Bilindiği gibi Aralık 2011’den beri Gün
Öncesi Planlama şeklinde yürütülen gün öncesindeki dengeleme işlemleri artık
Gün Öncesi Piyasası (GÖP) olarak yürütülüyor. Gerçek zamandaki dengeleme
işlemleri ise daha önceden de olduğu gibi Dengeleme Güç Piyasası adı altında
işletiliyor. Bu değişim ve sonrasında piyasanın derinleşmesi adına önemli
gelişmeler sağlandı. Örneğin artık GÖP’e katılım isteğe bağlı, destek
kapsamındaki yenilenebilir enerji portföyü piyasa tabanlı bir model ile
(Yekdem) toptan satış piyasasına entegre olmuş durumda, gerçek zamanda ortaya
çıkan dengesizlikle için oyuncuları yönlendirici (bir anlamda zorlayıcı)
nitelikte bir ikili fiyat uygulaması yürürlükte, vs. Tüm bu gelişmelerle
birlikte daha önce görülmeyen ilginç durumlarla da karşılaşılıyor. Bu
kapsamdaki muhtemelen en dikkat çekici gelişme son dönemde gerçekleşmiş olması
bakımından GÖP’de ve DGP’te fiyatların “0” TL/MWh çıkmasıdır. Aşağıdaki tabloda
görüldüğü üzere 18 Haziran ile 1, 2, 8 ve 15 Temmuz tarihlerinde DGP’deki
sistem marjinal fiyatı (SMF) ve/veya GÖP’teki piyasa takas fiyatı (PTF) sıfır
çıkmıştır.
Tarih ve Saat
|
Tüketim (MW)
|
Yük Tahmini (MW)
|
İkili Anlaşma (MW)
|
KGÜP (MW)
|
PTF (TL/MWh)
|
SMF (TL/MWh)
|
18 Haziran 2012 5:00
|
20702
|
20.600
|
20.886
|
19.546
|
0
|
0
|
18 Haziran 2012 6:00
|
20691
|
20.800
|
20.960
|
19.584
|
0
|
0
|
1 Temmuz 2012 5:00
|
21505
|
21.400
|
19.223
|
19.609
|
0
|
0
|
1 Temmuz 2012 6:00
|
20812
|
21.000
|
19.316
|
19.553
|
0
|
0
|
1 Temmuz 2012 7:00
|
21504
|
21.800
|
19.337
|
19.627
|
0
|
0
|
2 Temmuz 2012 4:00
|
22160
|
21.400
|
19.395
|
19.665
|
0
|
0
|
2 Temmuz 2012 5:00
|
21366
|
20.700
|
19.371
|
19.621
|
0
|
0
|
2 Temmuz 2012 6:00
|
21428
|
20.700
|
19.492
|
19.714
|
0
|
0
|
8 Temmuz 2012 6:00
|
21852
|
21.000
|
18.865
|
19.376
|
0
|
0
|
15 Temmuz 2012 6:00
|
22751
|
22.900
|
19.286
|
19.753
|
0
|
120
|
Tablo 1: 0 TL/MWh çıkan PTF’ler ve SMF’ler
Peki, yaz aylarında görülen talep ve fiyat artışına rağmen neden bu tablo ile karşılaşıldı?
Gün Öncesi Piyasası
Şekil 1’de görüldüğü üzere, PTF’nin 0 çıktığı saatler, Milli Yük Tevzi Merkezi’nin (MYTM) yaptığı ve GÖP teklifleri alınmadan açıklanan yük tahmin planının (YTP) gün içerisindeki en düşük değerde olduğu saatlerdir. GÖP’deki fiyat (PTF) arz eğrisinin tüketim eğrisini kestiği noktada oluşmaktadır ve sistem kısıtları bir dönem olduğu gibi GÖP’te dikkate alınmamaktadır. Dolayısıyla, PTF’nin ilgili saatlerde sıfır çıkmasının nedeni düşen talebe karşılık arzın talebin üzerinde kalmasıdır. Şekil 2’ye bakılacak olursa durum daha iyi anlaşılacaktır. Burada görüldüğü gibi fiyatın 18 Haziran’da sıfır çıktığı saatlerde YTP ikili anlaşmalardan düşüktür. Yani piyasa katılımcıları önceden bildikleri YTP’ye rağmen sisteme fazla ikili anlaşma bildiriminde bulunmuşlardır. Bu durumun yarattığı fazla arz da, doğrudan sıfır fiyatlı üretim teklifi anlamına teklifine geldiğinden fiyat sıfır çıkmıştır. Bu noktada haliyle gözler, gerçek tüketim profiline uyumlaştırılmada sıkıntı yaşanan ikili anlaşmalara, yani mevcut sözleşmeler kapsamındakiler ve kamuya ait santraller ile yapılan sözleşmelere ve bu sözleşmeler neticesinde iyi yapılamayan portföy yönetimine çevrilmektedir. Bununla birlikte talep tarafındaki tüketim beklentilerinin de gerçekleşen değerlerden sapmakta olduğunu ve bunun da GÖP’te arz fazlası durumunu ortaya çıkardığını söyleyebiliriz. DGP’ye sunulan kesinleşmiş günlük üretim planlarının (KGÜP) GÖP’teki dengelemenin bir sonucu olması ve fiyatların 0 çıktığı saatlerin gösterildiği Tablo 1’de de görüldüğü üzere üretim planının YTP’nin altında kalması, bir anlamda dengelemeye esas tüketim miktarının belirlenmesindeki sapmalara işaret etmektedir.
Diğer taraftan PTF’nin sıfır çıktığı Temmuz’da durum farklıdır çünkü ilgili saatlerde ikili anlaşma bildirimi toplamı YTP’den bariz şekilde düşüktür. Öyle ki aradaki fark 15 Temmuz’da 3.614 MW olmasına rağmen PTF yine de 0 çıkmıştır. Burada bir önceki açıklamada yer alan ikili anlaşmaların payı vardır ama resmi asıl tamamlayacak olan, yüksek maliyetler nedeniyle dur-kalk yapmak istemeyen termik santrallerinin fiyat alıcı (price taker) olma yönünde teklifler sunmaları veya blok teklifler tanımlamaları ve herhangi bir dengesizlik riski taşımayan Yekdem portföyü de dahil olmak üzere yenilenebilir enerjiye dayalı üretim tesislerinin (özellikle rüzgar ve nehir tipi hidrolik) GÖP’te uzlaştırmaya girebilmek için verdikleri teklifler olacaktır.
Şekil 1’de görüldüğü üzere, PTF’nin 0 çıktığı saatler, Milli Yük Tevzi Merkezi’nin (MYTM) yaptığı ve GÖP teklifleri alınmadan açıklanan yük tahmin planının (YTP) gün içerisindeki en düşük değerde olduğu saatlerdir. GÖP’deki fiyat (PTF) arz eğrisinin tüketim eğrisini kestiği noktada oluşmaktadır ve sistem kısıtları bir dönem olduğu gibi GÖP’te dikkate alınmamaktadır. Dolayısıyla, PTF’nin ilgili saatlerde sıfır çıkmasının nedeni düşen talebe karşılık arzın talebin üzerinde kalmasıdır. Şekil 2’ye bakılacak olursa durum daha iyi anlaşılacaktır. Burada görüldüğü gibi fiyatın 18 Haziran’da sıfır çıktığı saatlerde YTP ikili anlaşmalardan düşüktür. Yani piyasa katılımcıları önceden bildikleri YTP’ye rağmen sisteme fazla ikili anlaşma bildiriminde bulunmuşlardır. Bu durumun yarattığı fazla arz da, doğrudan sıfır fiyatlı üretim teklifi anlamına teklifine geldiğinden fiyat sıfır çıkmıştır. Bu noktada haliyle gözler, gerçek tüketim profiline uyumlaştırılmada sıkıntı yaşanan ikili anlaşmalara, yani mevcut sözleşmeler kapsamındakiler ve kamuya ait santraller ile yapılan sözleşmelere ve bu sözleşmeler neticesinde iyi yapılamayan portföy yönetimine çevrilmektedir. Bununla birlikte talep tarafındaki tüketim beklentilerinin de gerçekleşen değerlerden sapmakta olduğunu ve bunun da GÖP’te arz fazlası durumunu ortaya çıkardığını söyleyebiliriz. DGP’ye sunulan kesinleşmiş günlük üretim planlarının (KGÜP) GÖP’teki dengelemenin bir sonucu olması ve fiyatların 0 çıktığı saatlerin gösterildiği Tablo 1’de de görüldüğü üzere üretim planının YTP’nin altında kalması, bir anlamda dengelemeye esas tüketim miktarının belirlenmesindeki sapmalara işaret etmektedir.
Diğer taraftan PTF’nin sıfır çıktığı Temmuz’da durum farklıdır çünkü ilgili saatlerde ikili anlaşma bildirimi toplamı YTP’den bariz şekilde düşüktür. Öyle ki aradaki fark 15 Temmuz’da 3.614 MW olmasına rağmen PTF yine de 0 çıkmıştır. Burada bir önceki açıklamada yer alan ikili anlaşmaların payı vardır ama resmi asıl tamamlayacak olan, yüksek maliyetler nedeniyle dur-kalk yapmak istemeyen termik santrallerinin fiyat alıcı (price taker) olma yönünde teklifler sunmaları veya blok teklifler tanımlamaları ve herhangi bir dengesizlik riski taşımayan Yekdem portföyü de dahil olmak üzere yenilenebilir enerjiye dayalı üretim tesislerinin (özellikle rüzgar ve nehir tipi hidrolik) GÖP’te uzlaştırmaya girebilmek için verdikleri teklifler olacaktır.
Dengeleme Güç Piyasası
GÖP’te PTF’lerin sıfır çıktığı saatler için DGP’de de (15 Temmuz hariç) fiyatlar sıfır olarak gerçekleşmiştir. PTF 0 iken SMF’nin de öyle olacağı düşünülebilir ama durum aslında çok farlıdır. Zira SMF belirlenirken tüm kısıtlar dikkate alınmaktadır ve 0 etiket değerine sahip talimatlar ile birlikte 1 kodlu ve 2 kodlu talimatlar da devreye girmektedir. Fiyat hesaplanırken ise verilen talimatların net hacmine bakılmakta ve bu hacme denk gelen fiyat teklifi ne ise SMF o değerde belirlenmektedir. Tabi bu dengeleme işlemi yapılmadan önce piyasa katılımcılarının KGÜP'lerini gün öncesinde sunduklarını ve bu KGÜP’lerin DGP’deki fiyat oluşumu bakımından bir anlamda 0 fiyatlı arz anlamına geldiğini dikkate almakta fayda var. Dolayısıyla, sistemin eğer KGÜP’ler ilgili saatler için gerçekleşen tüketimden, fazla ise (yani enerji fazlası durumunda) yük atma yönünde düşük ise (yani enerji açığı durumunda) yük alma yönünde çalışması ve fiyatın bu çerçevede belirlenmesi beklenir.
DGP’ye sunulan KGÜP ve gerçekleşen tüketim (GT) arasındaki fark ile SMF’lerin gösterildiği Şekil 3’e bakıldığında ilginç bir tablo karşımıza çıkmaktadır: SMF’nin sıfır çıktığı saatlerde en düşük 1.000 MW en yüksek ise 2.500 MW civarında arz açığı söz konusudur. Yani normalde sistemin yük alma yönünde çalışması ve bu nedenle SMF’nin 0’dan büyük olması (çünkü DGP’ye teklif sunulurken yük alma yönündekilerin PTF’den büyük veya eşit, yük atma yönündekilerin ise PTF’ye eşit ve ya küçük olması gerekmektedir) beklenirdi. Ancak sistem böyle işlememiştir. PTF’nin 0 çıktığı saatler için DGP’deki net talimat hacimlerine bakıldığında, sistemin 2.200 MW’a varan miktarlarda (1 Temmuz) yük atma yönünde çalıştığı görülmektedir. Şekil 3’e göre söz konusu saatte 1.250 MW civarında arz açığı olduğuna göre bu saatte 3.450 MW civarında KGÜP fazlası üretim söz konusudur. Diğer bir ifadeyle piyasa katılımcıları sistemdeki enerji açığını görüp çıkacak SMF’ye razı olarak fazla üretim yapmışlar ancak bu şekildeki toplam üretim miktarı ihtiyacın üzerinde kaldığı için üretilen elektrik bedelsiz olarak satılmıştır.
Diğer taraftan 15 Temmuz’da daha farklı bir tablo ortaya çıkmıştır. Şekil 3’te görüldğü üzere PTF’nin 0 çıktığı saatte DGP’de 3.000 MW civarında enerji açığı olması beklenmektedir, yani fiyatın PTF’den farklı çıkması muhtemeldir. Diğer taraftan Şekil 4’e bakıldığında sistem net 6 MW yük atma yönünde çalışmıştır. Bunun anlamı ise fiyatın PTF’ye eşit ve “0” çıkması gerektiğidir ama fiyat SMF 120 TL/MWh çıkmıştır. Peki fiyat neden? Bu sorunun cevabı şudur: SMF’nin hesaplanması, yerine getirilemeyen talimatların katılımcılar tarafından bildirilmesinden ve böylelikle sistemin “gerçek" yönünün belirlenmesinden sonra ortaya çıkan net talimat hacminin belirlenmesinden sonra yapılmaktadır. Her ne kadar çalışmaya konu verilerin alındığı PMUM’un günlük rapor ekranında net talimat hacmi 6 MW yük atma olarak görülse de yerine getirilemeyen talimatlar nedeniyle verilen ilave talimatlar dikkate alındığında sistem aslında “60 MW” civarında yük alma yönünde çalışmıştır ve 120 TL/MWh bu hacme denk gelen fiyattır. Burada, rapordaki verilerin fiyat oluşumunu açıklayacak şekilde sunulması hususunun altını çizmekte fayda var.
GÖP’te PTF’lerin sıfır çıktığı saatler için DGP’de de (15 Temmuz hariç) fiyatlar sıfır olarak gerçekleşmiştir. PTF 0 iken SMF’nin de öyle olacağı düşünülebilir ama durum aslında çok farlıdır. Zira SMF belirlenirken tüm kısıtlar dikkate alınmaktadır ve 0 etiket değerine sahip talimatlar ile birlikte 1 kodlu ve 2 kodlu talimatlar da devreye girmektedir. Fiyat hesaplanırken ise verilen talimatların net hacmine bakılmakta ve bu hacme denk gelen fiyat teklifi ne ise SMF o değerde belirlenmektedir. Tabi bu dengeleme işlemi yapılmadan önce piyasa katılımcılarının KGÜP'lerini gün öncesinde sunduklarını ve bu KGÜP’lerin DGP’deki fiyat oluşumu bakımından bir anlamda 0 fiyatlı arz anlamına geldiğini dikkate almakta fayda var. Dolayısıyla, sistemin eğer KGÜP’ler ilgili saatler için gerçekleşen tüketimden, fazla ise (yani enerji fazlası durumunda) yük atma yönünde düşük ise (yani enerji açığı durumunda) yük alma yönünde çalışması ve fiyatın bu çerçevede belirlenmesi beklenir.
DGP’ye sunulan KGÜP ve gerçekleşen tüketim (GT) arasındaki fark ile SMF’lerin gösterildiği Şekil 3’e bakıldığında ilginç bir tablo karşımıza çıkmaktadır: SMF’nin sıfır çıktığı saatlerde en düşük 1.000 MW en yüksek ise 2.500 MW civarında arz açığı söz konusudur. Yani normalde sistemin yük alma yönünde çalışması ve bu nedenle SMF’nin 0’dan büyük olması (çünkü DGP’ye teklif sunulurken yük alma yönündekilerin PTF’den büyük veya eşit, yük atma yönündekilerin ise PTF’ye eşit ve ya küçük olması gerekmektedir) beklenirdi. Ancak sistem böyle işlememiştir. PTF’nin 0 çıktığı saatler için DGP’deki net talimat hacimlerine bakıldığında, sistemin 2.200 MW’a varan miktarlarda (1 Temmuz) yük atma yönünde çalıştığı görülmektedir. Şekil 3’e göre söz konusu saatte 1.250 MW civarında arz açığı olduğuna göre bu saatte 3.450 MW civarında KGÜP fazlası üretim söz konusudur. Diğer bir ifadeyle piyasa katılımcıları sistemdeki enerji açığını görüp çıkacak SMF’ye razı olarak fazla üretim yapmışlar ancak bu şekildeki toplam üretim miktarı ihtiyacın üzerinde kaldığı için üretilen elektrik bedelsiz olarak satılmıştır.
Diğer taraftan 15 Temmuz’da daha farklı bir tablo ortaya çıkmıştır. Şekil 3’te görüldğü üzere PTF’nin 0 çıktığı saatte DGP’de 3.000 MW civarında enerji açığı olması beklenmektedir, yani fiyatın PTF’den farklı çıkması muhtemeldir. Diğer taraftan Şekil 4’e bakıldığında sistem net 6 MW yük atma yönünde çalışmıştır. Bunun anlamı ise fiyatın PTF’ye eşit ve “0” çıkması gerektiğidir ama fiyat SMF 120 TL/MWh çıkmıştır. Peki fiyat neden? Bu sorunun cevabı şudur: SMF’nin hesaplanması, yerine getirilemeyen talimatların katılımcılar tarafından bildirilmesinden ve böylelikle sistemin “gerçek" yönünün belirlenmesinden sonra ortaya çıkan net talimat hacminin belirlenmesinden sonra yapılmaktadır. Her ne kadar çalışmaya konu verilerin alındığı PMUM’un günlük rapor ekranında net talimat hacmi 6 MW yük atma olarak görülse de yerine getirilemeyen talimatlar nedeniyle verilen ilave talimatlar dikkate alındığında sistem aslında “60 MW” civarında yük alma yönünde çalışmıştır ve 120 TL/MWh bu hacme denk gelen fiyattır. Burada, rapordaki verilerin fiyat oluşumunu açıklayacak şekilde sunulması hususunun altını çizmekte fayda var.
Fiyatların sıfır
çıkması kötü mü? Öyleyse, ne yapmalı?
Genel olarak bakıldığında fiyatın herhangi bir saatte 0 çıkması tüketiciler açısından maliyeti düşürücü yönde bir etki yapmaktadır ve olumlu olarak değerlendirilebilir. Ancak madalyonun diğer tarafı biraz karamsar bir tablo çizmektedir: Örneğin, mevcut sözleşmeler kapsamında ve kamu santralleri tarafından yapılan ve gerçek tüketim profiline uymayan ikili anlaşmaların sistem üzerindeki bozucu etkisi göze çarpmaktadır. Bu durumun iki yönü var. Birincisi, sistemde enerji fazlası olduğunda sözleşmeye bağlı olarak ödenen bedele karşılık tüketilemeyen enerji toptan satış piyasasında maliyetinin altında satılmaktadır (dengesizliklere uygulanan fiyat nedeniyle). Aslında tüketiciler açısından pek değişen bir şey yoktur çünkü bedava alınan enerjinin bedeli dolaylı şekilde tarifelerine yansımaktadır. İkincisi ise, sistemde enerji açığı olduğunda bu ikili anlaşmalar kullanılarak üretim artışı yapılabilecekken dengesizliğin toptan satış piyasası üzerinden giderilmesiyle nihai enerji maliyetinin artıyor olması söz konusudur. Dolayısıyla bu anlaşmaların gerçekleşmelere uygun şekilde gözden geçirilmesi gerekmektedir.
Genel olarak bakıldığında fiyatın herhangi bir saatte 0 çıkması tüketiciler açısından maliyeti düşürücü yönde bir etki yapmaktadır ve olumlu olarak değerlendirilebilir. Ancak madalyonun diğer tarafı biraz karamsar bir tablo çizmektedir: Örneğin, mevcut sözleşmeler kapsamında ve kamu santralleri tarafından yapılan ve gerçek tüketim profiline uymayan ikili anlaşmaların sistem üzerindeki bozucu etkisi göze çarpmaktadır. Bu durumun iki yönü var. Birincisi, sistemde enerji fazlası olduğunda sözleşmeye bağlı olarak ödenen bedele karşılık tüketilemeyen enerji toptan satış piyasasında maliyetinin altında satılmaktadır (dengesizliklere uygulanan fiyat nedeniyle). Aslında tüketiciler açısından pek değişen bir şey yoktur çünkü bedava alınan enerjinin bedeli dolaylı şekilde tarifelerine yansımaktadır. İkincisi ise, sistemde enerji açığı olduğunda bu ikili anlaşmalar kullanılarak üretim artışı yapılabilecekken dengesizliğin toptan satış piyasası üzerinden giderilmesiyle nihai enerji maliyetinin artıyor olması söz konusudur. Dolayısıyla bu anlaşmaların gerçekleşmelere uygun şekilde gözden geçirilmesi gerekmektedir.
Diğer
taraftan, planlı olmayan arz fazlası nedeniyle DGP’de fiyatın sıfır çıktığı
saatlerde sistem işletmecisinin vermek zorunda kaldığı yüksek hacimli yük atma
talimatları pek de sürdürülebilir değildir. Örneğin 1 Temmuz’da sistem net
hacim olarak 2.200 MW civarında yük atma yönünde çalışırken halen devam eden
pozitif yönlü dengesizliğe rağmen verilecek yük atma teklifi kalmadığından sistem
güvenliği riske girmiştir. Üstelik, önümüzdeki yıllarda sistemimize yüksek
miktarda yönetilmesi güç olan yenilenebilir enerji kaynakları dahil olacağından
yaşanan sıkıntı aslında sadece bir ön göstergedir. Yenilenebilir enerjiden daha
fazla faydalanmak istediğimize göre yapılması gereken piyasadaki oyuncuları
portföy optimizasyonu için teşvik ederken DGP’de daha düşük bir hacmin
dengelenmesini sağlamaktadır. Bu noktada gün içi piyasasının (intra-day market)
önemli bir katkı sağlayacağını söyleyebiliriz. Ayrıca, rüzgar santralleri başta
olmak üzere kesikli enerji kaynaklarına dayalı tesislerin dengeleme birimi
(dispatchable) yapılabilmesine yönelik çalışmaları yakından izlemek gerekiyor.
Son olarak değinmekte fayda olan diğer bir konu da arz kaynaklarının
çeşitlendirilmesi için atılan adımlar. Bilindiği üzere halihazırda bir nükleer
santral için sözleşme yapıldı ve ikincisi için de çalışmalar sürüyor. Ayrıca
dışa bağımlılığı azaltmak için yerli kömürle çalışacak santrallerin teşviki ön
plana çıkıyor. Bu türdeki tesislerin teknik özellikleri gereği baz yük
santralleri olarak çalıştıkları ve fiyatlar açısından bir anlamda sıfır bedelli
arz teklifi anlamına geldikleri dikkate alındığında ortaya sağlıklı bir
arz-talep planlaması ile sistemin yönetilebilir olduğundan emin olunması için
gerekli adımların atılması gerekiyor. Bu noktada ayrıca tüketim tarafında daha
dinamik bir yapıya geçerek rekabetin artırılması ve hem sistem işletimi hem de
piyasadaki oyuncular için daha esnek bir hareket alanının sağlanmasının
(örneğin talep tarafının piyasaya etkin katılımı) önemini vurgulamakta fayda
var.
Kaynakça
2- TEİAŞ Yük Tevzi Dairesi Başkanlığı İşletme
Faaliyetleri Raporları
3- Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma
Yönetmeliği
4- Dengeleme Güç Piyasası Kapsamında Etiket
Değerlerinin Belirlenmesi ve Sistem Marjinal Fiyatının Hesaplanması Prosedürü
Hiç yorum yok:
Yorum Gönder