriterlere uygun şekilde hareket eden ulusal

20 Avrupa Parlamentosu ve Konseyinin Avrupa Birliği Enerji Düzenleyicileri İşbirliği Ajansını kuran Yönetmelik Teklifi (değişiklik), 30 Kasım 2016, COM (2016) 863 nihai 2016/0378 (COD)

41

düzenleyici otorite tarafından yapılır. Görevlendirme süreci ve görevlendirme ile ilgili kriterler CACM Madde 4 ve 6 içerisinde ifade edilmekte olup; yeterli finansal kaynaklar, bilgi teknolojisi ve teknik altyapı, işin diğer piyasa katılımcılarından belirli bir düzeyde ayrılması ve en önemlisi yerli ve yabancı başvuru sahipleri arasında ayrımcılık yapılmaması gibi özel koşullar da bu çerçevede ifade edilmektedir.

Ayrıca, ticari hizmetlere ilişkin ulusal yasal tekel olması halinde belirli kurallar uygulanmaktadır. Bununla birlikte Türkiye örneğinde Elektrik Enerjisi Kanunu içerisinde, EPİAŞ’ın Türkiye’deki gün öncesi ve gün içi ticari hizmetleri yürütecek tek kurum olarak atanıp atanmadığı ve ulusal tekel olarak kabul edilip edilemeyeceği (bu durumda ticari faaliyetlere ilişkin ücretlerin sabitlenmesi işleminin Düzenleyici Makam tarafından denetlenmesi gerekir) açıkça belirtilmemektedir.

İletim Sistemi Operatörleri açısından bakılacak olduğunda, CACM Madde 8(1) uyarınca, AB Üye Devletlerdeki tüm İSO’ların (fiziksel sınıra sahip olmak ve başka bir Üye Devletle elektrik bağlantısı bulunmak kaydıyla) tek gün öncesi ve gün içi birleştirmeye katılmaları gerekmektedir.

Ayrıca, İSO’lar ENTSO-E kapsamındaki ana işlemlere katılma ve imzalayan taraf olarak SDAC ve SDIC geliştirme ve uygulama çalışmalarında yer alma hakkına sahiptir. İSO’nun AB Üçüncü Enerji Paketi içerisinde geçen hükümlere eksiksiz bir şekilde uyması ve uygulaması, AB Üye Devletlerde kurulu olan tüm İSO’lar için geçerli olan ayrıştırma ve belgelendirme şartlarını yerine getirmesi gerekmektedir. Bu bağlamda bakıldığında, belgelendirme süreci Ulusal Kanuna dahil edilmeli ve ilgili yetkili makam (tüm AB Üye Devletlerde Düzenleyici Otorite) belgelendirme sürecini Kanun hükümlerine göre uygulamalı ve belgelendirme süreci kapsamında verilen taahhütlerin ve üstlenilen yükümlülüklerin yerine getirildiğini doğrulamak amacıyla İSO’nun faaliyetlerini sürekli izlemelidir.

Türkiye’nin İletim Sistemi Operatörü (TEİAŞ), 2001 yılı itibariyle hukuki olarak ayrıştırılmış durumdadır ve belgelendirme sürecinin ilgili Kanuna eklenmesi halinde, 2001 yılından beri bağımsız bir şirket olarak hareket ederek edindiği deneyimi ve ISO temel faaliyetlerine (sistemin dengelenmesi ve dağıtım işlevleri, bağlantı hizmetleri, sistem hizmetlerinin kullanılması, gerçek zamanlı işlemlerin izlenmesi, yan hizmetlerin alınması ve enterkooneksiyon kapasitelerinin geliştirilmesi de dahil olmak üzere) odaklandığı göz önünde bulundurulduğunda, TEİAŞ’ın belgelendirme sürecinde başarılı olması beklenmektedir.

6.4 Teknik Engeller

Türkiye’nin, gün öncesi ve gün içi piyasa da dahil olmak üzere halihazırda çalışır durumda olan bir toptan piyasası, kurulu bir Piyasa İşletmecisi (EPİAŞ) ve hukuki açıdan ayrıştırılmış bir İSO’su bulunmaktadır. Diğer bir deyişle, yasal ve kurumsal hususlar göz ardı edildiğinde, AB düzeyindeki enerji piyasaları birleştirme projelerine katılmaya ilişkin üst düzey kriterlerin tamamı karşılanmaktadır.

Mevzuat; gün öncesi, gün içi ve gerçek zamanlı piyasalar da dahil olmak üzere fiziksel bir toptan piyasasının kurulması, ayrıca uzlaştırma ve takas süreçleri ile ilgili çerçeveyi sunmaktadır. EPİAŞ, organize toptan piyasalarının işletilmesinden ve bu piyasalarda gerçekleştirilen faaliyetlerin finansal açıdan uzlaştırılmasından sorumludur.

AB düzeyinde bakılacak olduğunda ‘CACM Yönetmeliği’, gün öncesi ve gün içi elektrik piyasalarında bölgeler arası kapasite tahsisi ve kısıt yönetimi ile ilgili bir dizi koşulu ortaya koymaktadır. CACM Yönetmeliği Bölüm 4 ila 6 arasında, tek gün öncesi birleştirme (‘SDAC’) ve tek gün içi birleştirme (‘SIDC’) için fiyat birleştirme algoritmasının ve sürekli ticaret eşleştirme algoritmasının geliştirilmesi ve sürdürülmesine ilişkin özel hükümler de yer almaktadır.

Atanan elektrik piyasa operatörlerinin tamamı (AEPO’lar), tüm iletim sistemi operatörleri (İSO’lar) ile işbirliği içerisinde, fiyat birleştirme algoritması ve sürekli ticaret eşleştirme

42

algoritması için bir teklif hazırlayarak onaylanmak üzere tüm düzenleyici otoritelere sunmalıdır. Ulusal düzenleyici otoriteler veya ulusal düzenleyici otoritelerin ortak bir karara varamadığı hallerde ACER, tüm AEPO’ların algoritma teklifine ilişkin bir karar almaktan sorumludur.

Üye Devletlerdeki tüm AEPO’lar, Gün Öncesi Piyasa Birleştirme Operatörü (PBO) İşlevi 21 ve Gün İçi Piyasa Birleştirme Operatörü (PBO) İşlevini22kapsayan Piyasa Birleştirme Operatörü işlevlerini (“PBO planı”) geliştirme, ortak olarak düzenleme ve uygulama kararı almıştır.

PBO İşlevleri; tek gün öncesi ve gün içi birleştirme algoritmalarının, sistemlerinin ve prosedürlerinin oluşturulması ve sürdürülmesi, koordineli kapasite hesaplayıcılarından gelen tahsis kısıtlamaları ve bölge ötesi kapasiteye ilişkin veri girdilerinin işlenmesi, fiyat birleştirme ve sürekli ticaret algoritmalarının uygulanması ve tek gün öncesi ve gün içi birleştirme sonuçlarının doğrulanarak AEPO’lara gönderilmesi görevlerinden oluşmaktadır.

PBO planı, AEPO’lar arasındaki yönetişim ve işbirliği kurallarını ortaya koymakta, üçüncü taraflar ile kurulacak ilişkiyi genel hatlarıyla ifade etmektedir. CACM uyarınca, görevlendirilen tüm AEPO’ların tek gün öncesi ve tek gün içi birleştirme işlemlerini mevcut bölgesel projelerde halihazırda uygulanmakta olan sözleşmeye bağlı düzenlemeler, süreçler ve teknik sistemler üzerinden yürütmesi önerilmektedir. PBO planının Ulusal Düzenleyici Otoriteler tarafından onaylanması ile birlikte:

• Pan Avrupa tek gün öncesi birleştirmenin temeli olarak Bölgelerin Fiyat Birleştirmesi (PCR) çözümü benimsenmiştir;

• Pan Avrupa tek gün içi birleştirmenin temeli olarak Sınır Ötesi Gün İçi (XBID) çözümü benimsenmiştir;

• Gün öncesi ve gün içi tüm zaman dilimlerinde gereken birleştirmeye erişilmiştir.

PBO planı, tüm AEPO’ların Gün Öncesi PBO ve Gün İçi PBO İşlevlerini birlikte belirlemeleri ve yerine getirmeleri için gerekli olan görevleri ortaya koymaktadır. Bu görevler, Gün Öncesi PBO’nun başlangıç noktası olarak PCR’nin, Gün İçi PBO’nun başlangıç noktası olarak ise XBID Çözümünün kabul edilmesini kapsamaktadır.

Tüm AEPO’ların, tek gün öncesi birleştirme işleminin yapılmasına katılım için gerekli olan Gün Öncesi Operasyonlar Anlaşmasına (DAOA) ve tek gün içi birleştirme işleminin yapılmasına katılım için gerekli olan Gün İçi Operasyonlar Anlaşmasına (IDOA) erişim ile ilgili anlaşmaları imzalayarak PBO işlevlerinin uygulanmasına katıldıklarını doğrulamaları gerekmektedir.

Halihazırda tüm AEPO’lar ve İSO’lar PBO planı üzerinde anlaşmaya vardığından dolayı, tüm tarafların piyasanın birleştirilmesi için tüm zaman dilimlerinde ortak araç ve algoritmaları kullanmaları beklenmektedir. Tüm üyelerin sözleşmeden doğan yükümlülükleri, PBO işlevlerinin yerine getirilmesi için ortak bir yaklaşım benimsenmesini gerektirdiğinden, PBO planının kısmen uygulanması veya uygulanmaması gibi bir seçenek yoktur.

21 Gün Öncesi Piyasa Birleştirme Operatörü (PBO) İşlevi, CACM Yönetmeliği Madde 2.30 içerisinde de açıklandığı üzere, farklı teklif bölgeleri için gün öncesi piyasalardan alınan siparişlerin eşleştirilmesi ve bölge ötesi kapasitelerin eş zamanlı olarak tahsis edilmesi anlamına gelmektedir. 22 Gün İçi Piyasa Birleştirme Operatörü (PBO) İşlevi, CACM Yönetmeliği Madde 2.30 içerisinde de açıklandığı üzere, farklı teklif bölgeleri için gün içi piyasalardan alınan siparişlerin eşleştirilmesi ve bölge ötesi kapasitelerin eş zamanlı olarak tahsis edilmesi anlamına gelmektedir.

43

7 YOL HARİTASI – ZORLUKLAR

Türkiye’nin, halihazırda AB düzeyinde geliştirilmekte olan Enerji Piyasası Birleştirme projelerine katılma seçeneği ile ilgili birçok zorlukla başa çıkılması gerekmektedir:

1. Gerçek faydalara ilişkin değerlendirme: Mevcut sınır ötesi kapasite kısıtlı olduğundan, piyasaların birleştirilmesi halinde Türk Enerji Piyasasının likiditesi üzerinde önemli bir etkiye sebep olması mümkün gözükmemektedir.

2. Türkiye’nin enerji ithalatına bağımlılığı azaltmaya ilişkin enerji stratejisinin önemli bir unsuru, mevcut linyit ve yenilenebilir enerji kaynaklarına ait rezervleri kullanarak ulusal enerji kaynaklarının büyük ölçekte kullanılmasının sağlanmasıdır. Enerji Piyasaları Birleştirme projesine katılım için AB’nin Emisyon Ticaret Sistemi de dahil olmak üzere enerji ile ilgili ve benzeri müktesebatına uyum sağlanması gerekmektedir; çünkü Türkiye’nin ETS’den muaf tutulması, birleştirilmiş piyasalarda toptan düzeyinde önemli bozulmalara sebep olabilir.

3. Türkiye’nin AB’nin enerji ile ilgili müktesebatına uygun şekilde hareket edeceğini hukuki açıdan onaylaması için üst düzey bir anlaşma yapması, bu bağlamda Enerji Topluluğunun tam üyesi olması veya AB ile çift taraflı bir anlaşma imzalayarak piyasa birleştirme sürecine katılım şeklini ve Üçüncü Enerji Paketini kabul ettiğini öne sürmesi gerekmektedir.

Bununla birlikte, kısa vadedeki zorluklar, Türkiye’nin AB sınırlarındaki (Bulgaristan ve Yunanistan) ticari faaliyetlerinin artırılması ile ilgilidir.

TEİAŞ, halihazırda ENTSO-E ile uzun vadeli bir anlaşma imzalamış, gözlemci statüsü kazanmış ve Veri Paylaşımı ve Bilgi, Şebeke Ekipmanlarına ilişkin Uzman Bilgisi, Teknik Standartlar, Şebeke Geliştirme Planlaması, Koordineli Sistem Operasyonu, Güvenlik Yönetimi ve Enterkonneksiyon gibi kilit alanlardaki uygulamalarını ENTSO-E rehberlerine uygun hale getirmiştir.

Daha detaylı şekilde belirtmek gerekirse sınır ötesi iletim kapasitelerinin açık olarak tahsis edilmesi yöntemi kullanılmaktadır. Bu bağlamda Yunanistan sınırında her iki İSO da (TEİAŞ ve IPTO) SEE CAO paydaşı olduğundan dolayı Güney Doğu Avrupa Koordine İhale Ofisi (SEE CAO) tarafından, Bulgaristan sınırında ise TCAP (TEİAŞ Kapasite Tahsis Aracı) platformu aracılığıyla Bulgar İSO’su ile yapılan çift taraflı anlaşma kapsamında TEİAŞ tarafından işlem yapılmaktadır.

Türkiye - AB sınırındaki mevcut kapasite, Türkiye’deki ithalat faaliyetleri için yaklaşık 650 MW, keşif faaliyeti için ise yalnızca 500 MW olup, bu rakam fiili değerlere (hatların termal kapasitesi) kıyasla düşük kalmaktadır. Bu kadar kısıtlı olan kapasite dahi SEE CAO ve TEİAŞ olmak üzere iki farklı platform üzerinden tahsis edilmekte, bu da ticaret faaliyetinin karmaşıklığını ve yükünü artırmaktadır.

Sınır ötesi faaliyetlere ilişkin ticaret kuralları ve diğer düzenlemelere tam uyum sağlayan son ülke olan Bulgaristan, 01 Ocak 2019 itibariyle, sınır ötesi iletim kapasitesine ilişkin açık artırmaları düzenleyerek elektrik piyasasının işleyişini kolaylaştıran görevli hizmet şirketi niteliğindeki Ortak Tahsis Ofisi (JAO) platformuna dahil olmuştur. Düzenlemeden doğan yükümlülük ve şartların tamamını uygulayan ve yerine getiren JAO, 01 Ekim 2018 tarihinde, AB mevzuatına göre hizmet veren tüm Avrupa İletim Sistemi Operatörleri (İSO’lar) için Tek Tahsis Platformu (SAP) haline gelmiştir.

SEE CAO’nun da bölgedeki Enerji Topluluğu üyeleri için JAO’ya benzer bir görev üstlenmesi beklenmekte olup, bu sayede SSE alanında sınır ötesi kapasite tahsis süreci iyileştirilecek ve elektrik ticareti açısından daha şeffaf ve uyumlu bir iş ortamı temin edilecektir.

Halihazırda önemli derecede yüksek olan ve Türkiye ile yapılacak ticari faaliyeti etkileyebilecek nitelikteki döviz riski ele alınmamıştır. Bölgesel fiyat farklılıkları AB ile Türkiye arasındaki sınır

44

ötesi ticareti çekici hale getirebilir. İstatistik verilerinden de görüldüğü üzere, sınır ötesi faaliyet fiyatlardan etkilenmekte ve fiyatlara göre şekillenmektedir, diğer bir deyişle sınırın her iki tarafında bulunan tüccarlar her türlü ticari fırsatı keşfetmeye isteklidir.

Tahsis sürecinin Bulgaristan ve Yunanistan sınırları için uyumlaştırılması ve her türlü idari ve vergi ile ilgili kuralın ortadan kaldırılması ticari faaliyeti artırabilir. Bu tür bir uygulama kısa vadede tahsis için ayrılan mevcut kapasiteyi tahminen 800 MW düzeyine çıkarabilir ve yeni enterkonneksiyon kapasitesi için yatırım sinyalleri verebilir.

45

8 PİYASA AYRIŞIMI

8.1 TANIMLAR

Rekabetçi bir toptan enerji piyasasının verimli bir şekilde işlemesi için gerekli olan ana unsur, enterkonnekte iletim sistemindeki kısıtın idaresidir. İletim kısıtı, arz ve talep koşullarından etkilenen elektrik akışlarının iletim hatlarının güvenilir sınırlarını aşması şeklinde tanımlanabilir ve belirli bir alandaki tüm ticari işlemleri eş zamanlı olarak gerçekleştirecek iletim kapasitesi bulunmaması halinde ortaya çıkar.

İdeal olan, üreticiler ve tedarikçiler arasında yapılan enerji işlemlerinin şebekenin kapasite sınırlamaları sebebiyle kısıtlanmaması olup, aktörler arasında serbest bir şekilde ticaret yapılmasına izin verilmesi gerekmektedir. Rastgele operasyonel kısıtlamalar (örneğin üretim ve iletim hatlarındaki kesintiler, bakım programları) ortaya çıkması halinde, İSO’lar sorunu gidermek için düzeltici eylemlerde bulunur. Dağıtımın yeniden yapılması ve hatta planlanan enerji iletim işleminde kesinti yapılması gibi uygulamaları kapsayan bu düzeltici eylemler, maliyeti nihai müşteri açısından artırabilir.

İletim Sistemi kapasitesinin güçlendirilmesi ve geliştirilmesine ilişkin kararın yeni üretim kapasitesi inşa edilmesine ilişkin (ticari) kararlar ile paralel olarak alınmadığı serbestleştirilmiş ve rekabetçi enerji piyasalarında, bir yandan sistemin güvenilirliği sağlanırken bir yandan da yatırımlar için net sinyaller vererek ve nihai müşteriler tarafından ödenecek meblağları azaltarak rekabeti teşvik etmek için yeni kısıt yönetim yaklaşımları geliştirilmiştir.

Kısıtların yönetimine ilişkin bu yaklaşımlar genellikle düğümsel piyasa tasarımı ve bölgesel piyasa tasarımı olarak tanımlanır.

Düğümsel tasarım, bir alan (Bölge) içerisinde üreticiler ve tedarikçiler arasında yapılan tüm işlemlerde aynı hakların geçerli olduğu ve altyapının kullanımı açısından eşitlik sağlandığı varsayımından hareket eder. Düğümsel tasarımda, her türlü kısıtın çözülmesinde kullanılan ana faktörler, iletim sistemi operasyonu üzerindeki etkilerine bağlı olarak üreticiler ve tedarikçiler tarafından verilen fiyat teklifleri ve sunulan hacimlerdir. İletim sistemindeki kısıtlar, enerjinin sistemdeki iki belirli nokta (düğümler) arasında transfer edilerek her düğüm için tek bir fiyatın belirlendiği işlemlere ait maliyetlere yansıtılmalıdır. Düğüm sistemi, aynı kısıt yönetim tasarımlarının kullanılması ve toptan piyasa için uygulanan kuralların birbiriyle örtüşmesi kaydıyla, çok büyük alanlara da yayılabilir.

Bölgesel tasarımda bölge içerisinde yapılan işlemlerin iletim sistemi operasyonu üzerindeki etkisi değerlendirilmez, tüm ticari işlemler bölge içerisinde serbest bir şekilde yapılır ve yalnızca farklı bölgeler arasında yapılan transfer işlemleri (ithalat ve ihracat) her iki bölgenin iletim sistemlerinin operasyonu üzerindeki etkileri açısından değerlendirilir.

Bölgesel tasarım sistemlerinde, bir yandan operasyonel güvenlik sağlanırken bir yandan da yapacakları işlemlere karar vermeleri için oyunculara (üreticiler ve tedarikçiler) net bilgiler vermek amacıyla belirli kısıt yönetimi yöntemleri uygulanır. Bölgesel yaklaşım uygulamasının kritik unsurlarından biri, tüm piyasa oyuncularının yapacakları işlemlere uygulanabilecek kısıtlamalar konusunda bilgilendirilmesi amacıyla, bölgeler arasındaki mevcut iletim kapasitesinin önceden hesaplanmasıdır. Aynı derecede önem taşıyan bir diğer konu da, mevcut transfer kapasitesi kullanımını artırmak için, mevcut kapasitenin ilgili taraflar arasında sistematik ve verimli bir şekilde tahsis edilmesi amacıyla kullanılan yöntemdir.

Ayrıca bölgesel yaklaşımda, kısıt yönetimi çerçevesinde üretim ve tedarik programının düzenlenmesi amacıyla düzeltici eylemlerde (yeniden dağıtım) bulunulur. Bu eylemlerin sistemin güvenli bir şekilde işlemesi için yapıldığı düşünülerek, ilgili maliyetler genellikle dengeleme ve yan hizmetlerin temini için alınan ücretler çerçevesinde tüketicilerden temin edilir.

46

Diğer bir deyişle düğüm sisteminde kısıt maliyeti her bir işlemin fiyatına (düğüm seviyesinde) yansıtılırken, birçok düğümün bir arada ele alındığı bölgesel sistemde kısıt maliyeti, İSO’nun operasyonel güvenliği sağlamak için yapacağı düzeltici eylemlerin miktarı ve maliyeti üzerinden yansıtılır.

8.2 AVRUPA HEDEF MODELİNDEKİ KISIT

Avrupa’nın elektrik piyasasına ilişkin hedef modeli çerçevesinde bölgesel yaklaşım kullanılmakta olup, ilgili bölgeler kısıtların verimli bir şekilde yönetilmesine imkân tanıyacak şekilde belirlenir. Ulusal sınırlar, bölgelerin (AB terminolojisinde “teklif bölgesi”) tanımlanmasında kullanılan kilit kriterler olmasa da, birçok örnekte bölgeler ulusal sınırlara göre belirlenmektedir.

Teklif bölgesinin ulusal sınırlardan daha büyük olduğu bazı örnekler var iken (Avusturya, Almanya23), bazı ülkelerde de birden fazla teklif bölgesi bulunmaktadır (örneğin İtalya, Danimarka).

Mevcut kapasitenin hesaplanması için ilgili yöntemlerin geliştirilmesi ve bölgeler arası transfer kapasitesinin kullanım oranının artırılması amacıyla örtülü tahsis yapılması için önemli düzeyde çaba sarf edilmiştir.

CACM Yönetmeliği, bölgesel düzeyde kapasite hesaplaması (CCC) (Madde 20) için ortak bir yöntem sunarken, yeniden dağıtım ve karşılıklı ticarette maliyet paylaşımı için de ortak bir yöntem (Madde 74) ortaya koymaktadır. Bahse konu ikinci yöntem, maliyet paylaşımını ve yapılacak düzeltici eylemler için İSO’lar arasında daha fazla koordinasyon sağlanmasını gerekmektedir. Benimsenecek ortak yaklaşım, İSO’ların düzeltici eylemlere ait maliyetleri karşılaştırmalarına imkân verirken, sınır ötesi kapasitelerin de artmasına vesile olur. Ortak bir yaklaşım benimsenmezse İSO’lar, düzeltici eylem maliyetlerini düşürmek için sınır ötesi ticarete ayrılan mevcut kapasiteyi azaltmayı tercih edebilir.

8.2.1 TEKLİF BÖLGELERİNDEKİ KONFİGÜRASYON

Avrupa Komisyonunun iç piyasaya ilişkin 714/2009/EC sayılı Yönetmelik (“Kış Paketi”)24 ile ilgili değişiklik teklifinde şu ifade yer almaktadır: “Teklif bölgesi sınırları iletim şebekesindeki uzun vadeli, yapısal kısıtlara bağlı olup, teklif bölgelerinde bu tür kısıtlar bulunmaz. Birlik içerisindeki teklif bölgelerinin konfigürasyonu, arz güvenliği korunurken ekonomik verim ve sınır ötesi ticaret fırsatları azami düzeye çıkarılacak şekilde tasarlanır.”

Bölge sınırlarının birbirinden ayrılması, birleştirilmesi veya düzenlenmesi yoluyla teklif bölgeleri üzerinde değişiklik yapılabilir. Teklif bölgelerinin piyasaya ait tüm zaman çerçeveleri için aynı olması gerekmektedir. Teklif bölgesi konfigürasyonlarının incelenme süreci CACM Yönetmeliği içerisinde yer almakta olup, “Teklif Bölgesi İncelemesi Birinci Versiyon” başlıklı ilk rapor katılımcı İSO’lar tarafından ENTSO’nun da desteğiyle Nisan 2018’de CACM Madde 32 (4)25 içerisinde belirtilen sürece uygun şekilde yayımlanmıştır.

CACM (Madde 33) uyarınca teklif bölgesi konfigürasyonlarının değerlendirilmesinde bir dizi değerlendirme kriteri kullanılacaktır. Bu kriterler üç kategori altında gruplandırılarak Tablo 2 içerisinde özetlenmiştir.

23 Avusturya-Almanya teklif bölgesinin yeniden belirlenmesi sürecinde, bu bölgenin ulusal sınırlara göre iki parçaya ayrılması gerektiği kararına varılmıştır. 24 AVRUPA PARLAMENTOSU VE KONSEYİNİN elektrik iç piyasasına ilişkin YÖNETMELİK teklifi

(düzenleme) COM/2016/0861 nihai - 2016/0379 (COD)

25https://docstore.entsoe.eu/Documents/News/bz-review/2018-03_First_Edition_of_the_Bidding_Zone_Review.pdf

47

Tablo 2: Teklif bölgelerinin konfigürasyon kriterleri (CACM uyarınca)

Şebeke Güvenliği Piyasanın Genel Verimi Teklif bölgelerinin istikrarı ve kuvveti

(i) Teklif bölgesi konfigürasyonlarının, operasyonel güvenliği ve arz güvenliğini sağlama becerisi;

(ii) Bölge ötesi kapasite hesaplamada belirsizlik düzeyi.

(i) Değişiklik sebebiyle ekonomik verimde gözlemlenen her türlü artış veya düşüş;

(ii) En azından sabit kapasite sağlamanın maliyeti, piyasa likiditesi, piyasa yoğunluğu ve piyasa gücü, etkin rekabetin kolaylaştırılması, altyapı kurulmasına ilişkin fiyat sinyalleri ve fiyat sinyallerinin kesinlik ve doğruluğu hususları dâhil olmak üzere piyasa verimliliği;

(iii) Piyasa katılımcıları, AEPO’lar ve İSO’ların sözleşmelerden doğan mevcut yükümlülüklerinin tadil edilmesine ilişkin maliyetler de dâhil olmak üzere işlem ve geçiş maliyetleri;

(iv) Mevcut kısıtı azaltabilecek yeni altyapının oluşturulmasına ilişkin maliyet;

(v) Piyasa çıktısının, ekonomik açıdan verimsiz olan düzeltici eylemlerin büyük ölçüde uygulanmasına gerek kalmaksızın makul olmasını sağlama ihtiyacı;

(vi) 714/2009/EC sayılı Yönetmelik Ek I bent 1.7’ye uygunluğun sağlanması için iç işlemlerin diğer teklif bölgeleri üzerindeki her türlü olumsuz etkisi;

(vii) Dengeleme mekanizmaları ve dengesizlik çözüm süreçlerinin uygulanması ve etkinliği üzerindeki etkisi.

(i) Teklif bölgelerinin zaman içerisinde yeterince istikrarlı ve sağlam olması ihtiyacı;

(ii) Teklif bölgelerinin, kapasite hesaplama zaman çerçevelerinin tamamı için tutarlı olması ihtiyacı;

(iii) Üretim ve yük birimlerinin her birinin tek bir piyasa zaman birimi için tek bir teklif bölgesine ait olması ihtiyacı;

(iv) Yapısal kısıtın teklif bölgelerinin sınırlandırılmaları üzerinde etkisi olduğu hallerde kısıtın yeri ve sıklığı. Bu durumda gelecek yıllarda mevcut kısıtı giderebilecek her türlü yatırım göz önünde bulundurulur.

Kaynak: 2015/1222/EU sayılı Yönetmelik, CACM Yönetmeliği, Madde 33

48

Teklif bölgesi konfigürasyonu, potansiyel yatırımcılara fiyat sinyalleri göndererek tüketim ve üretime yapılacak yatırımlar üzerinde doğrudan etkili olur. Ancak bölge tanımı konfigürasyonunun yatırımların ekonomik ömründen farklı bir zaman çerçevesinde değişebilecek olması ihtimali, yatırım kararı alınırken baz alınan piyasa temellerini de önemli ölçüde değiştirebilir. Bu durum belirsizliği büyük ölçüde artırarak iş ile ilgili karar alma sürecine engel teşkil edebilir.

CACM, yatırımcılara beklentileri ile ilgili net sinyaller verilmesini sağlamak için, bölge konfigürasyonu yapılırken elektrik sisteminde 10 yıllık bir süreçte ortaya çıkması beklenen gelişmelerin göz önünde bulundurulması gerektiğini ortaya koymaktadır. Ancak Türk sistemi gibi birkaç yıl içerisinde önemli ölçüde genişlemesi beklenen elektrik sistemlerinde üretim kapasitesinde ortaya çıkacak değişikliklere ilişkin farklı senaryoların değerlendirilmesi için, planlama döneminin 20 yıl veya üzeri bir dönemi kapsayacak şekilde genişletilmesi gerekebilir.

8.3 TÜRKİYE DEĞERLENDİRMESİ

8.3.1 GENEL BAKIŞ

2018 yılı itibariyle Türk elektrik sistemi, yaklaşık 300TWh tüketime hizmet vermiş olup, 1998-2020 döneminde yıllık ortalama %5,5 oranında büyüme kaydetmesi beklenmektedir.

Tüketim, Batı ve Kuzey Batı bölgelerinde yoğun iken, üretim kapasitesinin önemli bir kısmı Merkez, Doğu ve Güney Doğu bölgelerinde yoğunlaşmakta, burada üretilen enerjinin bir kısmı ana tüketim merkezlerine gönderilmekte ve dolayısıyla çok büyük bir iletim sistemi kurulması ve işletilmesi gerekmektedir. TEİAŞ’tan alınan verilere göre enerji iletim hatlarının toplam uzunluğu yaklaşık 000km68.000 km’dir.

Sistem kullanımı iletim bedellerinin belirlenmesi için kullanılan yönteme göre, iletim sisteminin yıllık geri ödemesinin %50’lik kısmı Üretim birimleri tarafından karşılanırken geriye kalan %50 tüketiciler tarafından karşılanır (G ve L modeli). Hem üretim hem de tüketim kullanıcıları için iki bölümden oluşan bir tarife (kapasite ve ürün) uygulanır. Ürün bölümü G ve L gruplarının her biri için uygulanırken (ulusal düzeyde aynı tarife uygulanması), kapasite bölümü coğrafi alana göre G ve L grupları için ayrı ayrı uygulanır. Sistemin geliştirilmesi için gerekli olan uzun vadeli yatırım maliyetleri baz alınarak toplam on dört (14) iletim sistemi alanı belirlenmiş olup; tüketim tarafının mevcut kapasiteye kıyasla daha güçlü olduğu alanlardaki üretim birimlerinde daha düşük bir kapasite tarifesi ortaya çıkarken, tüketimin mevcut üretim kapasitesine kıyasla daha zayıf olduğu alanlarda bulunan üretim birimlerinde daha yüksek ücretler uygulanmaktadır. Tüketime ait kapasite tarifesi ters yönde uygulanmaktadır; buna göre tüketimin (mevcut üretim kapasitesine kıyasla) yüksek olduğu alanlarda daha yüksek bir tarife uygulanırken, talebin nispeten daha az olduğu alanlarda düşmektedir. Bölgesel, G ve L iletim tarifeleri uygulandığından dolayı bu yöntem hem üretim hem de tüketim kapasitesine bazı ekonomik sinyaller göndermektedir. Bununla birlikte ilgili ücretlere ilişkin hesaplamalar düzenli olarak (yıllık) gözden geçirilmekte, diğer bir deyişle üretim veya tüketim kapasitesinin topolojisinde bir değişiklik olması halinde ilgili ücretlerin aritmetik değerleri de değişmektedir. Tarifenin farklılaştırılması zaman içerisinde değişebilen koşullara bağlı olduğundan, bu yöntemin uygulanması nispeten kısa vadeli yatırım sinyalleri vermektedir. Örneğin düşük kapasite tarifesinin uygulandığı alanlarda bir dizi yeni üretim biriminin (başka bir önemli konumlandırma kriterinin geçerli olmaması varsayımından hareketle) kurulması beklenmekte olup, bu durumda sistem topolojisi kademeli olarak değişecek ve ilgili alanda artık üretim kapasitesine ihtiyaç duyulmayacağından dolayı tarife artacaktır. Düşük tarifenin artık daha avantajlı olmaması sebebiyle tarifenin

49

farklılaştırılması baz alınarak alınan yatırım kararları halihazırda tehlike altındadır. Bununla birlikte, iletim tarifelerinin belirlenmesinde bu tür bir yöntem uygulandığından dolayı, halihazırda uygulanan iletim tarifesi yöntemine ek olarak piyasanın ayrışımı yaklaşımının uygulanması fiyat sinyallerini bozabilir. Tüketimin üretim kapasitesinden daha hızlı arttığı bir alanda üretim kapasitesinin olmadığının gözlemlenmesi halinde, tarifenin farklılaştırılması yaklaşımının yeterli düzeyde sinyal vermediği ve kapasite eksikliğinin gerçek maliyetini yansıtmadığı varsayımından hareketle, iki yöntemin birbirini tamamlayacak şekilde kullanılması verimli olabilir. Bununla birlikte, daha önce de belirtildiği üzere, tarifenin farklılaştırılması veya toptan piyasasındaki piyasa ayrıştırma düzenlemeleri çerçevesinde verilen konumlandırma teşvikleri, üretimin eksik olduğu alanda kademeli olarak yeni üretim kapasitesi kurulmasıyla sonuçlanacak, bu sayede tarifenin farklılaştırılmasına veya piyasa ayrıştırma düzenlemelerinin yapılmasına gerek kalmayacaktır.

Linyit arazileri veya linyit üretim tesislerinin kurulacağı rezervler ve YEK (rüzgâr ve güneş) kullanılacak alanlar nihai kullanıcıların bulundukları alanlara oldukça uzaktadır. Üretilen enerjinin dağıtılması için, uzun mesafelere yüksek voltajlı elektrik taşıyan ve elektrik üretim tesisleri ile elektrik tüketicileri arasında bir bağ kuran iletim hatları kurulması gerekmektedir. Üretim alanları ve tüketim merkezlerinin yeri değiştirilemeyeceğinden dolayı, elektriği nihai kullanıcılara kesintisiz bir şekilde iletecek iletim sisteminin kurulması gerekmekte olup, uygun iletim altyapısının geliştirilmesi için yeterli teşvik ve sinyalleri sunmak amacıyla bu alana özgü düzenleyici politikaların uygulanması gerekmektedir.

Ülkenin ekonomik faaliyetinin olumlu yönde ilerlemesi neticesinde talepteki büyümeye bağlı olarak Türk elektrik sisteminin önümüzdeki 5 ila 10 yıl içerisinde önemli ölçüde artış ve gelişme göstermesi beklenmektedir. Türk şebekesi, kullanılan teknolojiler veya bu tür büyük ve karmaşık sistemlerin işletilmesine ilişkin deneyim, teknolojik beceriler ve bilgiler açısından olmasa da sistemin ciddi düzeyde genişlemesi ve güçlendirilmesinin gerekeceği önümüzdeki birkaç yıl içerisinde ortaya çıkacak önemli değişiklikler açısından, yenilenebilir enerji kaynaklarının sisteme dahil edilmesini ve geleneksel kaynakların yanı sıra nükleer kapasitenin de kurulmasını destekleyecek kadar olgun bir sistem olarak kabul edilmemelidir. Bu bağlamda bakıldığında, elektrik sistemi topolojisinin büyük ölçüde değişmesi beklenmekte olup; İSO’nun uygun bir uzun vadeli gelişme planı hazırlama görevi ve Düzenleyici Otoritenin sistem kullanımını artıracak uygun teşvikleri temin etmek için uygun bir düzenleyici yaklaşım geliştirmesi görevi kritik önem taşımaktadır.

Türk iletim şebekesi gibi büyük ölçekli elektrik sistemlerinin uzun vadeli iletim planlaması oldukça büyük ve karmaşık bir sorun teşkil etmektedir. İletim planlaması halihazırda genellikle 10 yıllık dönemler için yapılmakla birlikte, yenilenebilir enerji üretiminin önemli bir kısmının entegrasyonu için henüz hazır değildir. İSO’nun daha uzun vadeli (20 yıldan fazla) iletim planlaması yapmak üzere bir yöntem geliştirmesi ve formüle etmesi için önemli çalışmalar yapılması gerekmektedir.

Ayrıca, Türkiye’deki piyasa kuralları ve diğer düzenleyici tedbirler ulusal düzeyde uygulandığından dolayı, iletim ve üretim kapasitesinin verimli bir şekilde koordine edilmesi çerçevesinde önemli düzeyde fayda sağlanabilir. Örneğin İtalya’nın piyasanın ayrıştırılması tasarımını uygulama kararı, İtalya İSO’sunun iletim gelişimine ilişkin uygun bir uzun vadeli planlama yapacak yetkin bir şirket haline dönüştürülmesinde yaşanan önemli gecikmeler sebebiyle alınmıştır. 2000’li yılların başında, YEK’in hızlı bir şekilde gelişmesi öngörülmediğinden dolayı, İSO’nun görevi küçümsenmiş, iletim sistemi için uygun bir planlama yapılmamış, bunun neticesinde de önemli düzeydeki YEK kapasitesini alacak sistem yetersiz kalmıştır. Ayrıca, kısıt ile ilgili sorunların yeterli nitelikte iletim varlıkları geliştirilerek çözülmesinde yaşanan gecikmeler, entegre şirketin dengeleme fiyatlarının yüksek olduğu ve cirosu daha yüksek olan bazı birimlerinin değerlendirilerek kısıt koşullarındaki gelirleri üzerinden satılması ve bu birimlerin asıl gelir kaynakları olan kısıtları kaldırmaya sıcak bakmaması ile ilgilidir.

50

8.3.2 YENİDEN DAĞITIM İŞLEMLERİ

Türk elektrik sistemi büyüklüğündeki bir elektrik sisteminde sık sık kısıt oluşması ve İSO’nun da aynı şekilde sık sık yeniden dağıtım yapması beklenmektedir.

Türk elektrik sisteminin işleyişine ilişkin piyasa kuralları uyarınca İSO, sistemin istikrarını sağlayabilmek için değer sıralamasına veya piyasaya dayanan diğer süreçlere bakmaksızın, üretim birimleri için özel talimatlar verebilir.

Bu tür talimatların sıklığı, tekrar edilebilirliği ve farklı kapasite kaynakları arasındaki dağılımı incelenerek faydalı sonuçlara erişilebilir. Bu bağlamda Türk sistemindeki kritik hatlarda görülen kısıta bağlı olarak yapılan yeniden dağıtım işlemlerinin ek maliyetleri, kısıtın azaltılması için yapılacak olası iletim yatırımları ile karşılaştırılabilir. Güvenilirlik kriterleri de önem taşımaktadır.

Yeniden dağıtım uygulamaları, sistemin genel maliyeti üzerinde önemli bir etkiye sahip olsa da söz konusu maliyet dengeleme elektrik fiyatına yansıtılmamaktadır. Bu sebeple ve büyük bir alanın farklı teklif bölgelerine bölünmesi kararı alındığı hallerde, Türk sistemindeki kaynakların yeterliliğine ilişkin değerlendirmelerin yapılması açısından, söz konusu bölgelerin konfigürasyonu özellikle önem taşımaktadır. Fiyatlar, büyük ölçekli yeniden dağıtım faaliyetlerinin beklendiği ve İSO tarafından uygulandığı çok büyük bir alan için formüle edildiğinde, belirli bir bölge için ek üretim kapasitesine ihtiyaç duyulduğuna dair açık bir gösterge bulunmamakta olup, iletim kısıtları, yeterli niteliklere sahip olan tesisler yerine yetersiz tesislerin “hizmet dışı talimatlar” çerçevesinde çalıştırılmasına sebep olabilir.

Yeniden dağıtım faaliyetleri veya toptan piyasasının ayrıştırılması ve piyasa bölümlendirmesi çerçevesinde kısıt getirilerini yansıtan ek maliyetler, belirli lokasyonlardaki belirli birimlerin piyasa gücünü hafifleten tedbirler veya iletim şebekesi geliştirme teşvik tedbirlerinin uygulanması ile ilgili olan (örneğin yeni hatlar için tercihe bağlı getiri oranı hedefleri) farklı düzenleme müdahaleleri açısından temel bir etkendir.

8.3.3 PİYASA AYRIŞIMININ ETKİLERİ

Piyasa ayrışımının uygulanması halinde aşağıda belirtilen çıktılar değerlendirilmelidir:

a) Bölgesel düzeyde farklı toptan fiyatlarının belirlenmesi, talep tarafında farklı fiyatlar oluşmasına sebep olabilir. Tüketiciler, bölgesel düzeyde formüle edilen fiyatları veya talep tarafında geçerli olan SMF’yi öder (Örneğin İtalya’da uygulanan PUN); ilgili meblağ, arz tarafındaki bölgesel SMF’nin ağırlıklı ortalaması üzerinden hesaplanır. Bu durumda fiyat değişimindeki talep esnekliği değerlendirilemez ve farklı fiyatlar yalnızca üretim birimlerinin gelirlerini etkiler. Yeni iletim altyapısını finanse etmek için kısıt ücreti alınamaz.

b) Önümüzdeki 10 ila 15 yıl içerisinde sisteme eklenmesi beklenen yeni üretim birimlerinin (katı yakıtlar veya YEK) düşük fiyatlı bölgelerde kurulması beklenmektedir. Bunun sebebi, üretim birimlerinin aşırı düzeyde kapasiteye sahip olması ve iletim kapasitesinin enerjiyi talebin ve fiyatların yüksek olduğu alanlara taşıma becerisinin kısıtlı olmasıdır. Düşük fiyatlar, yeni üretim kapasitelerine ilişkin iş kararları üzerinde olumsuz bir etkiye sahip olabilir. Diğer taraftan “fiyatların yüksek olduğu” bir alanda kurulacak yeni üretim kapasitesi doğal gaza bağlı olabilir, bu da ithal yakıtlara olan bağımlılığın azaltılması hedefine ters düşmektedir.

c) Önemli sorunların yaşandığı ve önemli değişikliklerin olduğu bir sistemde teklif bölgelerinin konfigüre edilmesi için sürekli inceleme yapılması gerekebilir. Bununla birlikte, iş kararlarını kısa vadeli bir bakış açısıyla alan piyasa oyuncularının Türk Sisteminde beklenen önemli değişikliklere ilişkin görüşleri dikkate alınmayacaktır. Fiyatların yüksek olduğu alanlarda bulunan birimler, iletim sistemindeki kısıtların

51

çözülmesine ilişkin projelere sıcak bakmayacaktır, çünkü projeler gerçekleştirildiğinde fiyatlar düşecektir.

8.4 İTALYA VAKASI

İtalya, bölgesel fiyatlandırma mekanizmasını uygulayan toptan piyasalar arasından göze çarpan bir örnektir. İskandinavya ülkeleri ve Danimarka gibi diğer örneklerde piyasa ayrışımı yaklaşımına başvurulmasının sebebi tamamen teknik sorunlar olup, bu sorunların çözülmesi için iletim varlıklarına hiçbir şekilde ekonomik olmayan büyük ölçekli yatırımların yapılması gerekmektedir.

İtalya’da, seçilen piyasa tasarımına ve elektrik sektörünün kurumsal ve kooperatif dönüşümü için atılan adımlara ilişkin olarak alınan bir dizi karar, piyasa ayrışımı mekanizmasının uygulanmasına da yol açmıştır.

İtalya’da 2000’li yılların başında seçilen piyasa tasarımı havuz modeli olup, buna göre yalnızca arz ve talep hacimleri eşleştirilmekle kalmamış, aynı zamanda enjeksiyon ve çekiş programları da gün öncesi piyasası esnasında hazırlanmıştır. İtalyan Hükumetinin, görevlendirilen kurumun (ENEL) üretim içerisindeki payını toplam hacmin %50’sinin altına çekmek amacıyla aldığı üretim altyapısını büyük ölçekte elden çıkarma kararı incelenirken, piyasanın kendine özgü tasarımı da göz önünde bulundurulmalıdır.

Söz konusu elden çıkarma planı 2 ila 3 yıl (1999-2002) içerisinde tamamlandıktan sonra, görevlendirilen kurumun piyasa gücünü ve stratejik davranış potansiyelini kullanma becerisi tartışma konusu olmuş, elden çıkarılan altyapının çalışabilirliği tehlike altına girmiştir.

Alınan bir dizi düzenleyici tedbirin ardından gün öncesi piyasası çift taraflı anlaşmalara izin verilen gönüllü bir havuz haline gelmiştir. Gün öncesi piyasası, birden fazla teklif bölgesine ayrılan piyasa ayrışımı sistemine (örtük açık artırma modeli) dayanmakta olup; iletim hatlarındaki fiziksel kısıtlamalar (diğer adıyla “yapısal kısıtlar”) sebebiyle bölgeler arasındaki tahsis işlemlerine ilişkin fiziksel kısıtlamalar ortaya çıkabilir. Gün öncesi piyasası Şekil 3 içerisinde kısaca açıklanmaktadır.

Piyasa ayrışımı mekanizması uygulanarak, gün öncesi piyasası dengelenmekte ve denge fiyatları hesaplanmaktadır. İtalya sınırlarının Fransa ve Avusturya ile başarılı bir şekilde birleştirilmesi sonrasında bu algoritma kullanılarak iki farklı fiyat hesaplanmaktadır. Buna göre civarda bulunan üreticiler, ithalatçılar ve ihracatçılar bölgesel fiyatlar üzerinden ücret belirlerken, ulusal coğrafi bölgelerin herhangi birinde bulunan tüm alıcılar, bölgesel tüketim üzerinden hesaplanan bölgesel satış fiyatlarının ortalamasını temsil eden tek bir satın alma fiyatı üzerinden (PUN) ücretlendirilmektedir. Üreticilere bölgesel fiyatlar üzerinden ödeme yapılmaktadır.

Şekil 3: İtalya’nın gün öncesi piyasa işleyişi

52

Kaynak: GME, 2010

Bölgesel konfigürasyon, Düzenleyici Otorite tarafından onaylanan yöntem kullanılarak İSO’lar (TERNA) tarafından tanımlanmakta olup, İSO’nun yapısal iletim kısıtlarını göz önünde bulundurarak İtalya içerisindeki akışları yönetme şekli ile ilgilidir.

İtalyan sınırlarının 2015 yılında Fransa, Avusturya ve Slovenya ile birleştirilmesi ve denizaltından geçen bir kablo aracılığıyla Malta’ya bağlanması ardından sistem 6 ulusal coğrafi bölgeye, 11 komşu ülke bölgesine (sınır) ve bir dizi sanal ulusal bölgeye ayrılmıştır (kurulu üretim kapasitesine kıyasla daha düşük bir kapasiteye sahip olan şebekeyle bağlantı kuran belirli üretim birimleri).

8.5 DEĞERLENDİRİLECEK TEMEL KONULAR

Değerlendirilecek temel konular şu şekilde sıralanabilir:

A) Piyasa ayrışımı, başta yenilenebilir enerji kaynakları olmak üzere, İletim Sistemindeki yeni kapasitenin entegrasyonu için gerekli olan gelişmeleri geciktirir mi? İtalya’daki piyasa ayrışımı rejimi, iletim kapasitesi için gerekli olan yatırımlarda önemli gecikmelere sebep olmuştur.

B) Piyasa ayrışımından kim faydalanacak? Tüm tüketiciler tarafından ülke genelinde formüle edilen bir fiyat ödenirse, yalnızca birimlerin karı etkilenir.

C) Yeniden dağıtım maliyetlerinin seviyesi, iletim sistemi yatırımları için gerekli olan sermaye ile kıyaslanabilir mi? YEK’lerin sisteme eklenmesi sürecinde yeniden dağıtım maliyetlerinin nasıl değişmesi bekleniyor?

Teklif bölgelerinin konfigürasyonu esnasında aşağıda belirtilenler dikkate alınmalıdır:

a. Yeniden dağıtım maliyetinin hesaplanması, farklı bölgelerin fiyatları arasındaki olası farklar ve gün öncesi piyasasındaki olası dağıtım kısıtları da dahil olmak üzere mevcut şebeke kullanımının artışı

b. Teklif bölgesi sayısının artması piyasaları küçülttüğü ve katılımcıların risk azaltıcı işlem fırsatlarını azalttığı için piyasa likiditesi üzerindeki etki

c. Bölge konfigürasyonu yatırım kararını nasıl etkileyebilir? Fiyat sinyali, bölge konfigürasyonundaki değişikliklere karşı ne kadar hassas?

d. Likiditenin azalması, piyasa gücü ile ilgili bir endişe doğurur mu? Yeniden dağıtım talimatları ile ilgili özel hususlar var mı?

e. Bölgesel fiyatların, enterkonneksiyon kapasitesinin kullanımı üzerinde önemli bir etkisi var mı? Kısıt karı, iletim kapasitelerine yapılacak yatırımları teşvik etmeye yeter mi?