Gün Öncesi Elektrik Piyasası ve Bölgesel Fiyatlandırma (Piyasa Ayrışımı)

Ağustos 2006 tarihinden beri uygulanmakta olan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin (G-DUY) yerini alan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği (N-DUY) 01/12/2009 tarihinden bu yana yürürlüktedir. G-DUY’a göre çok daha gelişmiş bir piyasa yapısı öngören N-DUY ile dengeleme piyasasının temel olarak gün öncesi ve gerçek zamanlı olmak üzere iki alt piyasadan oluşması öngörülmüştür. Bu sayede, elektrik sisteminin dengeleme işlemleri büyük ölçüde gün öncesi piyasasında yapılmakta, gün içerisinde oluşabilecek dengesizlikler için ise dengeleme güç piyasası işletilmektedir. Esasen “gün öncesi piyasası” ismi Aralık 2011 tarihinde işletilmeye başlanacak olan ve katılımın zorunlu olmadığı, talep tarafı yönetimine imkan tanıyan ve piyasa ayrışımı ya da diğer bir adıyla bölgesel fiyatlandırmaya imkan uygulanacağı piyasanın resmi adıdır. Halihazırda gün öncesinde işletilmekte olan ve görece daha basit bir yapıya denk gelen piyasaya ise “gün öncesi planlama” adı verilmektedir.

Genel olarak bakıldığında gün öncesi piyasa ile planlamanın işleyişi büyük ölçüde aynıdır. Aralarındaki belki de en büyük farklılık gün öncesi piyasası ile birlikte uygulanması planlanan piyasa ayrışımıdır (bölgesel fiyatlandırma). Piyasa ayrışımının, her ne kadar piyasanın devreye girmesine paralel şekilde uygulanması söz konusu olmasa da, önümüzdeki dönemde yoğun şekilde tartışılacağı açıktır. 

Piyasa ayrışımı (market splitting), şebekenin farklı bölgelerinde farklı elektrik fiyatlarının oluşması sonucunu ortaya çıkarır. Şebeke, önceden belirlenmiş bir şekilde, birden fazla bölgeden oluşur ve bu bölgelerin her biri ayrı bir piyasa gibi değerlendirilir. Eğer bölgeler arasında herhangi bir kısıt söz konusu değilse, yani elektrik enerjisinin ticaretinde herhangi bir kapasite sınırlaması ile karşılaşılmıyorsa sistemde tek bir elektrik fiyatı oluşur. Bölgeler arasında bir kısıt olması durumunda ise, her bir bölgeye bir piyasa gibi davranılır ve işlemler ona göre yürütülür. Şimdi bunu iki bölgeli bir örnek üzerinde açıklayalım.

Sistemin, iki bölge arasındaki iletim hattının kapasitesinin yeterli gelmeyerek kısıtın oluştuğu durumlarda olmak üzere A ve B bölgeleri olarak iki ayrı bölge şeklinde yapılandırıldığını ve A ve B bölgeleri arasındaki iletim hattının maksimum kapasitesinin Şekil 1'de üstte gösterildiği gibi olduğunu varsayalım. A bölgesinde daha düşük maliyetle üretim yapan tesisler (örn. HES’ler) varken, tüketimin büyük bir kısmı B bölgesinde gerçekleşiyor olsun. A ve B bölgelerindeki elektrik enerjisi arz ve talep miktarlarını da sırasıyla G ve D alt sembolleriyle gösterelim (solda). Eğer bölgeler arasındaki hatta herhangi bir enerji akışı olmazsa, yani ticaret söz konusu değilse, elektrik enerjisinin A bölgesindeki (ortada, düz çizgili) fiyatı Fa’nın altında, B bölgesindeki (sağda, düz çizgili) fiyatı ise Fb’nin üzerinde olacaktır. Şimdi, bölgeler arasında ticaretin olduğunu ancak herhangi bir iletim kısıtının yaşanmadığını varsayalım, bu durumda sistemde oluşan ortak fiyat, toplam arz ve talebin dengelendiği Fu noktasında oluşur (solda).

 

Şekil 2: Piyasa ayrışımı (bölgesel fiyatlandırma)[1]

Bölgeler arasındaki ticaret nedeniyle aradaki hattın kapasitesinin aşılacak olması halinde ise piyasa ayrışımı gerçekleşecektir. Piyasa işletmecisi bu durumda, hattın kapasitesini maksimum oranda kullanarak A bölgesinden düşük maliyetli elektrik enerjisi satın alır ve elektriğin daha pahalı olduğu B bölgesinde satar. Böylelikle, A bölgesindeki elektrik enerjisi talep eğrisi (ortada) ve  B bölgesindeki elektrik enerjisi arz eğrisi (sağda) kayar. Gerçekleşen kaymanın miktarı, bölgeler arasındaki iletim hattının kapasitesi kadardır. Sonuç olarak, elektrik enerjisinin A bölgesindeki fiyatı Fa'ya yükselirken, B bölgesindeki fiyatı Fb’ye düşmüş olur. Piyasa işletmecisinin elektrik enerjisini düşük fiyatlı bölgeden satın alıp yüksek fiyatlı bölgede satması işlemine “arbitraj ticareti” denir. Bu ticaret neticesinde ortaya çıkan gelir aslında “kısıt getirisi”dir ve yaşanan kısıtları gidermek için şebekeye yatırım yapmak amacıyla kullanılabilir veya sistem kullanıcıları arasında paylaştırılabilir. Bu metodun uygulandığı piyasalarda, fiyatlardaki dalgalanma riskinin çeşitli araçlarla hedge edilmesi mümkündür. Bu anlatımdaki ifadeleri N-DUY’daki karşılıkları ile belirtecek olursak; Fu Kısıtsız Piyasa Takas Fiyatına (KPTF), Fa ve Fb ise her bir teklif bölgesi için Nihai Piyasa Takas Fiyatına (NPTF) denk gelmektedir.

Her ne kadar piyasa ayrışımı kapsamında elektrik enerjisinin piyasa işletmecisi tarafından bir bölgede alınıp diğer bölgede satıldığı ifadelerine yer verilse de böyle bir zorunluluk yoktur. Bunun yerine, herhangi bir alım satım yapılmadan, A bölgesinde üretilen elektriğin maksimum kapasite kullanılarak B bölgesine aktarılabilmesine dayalı bir dengeleme yapılarak her bir piyasanın kendi içinde dengelenmesi ve piyasa fiyatlarının yukarıda daha önce belirtildiği gibi yine ayrı ayrı oluşması sağlanabilir. Nitekim genel kabul gören yöntem de budur. Diğer taraftan, başlangıçta bir bütün olan piyasayı alt parçalara ayırmanın aksine birden fazla piyasayı aradaki enterkoneksiyonlar ile birbirine bağlamanın söz konusu olduğu durumlarda,  piyasa ayrışımı ile aynı süreç işletiliyor olmasına rağmen, yapılan uygulama piyasa bağlama (market coupling) olarak adlandırılmaktadır.

Piyasa ayrışımı, piyasa katılımcılarının elektrik enerjisi ticaretinde bulunabilmek için tek yapmaları gereken bulundukları bölge için fiyat teklifi vermek olduğundan, serbest piyasanın işleyişi açısından gayet kullanışlı bir yöntemdir. Bununla birlikte, piyasa ayrışımına konu her bir bölgede veya bu bölgeleri kontrol edebilen bir tek gelişmiş piyasa işletimine ihtiyaç duyulduğundan çok büyük şebekeler için (örn. Avrupa’daki iletim şebekesi) uygulamada bazı zorluklar yaşanabilir. Fakat yine de, Nordpool’da (özellikle Norveç’in ulusal elektrik sisteminde) başarılı bir şekilde uygulanan piyasa ayrışımı metodu, Avrupa Birliği için de en gelecek vaat eden metottur.[2] [3] Ancak yine de,  özellikle piyasa yapıları arasındaki farklılıklar nedeniyle uluslar arası elektrik ticaretinde en yaygın biçimde kullanılan kısıt yönetimi metodunun açık artıma (explicit auction) olduğunu belirtmek gerekir.

Bu noktada akla gelecek ilk soru muhtemelen aynı ülke içerisinde farklı fiyat bölgeleri oluşturmanın ne gibi bir gerekçesi olduğudur. Buradaki en temel gerekçe, serbest piyasa yapısının benimsendiği bir ortamda, mümkün olduğunca maliyet bazlı gerçekçi bir fiyatlandırma sağlayarak hem işletmecileri hem de oyuncuları, herhangi bir müdahaleye gereksinim duymadan piyasa tabanlı sinyallerle yönlendirebilmektir. Örneğin yaşanan kısıtın bir maliyet olarak ortaya çıkması ile oyuncular yatırımların kısıtın yaşandığı bölgelere doğru teşvik edilirken sistem işletmecisi de ihtiyaç duyulan şebeke yatırımları için yönlendirilmektedir. Böylelikle, etkin bir üretim tesisi dağılımı ve şebeke büyüklüğü sağlanabilir.

Bu çerçevede piyasa ayrışımının hayata geçirilmesi, serbestleşme yolunda çok önemli mesafeler almış olan ülkemizdeki elektrik piyasasının daha da serbestleşmesi ve derinleşmesi bakımından önemli katkılar sağlayacaktır. Uygulamanın başarısı doğal olarak ne kadar sağlıklı bir altyapı ile hayata geçirildiği ile doğru orantılıdır. Şimdiye kadarki piyasa geçişlerinin şu veya bu nedenle gerekli hazırlıklar tamamlanamadığı için birkaç kez ertelenerek devreye girmiş olması bundan sonraki aşamaların işleyişine ilişkin olarak pek de iyimser bir durum değildir. Ancak, ertelenerek de olsa söz konusu geçişlerin yapılmış olmasını takdir etmek gerekir. Diğer taraftan, piyasa ayrışımı uygulaması hayata geçirilmeden önce iki önemli konunun ele alınmasında fayda görülmektedir.

Bu konulardan birincisi, mevcut duruma göre özellikle üretim tarafı açısından daha serbest hale gelmiş bir piyasada, teklif bölgelerinin oluşturulmasından sonra bulundukları konumlar itibariyle yüksek öneme sahip üreticilerin konumlarını piyasa fiyatlarını manipüle ederek haksız kazanç sağlamak amacıyla kullanıp kullanmayacakları ve bu durumun bölgesel fiyatlandırma mekanizmasının işleyişini olumsuz şekilde etkileyip etkilemeyeceğidir. Böyle bir sorunla karşılaşılmaması için, dengelemeden sorumlu bir tarafın tek başına veya birden fazla dengelemeden sorumlu tarafın birlikte piyasanın rekabetçi yapısına aykırı hareket edip etmediklerinin sıkı şekilde izlenmesi gerekmektedir. Aksi takdirde, kısıt yönetimi açısından bakıldığında, bölgeler arasında normal şartlarda oluşmayacak bir kısıt oluşturularak veya oluşacak bir kısıta karşılık ilgili bölge içerisinde yüksek telif fiyatları verilerek tüketicilerin yüksek maliyetlere maruz bırakılması söz konusu olabilir. Bu nedenle, teklif bölgelerinin sınırlarının belirlenmesinde, sistemdeki süreklilik arz eden kısıtlarla birlikte, kurulu güçleri ve bulundukları konumlar itibariyle yüksek önem arz eden üreticilerin sistemdeki konumlarının dikkate alınması faydalı olacağı gibi, piyasaya verilecek satış tekliflerinin incelenmesi de piyasanın rekabetçi bir yapı içerisinde işletilebilmesine katkı sağlayacaktır. Elbette ki, bu tür bir izleme faaliyeti yapmak için piyasa ayrışımını beklemeye gerek yoktur. Mevcut piyasanın işleyişinin de sağlıklı olup olmadığı anlamak ve gerekli önlemleri alabilmek için piyasanın ve katılımcıların çeşitli parametrelerin takibi yoluyla izlenmesinde ve bu izlemenin sonuçlarının hesap verilebilirlik açısından mümkün olduğunca erişime açık (en azında bir rapor halinde) olmasında büyük fayda vardır. Bu noktada yol gösterici olması bakımından, N-DUY’da 20/02/2011 tarihinde yapılan ve kısıt yönetimini gün öncesinden kaldırarak tamamen gerçek zamanlı dengeleme piyasasına bırakan değişikliğin gündeme gelmesinin nedenlerini incelemek yerinde olacaktır. 

İkinci konu ise ikili anlaşmaların yapısıdır. Bilindiği üzere, mevcut piyasa modelinin temelini oluşturan ikili anlaşmalar, iki piyasa katılımcısı arasında yapılmakta olup yapılan anlaşmaların uzlaştırma hesaplamalarında dikkate alınmak üzere piyasa işletmecisine bildirilmeleri gerekmektedir. Özel hukuk hükümlerine tabi olan bu ikili anlaşmalar için getirilmiş başka herhangi bir kısıt (elektrik enerjisinin fiyatı, üretici ve tüketicilerin şebekedeki konumları, vs.) söz konusu olmayıp katılımcılar bu konuda serbest bırakılmışlardır. Bu kapsamda, ikili anlaşmaların fiziksel uzlaştırması üreticinin herhangi bir noktada sisteme elektrik enerjisi vermesi ve tüketicinin herhangi bir noktada sistemden elektrik enerjisi alması ile yapılmakta, mali uzlaştırması ise (taraflar herhangi bir dengesizliğe düşmedikleri sürece) piyasa işletmecisinin müdahalesi olmadan, yapılan anlaşma çerçevesinde tarafların kendi aralarında sonuçlandırılmaktadır.

Ancak, teklif bölgelerinin belirlenmesi ve sistemde kısıt olması durumunda piyasa ayrışımı yapılarak bölgesel fiyatların oluşması durumunda, ikili anlaşmaların mevcut yapılarının korunması mümkün değildir. Zira, iki bölge arasındaki iletim kapasitesi sınırlı olduğundan, ayrı bölgelerde yer alan piyasa katılımcılarının kendi aralarında yaptıkları ikili anlaşmaların mali uzlaştırmasının (taraflar herhangi bir dengesizliğe düşmeseler bile) söz konusu bölgelerin fiyat farklılıkları dikkate alınmadan anlaşmadaki fiyat üzerinden katılımcılar arasından yapılması, iki bölge arasındaki kapasitenin anlaşmanın taraflarına ticarete konu miktar ölçüsünde tahsis edilmesi anlamına gelecek ve bu durumda piyasa ayrışımı ile yapılan kısıt yönetimi anlamını yitirecektir. Ayrıca, kısıt nedeniyle yüksek fiyatın oluştuğu teklif bölgesindeki piyasa katılımcıları esasen kendilerinden kaynaklanmayan bir kısıtın maliyeti üstlenmek zorunda kalacakken ikili anlaşma yapan katılımcılar söz konusu maliyetten hiç etkilenmeyecektir. Bu nedenle, N-DUY’da teklif bölgelerinin oluşturularak bölgesel fiyatlandırmaya geçilmesi halinde uygulanmak üzere ikili anlaşmalar kısıtlanmış ve piyasa katılımcılarının sadece aynı teklif bölgesi için ikili anlaşma bildiriminde bulunabilmeleri öngörülmüştür. 

Aslında kısıtlamayı bu kadar ileriye götürmeden de soruna çözüm bulunabilir. Örneğin bir ikili anlaşmanın, üreticinin bulunduğu bölgenin fiyatı üzerinden sisteme elektrik enerjisi satması, tüketicinin ise bulunduğu bölgenin fiyatı üzerinden sistemden elektrik enerjisi alması esasına dayalı olacak şekilde yapılması ve tarafların fiyat risklerini kendi aralarında yapacakları hedging niteliğindeki finansal sözleşmelerle veya fiziksel piyasayı tamamlayan finansal piyasadaki türev araçlarla gidermeleri mümkündür. Nitekim ülkemizdeki piyasanın örnek aldığı Nord Pool’da işleyiş bu şekildedir. Böylelikle, farklı teklif bölgelerinin oluşturulması halinde piyasa katılımcıları arasında yapılacak ikili anlaşmalar spot ve bölgesel fiyat farklılıklarına karşı üretici ile tüketici arasında yapılan birer hedging anlaşması haline gelecek ve taraflar arasındaki fiziksel teslimat zorunluluğu taşıyan ikili anlaşmaların yerini fiziksel teslimat zorunluluğu taşımayan finansal sözleşmelerinin alması söz konusu olacaktır. Ülkemizdeki piyasanın, artan serbestleşme ve derinleşme ile birlikte başta spot fiyatlar için finansal bir piyasaya ihtiyaç duyduğu ve bu yönde çalışmalar yapıldığı dikkate alındığında bu tür bir çözüm çok da uzak değildir.

---

[1] Krause, Thilo, Congestion Management in Liberalized Electricity Markets-Theoretical Concepts and International Application, EEE Power Systems Laboratory ve Eidgenössische Technische Hochschule Zürich, May 2005, Zürich.

[2] European Commission, “Proposal for a regulation of the European Parliament and of the Council on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity,” Brussel, 13 March 2001.

[3] European Electricity Regulatory Forum, “Conclusions of the Sixth meeting of the European Electricity Regulatory Forum,” Florence, 9-10 November 2000.