DENGELEME UZLAŞTIRMA YÖNETMELİĞİ UYGULAMALARI İSMAİL ÖZÇELİK PİYASA İŞLEMLERİ VE PROJE MÜDÜRÜ

Transkript

1 DENGELEME UZLAŞTIRMA YÖNETMELİĞİ UYGULAMALARI İSMAİL ÖZÇELİK PİYASA İŞLEMLERİ VE PROJE MÜDÜRÜ 30/09/2009 1

2 Gündem Piyasanın Gelişimi Gün Öncesi Planlama Dengeleme Güç Piyasası Saatlik Uzlaştırma Denge Sorumluluğu Uzaktan Sayaç Okuma Sistemi Kayıplar 2

3 Piyasanın Gelişimi 01 Ağustos Ekim Ocak 2011 Mevcut Durum Dengeleme Mekanizması Aylık 3 Zamanlı Uzlaştırma Aşama 1 Gün Öncesi Planlama Dengeleme Güç Piyasası Saatlik Uzlaştırma Aşama 2 Gün Öncesi Piyasası Dengeleme Güç Piyasası Saatlik Uzlaştırma 3

4 Piyasanın Gelişimi 01/08/2006 Nakdi Uygulama 01/10/2009 AMR ın Devreye Girmesi 01/10/2009 Gün Öncesi Plan. Dengeleme Güç Piy. Saatlik Uzlaştırmanın Devreye Girmesi 01/02/2010 PYS nin Kurulumunun Tamamlanması 01/01/2011 Gün Öncesi Piyasasının Devreye Girmesi DUY Kuralları AŞAMA 1 Kuralları AŞAMA 2 Kuralları 4

5 Aşama 1 Gün Öncesi Planlama 5

6 MEVCUT DURUM YENİ DURUM Gün Öncesi Dengeleme Var Gün Planlama Öncesi Dengeleme Birimi 20 MW ve üzeri Tüm Birimleri Üretim 6

7 MEVCUT DURUM YENİ DURUM Fiyat Teklifi Her bir uzlaştırma dönemi için 1 teklif seti Her ay için 2 kez bildirim Bir sonraki günün her bir saati için (teklif tipine bağlı) DB bazında teklif seti Miktar Teklifi GÜP, MKÜD ve EAK ya bağlı olarak belirleniyor Bir sonraki gün için günlük bildirim Saatlik, esnek ve blok teklif tipleri Bir sonraki gün için günlük bildirim 7

8 MEVCUT DURUM YENİ DURUM Teknik Parametreler Var,ayrıca bildiriliyor Teklif yapısı içinde endirekt bildirim Fiyat Belirleme SMFGün öncesinde belirleniyor Gerçek Zamanlı Dengeleme için de aynı SMF ler geçerli SMF Gün öncesinde belirleniyor Sadece Gün Öncesi Planlamanın uzlaştırılması için kullanım 8

9 Talep Katılımı Tarafı MEVCUT DURUM YENİ DURUM Yok Var - Dengeleme Birimi İkili Anlaşma Bildirimleri Uzlaştırma dönemi bazında, ay sonunda bildirim Saatlik, gün öncesinden bildirim Denge Sorumluluğu Yok Var 9

10 Aşama 1 Dengeleme Güç Piyasası 10

11 MEVCUT DURUM YENİ DURUM Gerçek Zamanlı Dengeleme Dengeleme Mekanizması Dengeleme Piyasası Güç Katılım 20 MW üzeri Üretim birimleri 15 Dakikada 10 MW yük alan /yük atan birimler 11

12 MEVCUT DURUM YENİ DURUM Fiyat Teklifi Gün Öncesi Planlama ve Gerçek Zamanlı Dengeleme için geçerli tek bir fiyat teklif seti Her bir saat için teklif seti Bir sonraki gün için günlük bildirim Miktar Teklifi Gün Öncesi P. ve GZD için geçerli tek bir miktar teklif seti 15 dakika içinde devreye girebilen hızlı yedekler 12

13 Teknik Parametreler MEVCUT DURUM YENİ DURUM Gün Öncesi P. ve GZD için geçerli tek bir teknik parametre seti Teklif yapısının içinde endirekt bildirim Fiyat Belirleme Gün öncesinde belirlenen SMF ler GZD SMF (marjinal fiyat, 0/1 kodlu talimatlar) İlgili saat sonunda Sadece GZD ve dengesizliklerin uzlaştırılması için kullanım 13

14 MEVCUT DURUM YENİ DURUM Talep Katılımı Tarafı Yok Var Dengeleme Birimi İkili Anlaşma Bildirimleri Uzlaştırma dönemi bazında, ay sonunda bildirim Saatlik, gün öncesinden bildirim Denge Sorumluluğu Yok Var 14

15 Aşama 1 Uzlaştırma 15

16 MEVCUT DURUM YENİ DURUM Uzlaştırma Aylık üç zamanlı Saatlik bazda Saatlik SMF ler Saatlik Gün Öncesi Planlama SMF ler 16

17 MEVCUT DURUM YENİ DURUM Dengelemenin uzlaştırılması Dengeleme Saatlik SMF ler Dengeleme SMF ler saatlik Dengesizliklerin Uzlaştırılması Dengesizlikler Uzlaştırma dönemi bazında SDF ler Dengesizlikler Saatlik SMF ler 17

18 MEVCUT DURUM YENİ DURUM Faturalama Sıklığı Aylık Aylık Profilleme Yok Dağıtım bölgesi içindeki yıllık tüketimi 800 MWh den küçük tüketiciler için 18

19 MEVCUT DURUM YENİ DURUM Kayıplar Dağıtımda tüketime İletimde üretime Mevcut durum ile aynı İletim Sistemi Kaybı Ayda bir defa Üç zamanlı olarak Ayda bir defa her saat için 19

20 MEVCUT DURUM YENİ DURUM Sıfır Bakiye Düzeltme Katsayısı Gerçekleştirilen UEVM ile orantılı Gerçekleştirilen UEVM ve UEÇM nin toplamı ile orantılı 20

21 MEVCUT DURUM YENİ DURUM Piyasa Ücreti İşletim Tamamı sıfır bakiye düzeltme katsayısı oranında paylaştırma Her bir piyasa faaliyeti için ayrı 21

22 Denge Sorumluluğu Kavramı Elektrik enerjisi alımı Sisteme verişler İthalat Elektrik enerjisi satışları Sistemden çekişler İhracat 22

23 Denge Sorumluluğu Kavramı Piyasa katılımcıları, uzlaştırma dönemi bazında enerji dengesizlikleri ve dengesizliklerinin uzlaştırılması için Piyasa İşletmecisine karşı mali sorumluluk üstlenir. Bu mali sorumluluğu üstlenen piyasa katılımcısı dengeden sorumlu taraf olarak adlandırılır. 23

24 Denge Sorumluluğu Kavramı Dengeden sorumlu tarafların gün öncesi dengelemenin tamamlanması aşamasına kadar, mevcut olan tüm imkanları kullanarak denge sağlamaları esastır. Gerçek zamanda sistemin dengelenmesi Sistem İşletmecisinin sorumluluğundadır. 24

25 Katılımcı 1 Katılımcı 2 Katılımcı n Dengeden Sorumlu Taraf Dengesizliklerin Uzlaştırılması ve Faturalanması 25

26 Dengeden Sorumlu Gruplar ve Taraflar Gün Öncesi Piyasasına Teklif Verilmesi Gün Öncesi Piyasasının Uzlaştırılması ve Faturalanması Dengeleme Güç Piyasasına Teklif Verilmesi / GÜP Bildirimleri 26

27 Dengeden Sorumlu Gruplar ve Taraflar Dengeleme Güç Piyasası Talimatlarının Yerine Getirilmesi Dengeleme Güç Piyasası Faaliyetlerinin Uzlaştırılması ve Faturalanması Uzlaştırmaya Esas İkili Anlaşma Bildirimlerinin Yapılması 27

28 Uzaktan Sayaç Okuma Sistemi (OSOS) Veriş-çekiş değerlerinin okunması ve toplanması MADDE 81 (1) Piyasa katılımcıları adına kayıtlı olan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonları içerisinde yer alan sayaçlar, OSOS kapsamında tanımlı olan periyotlarda TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından OSOS vasıtasıyla okunur ve okunan değerler elektronik olarak PYS ye aktarılır. 28

29 Uzaktan Sayaç Okuma Sistemi (OSOS) Veriş-çekiş değerlerinin okunması ve toplanması (5) OSOS nin kurulu olmaması durumunda: b) TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından; piyasa katılımcıları adına kayıtlı olan uzlaştırmaya esas verişçekiş birimi konfigürasyonları içerisinde yer alan sayaçlar, fatura döneminin bitişini takip eden ilk 4 gün içerisinde ilgili piyasa katılımcısının yetkilisinin de iştirakiyle okunur, okuma tutanağı tarafların temsilcileri tarafından müştereken hazırlanır ve imza altına alınır ve okunan değerler Piyasa İşletmecisine PYS veya kurumsal elektronik posta vasıtasıyla bildirilir. 29

30 Uzaktan Sayaç Okuma Sistemi (OSOS) Otomatik Sayaç Okuma Sisteminin kurulması GEÇİCİ MADDE 8 (1) TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler bu Yönetmeliğin yayımı tarihinden itibaren en geç 36 ay içerisinde OSOS kurulmasına ilişkin çalışmalarını tamamlar. Bu sürenin bitimine kadar TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişilerden OSOS kurulum işlemlerini tamamlayamamış olanlara bu Yönetmeliğin sayaç okunmasına ilişkin 81 inci maddesinin beşinci fıkrasında belirtilen hükümler uygulanır. 30

31 Uzaktan Sayaç Okuma Sistemi (OSOS) Veriş-çekiş değerlerinin okunması ve toplanması OSOS nin kurulu olmaması durumunda: Üretim Birimleri OSF-07 formatında elektronik olarak gönderilecek Tüketim Birimleri Yıllık Tüketimi 800 MWh üzeri OSF-07 formatında elektronik olarak gönderilecek. Diğerlerine profil uygulanacak 31

32 Uzaktan Sayaç Okuma Sistemi (OSOS) Veriş-çekiş değerlerinin okunması ve toplanması TEİAŞ OSOS de: 720 merkez 3000 sayaç olarak planlama yapılmıştır. 741 merkez 2034 sayaç bilgisi sisteme tanımlanmıştır. 685 merkez sayaç okumaları otomatik olarak izlenmektedir. 56 merkez ait sayaçları mekanik olması ve iletişim linki problemi nedeniyle ve proje sonrası sisteme dahil olan 38 merkeze ait sayaçlar izlenememektedir. Bu merkezler sisteme dahil edilinceye kadar sayaçlar OSF-07 formatında elektronik olarak gönderilerek uzlaştırması yapılacaktır. 32

33 Kayıplar OG Kaybı Hat Kaybı Trafo Kaybı 33

34 Kayıplar OG Kaybı tarihli ve sayılı Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe giren Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin (Yönetmelik) geçici 10 uncu maddesine dayanılarak hazırlanana Kayıp Katsayıları Hesaplama Metodolojisi EPDK tarafından yayımlanmıştır. 34

35 Kayıplar OG Kaybı Dağıtım kayıp katsayılarının belirlenmesi Madde 6- (1) Bu metodolojinin yayımlanarak yürürlüğe girmesini takip eden 6 (altı) ay içerisinde dağıtım şirketleri tarafından, yalnızca bu metodoloji ekinde yer alan tablolarda belirtilen itibari bağlantı noktasına kadar olan tesisleri kapsayacak şekilde dağıtım kayıp katsayıları OG (36 kv ile 1 kv arası) ve AG (1 kv ve altı) dağıtım gerilim seviyeleri için ayrı ayrı hesaplanır ve hesaplamalara temel teşkil eden veri seti ile birlikte Yönetmelik çerçevesinde kayıp katsayıları Kurul tarafından onaylanmak üzere Kuruma sunulur. 35

36 Kayıplar OG Kaybı Metodolojinin uygulamaya konulması ve tarafların görevleri Madde 8- (1) Dağıtım şirketlerince sunulan dağıtım kayıp katsayıları tablosunun Kurul tarafından onaylanmasına kadar Yönetmeliğin 80 inci maddesi ikinci fıkrasının (a) ve (b) bentleri uyarınca tarihinde Kurum internet sayfasında yayımlanan Kayıp Uygulamasında Kullanılacak Metodoloji ve tarihli ve 1040 sayılı Kurul kararında yer alan dağıtım kayıp katsayıları tablosu uyarınca uygulamaya devam edilir. 36

37 Kayıplar Hat Kaybı ve Trafo Kaybı (2) TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler, bu Metodolojinin yayımlanmasını takip eden 150 gün içerisinde her bir ölçüm noktası için Metodolojiyi ve Yönetmeliğin 80 inci maddesinde belirtilen kriterleri dikkate alarak transformatör kaybı ve/veya hat kaybı uygulanıp uygulanmayacağını tespit eder. 37

38 Kayıplar Hat Kaybı ve Trafo Kaybı Yönetmelik doğrultusunda dağıtım şirketlerince sunulan dağıtım kayıp katsayıları tablosunun Kurul tarafından onaylanmasını müteakip, transformatör ve/veya hat kaybı uygulanması gereken durumlarda transformatöre ve/veya hatta ait transformatör ve hat kayıp katsayısı formülüne ilişkin karakteristik bilgiler TEİAŞ ve/veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından, tek hat şemasına işlenir ve ilk endeks tespit tutanağı ile birlikte Piyasa İşletmecisine 10 iş günü içerisinde teslim edilir. Söz konusu yeni konfigürasyonlar takip eden ilk faturalama dönemine ilişkin uzlaştırma hesaplamalarında kullanılır. 38