TÜRKİYE ELEKTRİK PİYASASINDA KAPASİTE YATIRIMLARI VE PİYASA EKSENLİ ARZ GÜVENLİĞİ ÇÖZÜMLERİ Bakatjan SANDALKHAN Deloitte & Touche Danışmanlık Hizmetleri A.Ş. ÖZET Reform ve serbestleşme sürecinin sonucunda elde edilmesi beklenen sonuç, daha iyi yük dağıtımı değil, daha iyi yatırım ve piyasanın işlemesinin sağlanmasıdır. Arz güvenliği, ani değişikliklere karşı sistemin ayakta durma kabiliyetini ifade eden sistem güvenliğine ilişkin kısa vadeli arz güvenliği ve tüketicilerin toplam güç ve enerji talebinin sistem tarafından anlık olarak karşılanabilmesi kabiliyetini ifade eden üretim kapasitesi ve şebeke yeterliliğine ilişkin uzun vadeli arz güvenliğini kapsamaktadır. Arz güvenliği bir kamu hizmetidir. Teorik olarak, sadece enerji (energy-only) piyasası yeni kapasite yatırımları için yeterli sinyalleri üretmektedir. Ancak, arz güvenliği sağlayacak yeni kapasite yatırımları için pratikte talep tarafının piyasaya yetersiz katılımı ve yatırım döngüsü sorunlarından ötürü bu sinyallerin yetersiz olabileceği görünmektedir. Bu yetersizliği, piyasa eksenli arz güvenliği çözümleri uygulandığında kapasite sinyalleri üretmek suretiyle giderilebilir. Burada üretim şirketleri ve/veya yatırımcılar için yatırım riskinin azaltılması ve tüketiciler için daha yüksek arz güvenliği ve daha düşük fiyat volatilitesi sağlanması hedeflenmektedir. Bu çalışmada altı değişik kapasite mekanizması, uygulamaları ve piyasa tasarımındaki son gelişmeler incelenmiş ve Türkiye elektrik piyasası için uygun olabilecek piyasa eksenli arz güvenliği çözümleri önerilmiştir.
1. GİRİŞ 2001 yılından itibaren Türkiye de devam etmekte olan elektrik enerjisi sektöründe reform ve serbestleşme sürecinde yeterli seviyede üretim kapasitesinin ve arz güvenliğinin sağlanması, çoğu Avrupa piyasasında olduğu gibi piyasa fiyatlarına dayanmaktadır. Spot piyasa fiyatının, kısa vadeli yük alma ve yük atma işlemlerini 1 ve uzun vadeli arz ve talep dengesini yansıtması beklenmektedir. Bu tür piyasaların başarılı şekilde işleyebilmesi için piyasa katılımcılarının piyasa risklerini iyi algılaması ve katılımcıların bu risklerden korunması için yeterli düzeyde finansal türev enstrümanların bulunması gerekmektedir. Tam rekabetçi piyasanın oluşması zaman alıcı ve uzun soluklu bir süreçtir. Reform ve serbestleşme sürecinin sonucunda elde edilmesi beklenen sonuç, daha iyi yük dağıtımı değil, daha iyi yatırım ve piyasanın işlemesinin sağlamasıdır. Yeni kapasitenin kurulması sürecinde verilecek yakıt tipi kararları ve yatırımın ne zaman gerçekleşeceği konusu üç ana bileşene dayalıdır: (i) piyasa fiyatı beklentisi, (ii) yatırım ve üretim maliyetleri, ile (iii) risk algılamaları. Elektrik sektörü yatırımlarında, inşaat süreleri ve yatırımın geri dönüş süreleri uzun olmakta ve yüksek sermaye gerektirmektedir. Yatırımcıların kararları, esasen, yeterli nakit akış beklentisini temel alan tamamen ekonomik ilkelere dayanmaktadır. Sermaye yoğun elektrik enerjisi sektörü yatırımları genellikle proje finansman modelleri ile gerçekleştirilmektedir. Proje finansmanında en önemli husus; tahmini gelire göre finansman kaynağının seçiminde iç karlılık oranını maksimize edecek optimum sermaye yapısını (kredi ve özsermaye oranı) oluşturmaktır[1]. Aktif yatırımcı grubunun özsermaye olanağı optimum sermaye yapısı için yeterli değilse, ilave pasif yatırımcıların aranması veya mezanine finansmanı gibi diğer finansman enstrümanlarının ve mevcut kısıtlar doğrultusunda projeyi finanse edilir hale getirmek üzere finansal mühendislik tekniklerinin kullanılması gereklidir [2]. Yatırımcının bu nakit akım beklentisini karşılaması, yeterli kapasite yatırımını gerçekleştirmesi ve böylece arz güvenliğinin sağlanması için sadece elektrik enerjisi fiyatı sinyallerinin yeterli olup olmadığını ve yetersiz olması durumunda dikkate 1 1 Ağustos 2006 tarihinden itibaren nakdi uygulamaya başlayan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği (DUY) bu işlemleri düzenlemektedir.
alınması gerekecek piyasa eksenli arz güvenliği çözümleri ilerleyen bölümlerde ele alınacaktır. 2. KISA VE UZUN VADELİ ARZ GÜVENLİĞİ Arz güvenliği, ani değişikliklere karşı sistemin ayakta durma kabiliyetini ifade eden sistem güvenliğine ilişkin kısa vadeli arz güvenliği ve tüketicilerin toplam güç ve enerji talebinin sistem tarafından anlık olarak karşılanabilmesi kabiliyetini ifade eden üretim kapasitesi ve şebeke yeterliliğine ilişkin uzun vadeli arz güvenliğini kapsamaktadır. Arz güvenliği bir kamu hizmetidir ve 2003/54/EC rumuzlu AB Elektrik Direktifi 3.3. Maddesine göre üye devletler genel ekonomik çıkar dahilinde arz güvenliğini, sürekliliğini, kalitesini ve fiyatı kapsayan kamu hizmeti yükümlüğünü yerine getirmek zorundadırlar [3]. 2005/89/EC rumuzlu AB Arz Güvenliği Direktifi 5.1. Maddesi emreamade kapasitenin sağlanmasına yönelik olarak (i) üretim ve tüketim için fiyat sinyali üreten likit toptan satış piyasasının geliştirilmesi, (ii) iletim sistem işletmecilerinin yeterli seviyede yedek kapasiteyi piyasaya dayalı mekanizmalar dahilinde bulundurma zorunluluğu, (iii) olası yeni kapasite ihaleleri, (iv) gerçek zamanlı talep yönetimi teknolojilerinin uygulanması gibi muhtelif önlemleri içermektedir [4]. Bu doğrultuda, üye devletlerin mevcut lisanslama prosedürlerinin arz güvenliğinin sağlanması açısından yetersiz olduğu saptanırsa; arz güvenliği, yeni üretim kapasitesi veya enerji verimliliği/talep tarafı yönetimi önlemlerini ihale yöntemiyle veya başka eşdeğer prosedür ile sağlanabilir. 1 Ağustos 2006 tarihinden itibaren nakdi olarak uygulanmaya başlayan Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği (DUY) ve yan hizmetler anlaşmaları ile, sistem güvenliğine yönelik piyasa eksenli çözümler sunulmaktadır. DUY temel itibarıyla çoğu Avrupa ülkesinde olduğu gibi sadece enerji (energy only) çözümüdür. Bu piyasalar sadece enerji piyasası olarak tanımlanmakta ve kapasite yatırımları, sadece elektrik enerjisi fiyatı ile çekilmektedir. Sadece enerji piyasalarında, rekabetçi piyasanın yeterli talep tarafı katılımı, şeffaf spot fiyatları ve likit forward piyasaları ile tamamlanması gerekmektedir ve ülkemizdeki piyasa tasarım çalışmaları bu yönde ilerlemektedir.
Mevcut durumda, uzun vadeli arz güvenliğine ilişkin herhangi bir düzenleme ve mekanizma yoktur. Ancak, rekabetçi piyasa yapısına geçiş süreci yaşanan ve yıllık %6-8 oranında büyümekte olan talebi yeterli kapasite yatırımı ile karşılaması gereken Türkiye elektrik sisteminde, acilen piyasa eksenli kapasite çözümüne ihtiyaç duyulmaktadır. 2.1. Yetersiz Kapasite ve Elektrik Kesintilerinin Tüketiciye Maliyeti 2000 ve 2001 yıllarında yaşanan Kaliforniya krizi esnasında, talebin en fazla %2 lik kısmı kesintiye uğramış [5] ve tüketicilere maliyeti 45 milyar USD gibi çok yüksek bir rakama ulaşmıştır [6]. Ülkemizde Siemens in DOSAB resmi internet sitesindeki verilerden elde edilen bir sonuca göre, dev ölçekli üretim tesislerinde, 1 saniyelik elektrik kesintisi, ortalama 171.000$'lık ciro kaybına neden olabiliyor. Gereğinden fazla kapasite yatırımının tüketiciye maliyeti çok daha sınırlıdır. Bir çalışmaya göre ekonomik olarak optimum işletme yedeğinin kurulu kapasitenin %8 i olması gereken bir sistemde, işletme yedeği kapasitesinin %20 olarak uygulanmasının maliyetinin perakende elektrik fiyatının %1.1 i civarında olduğu hesaplanmıştır [7]. Dolaysıyla, tüketici açısından kapasite kıtlığı nedeniyle elektrik kesintisi yaşamaktansa bir kapasite mekanizması uygulamak suretiyle ekonomik optimum seviyesinden fazla olsa dahi kapasite yatırımı yapılması tercih edilebilir. 2.2. Arz Güvenliğinin Sağlamasından Kim Sorumludur? Sadece enerji piyasalarında arz güvenliğinin sağlanması piyasaya bırakılmaktadır. Burada ana etken piyasa fiyatı olup, fiyat sinyaline göre optimum yatırım sağlanması ve Adam Smith in görünmez elinin arz güvenliğini sağlaması beklenmektedir. Bunun gerçekleşmesi için piyasanın tam rekabetçi olması ve yeterli talep tarafı katılımı, şeffaf spot fiyatları ve likit forward piyasaları ile tamamlanması gerekmektedir. Cramton ve Stoft (2006) a göre arz güvenliği sağlamak için hangi seviyede kurulu kapasitenin bulunması gerektiğini idari yardım olmadan piyasa tek başına belirleyemez [8]. Kapasite mekanizmalarının uygulanmakta olduğu piyasalardan, kapasite ödemesi uygulamasının yürürlükte olduğu piyasalarda arz güvenliğinin sağlanması düzenleyici kurum ve hükümetin sorumluluğunda iken, kapasite zorunluluğu bulunan PJM gibi
ABD piyasalarında bu sorumluluğu tedarikçiler, genellikle de perakende satış şirketleri, taşımaktadır. 3. PİYASA FİYAT SİNYALİ VE YENİ KAPASİTE YATIRIMI Teorik olarak tam rekabetçi elektrik piyasası 2 yeni üretim kapasitesi yatırımları için gereken fiyat sinyallerini üretir. Tam rekabetçi piyasada, talebi karşılayacak yeterli üretim kapasitesinin olması durumunda, elektrik enerjisi spot fiyatı marjinal (en son devreye giren) santralın üretim maliyetine eşittir. Talebin mevcut emreamade kapasiteyi geçtiği durumda; fiyat, tüketim tarafının piyasaya yeterli katılımı sağlandığında, tüketicinin bir birim elektrik için ödemeye istekli olduğu seviyede belirlenir. Puantın oluştuğu bu durumda yükselen fiyat, puant santralın yatırım maliyetini karşılarken, aynı zamanda baz yük ve orta yük santrallerin sabit maliyetlerinin karşılanmasına katkı sağlar. Dolayısıyla, üreticiler ve tüketiciler arasında riski paylaştıran başarılı bir toptan satış spot piyasası ve vadeli işlemler piyasası, teorik olarak yeni üretim kapasitesine optimum yatırımın gerçekleşmesini sağlayacak fiyatları ortaya çıkarır. Spot piyasa gelecekteki ikili anlaşma fiyatlarını etkiler; gelecek için tahmini spot fiyatı temelde sözleşme fiyatını teşkil eder. Dolayısıyla, yeni kapasite yatırımı için tam rekabetçi piyasada oluşan spot fiyatı belirleyici rol oynamaktadır. Yakıt tipine göre santrallerin sabit ve değişken üretim maliyetlerinin dağılımı farklılık gösterir. Değişken üretim maliyeti ve yük eğrisi arasındaki ilişki şu şekilde ortaya çıkmaktadır: Termik santrallerde fuel oil yakıtlı santralın puant, doğal gaz yakıtlı santralın orta yük, kömür, linyit ve nükleer santrallerin baz yük santralı oldukları teknik özelliklerinden ve maliyet birleşenlerinden ortaya çıkmaktadır (Akarsu, kanal tipi ve küçük rezervuarlı hidrolik santraller su rejimlerinden dolayı zorunlu çalışma kapsamında bazen baz yük santral olarak yer alırken, büyük rezervuarlı hidrolik santraller ise faydalı su kısıdına bağlı olarak orta ve puant yük santralı olabilmektedir). 2 Tam rekabetçi elektrik piyasası, talep tarafının piyasaya yeterli katılımı, saydam spot fiyatları ve likit forward piyasaları ile tamamlanan piyasadır.
Dolayısıyla, fiyatın yükseldiği dönem(ler) fiyat yükselmesine bağlı olarak hangi tip santralın daha cazip olduğunu da ortaya koyar. Örneğin, sadece puant saatlerde yükselen fiyat, puant yük santrallerinin karlı olduğunu gösterir. Baz yük kapasitesine gereğinden fazla yatırım yapılırsa puant dışı dönem fiyatları düşer ve yanlış yatırım kararları, fiyat hareketleri ile piyasa fiyatlama mekanizması içerisinde düzeltilir. Toplam Yıllık Maliyet (YTL/MW) SMb DMb SMo DMo DMp SMp Toplam Yük (MW) Sağlan. Enerji Kapasitesi Puant Yük Santralı Çalışma Saati Orta Yük Santralı Çalışma Saati 8.760 saat Puant Yük Kap. Orta Yük Kapasite Baz Yük Kapasite Fiyat (YTL/MWh) 8.760 saat Fse Fp Fo Fb 8.760 saat Şekil 1. Optimum Kapasite Sağlanmasında Santrallerin Yıllık Toplam Maliyeti, Yük Eğrisindeki Yerleri ve Beklenen Piyasa Fiyatları
Fiyatın yükselebileceği yer ise sağlanamayan enerji maliyeti 3 (Fse) kadardır. Şekil 1 de santrallerin yıllık toplam maliyetleri, yük eğrisindeki yerleri ve beklenen piyasa fiyatları gösterilmektedir. Toplam yıllık maliyet grafiğinde açılar değişken üretim maliyetini ifade etmektedir. Puant yük santrallerinin değişken üretim maliyeti (DM p ) yüksek iken, baz yük santrallerinin değişken üretim maliyeti (DM b ) düşüktür. Puant yük santrallerinin sabit maliyeti (SM p ) düşük iken, baz yük santrallerinin sabit maliyeti (SM b ) yüksektir. Her bir toplam yıllık üretim maliyet eğrisinin kesiştiği noktadan itibaren maliyet avantajını elde eden santral çalışmaya başlayacaktır. Dolayısıyla, baz yük santralları yılda yaklaşık 7.500-8.760 saat çalışırken, orta yük santralı maliyet avantajı elde ettiği süre kadar çalışır. Puant yük santralları da benzer şekilde sadece toplam maliyetinin orta yük santralarından daha düşük olduğu dönemde çalışır. Bu sistem, santralların, değişken üretim maliyeti esasında bir ekonomik sıralamayla (merit order) çalışmasını sağlar. Sistemin bu şekilde en ekonomik çalışmasını sağlamak üzere Şekil 1 deki yük eğrisinde gösterildiği kadar baz yük, orta yük ve puant yük kapasitesi bulunmalıdır. Dolayısıyla, sistem ve piyasa analizi sonucunda hangi yakıt tipi santralına sistemin ihtiyaç duyduğunu tespit eden piyasa fiyatı sinyallerine göre yatırımın yapılması gerekmektedir. 4. PİYASA FİYATI SİNYALİ NEDEN YETERSİZDİR? Pratikte bu fiyat sinyalleri tek başına yeni kapasite yatırımı sağlanmasında (i) talep tarafının piyasaya yetersiz katılımı ve (ii) yatırım döngüsü sorunlarından dolayı yeterli olmayabilir. 4.1. Talep Tarafının Piyasaya Katılımı Talep tarafının piyasaya katılımı sağlanmadan, sadece arz tarafının yer aldığı bir piyasa henüz tamamlanmamış demektedir ve tam rekabetçi olamaz. Toptan satış spot piyasası, talep tarafının da fiyat teklifi vermesi ile tamamlanır. Talep tarafının fiyat teklifleri, tüketicilerin bir birim enerji için ödemeye istekli oldukları tutarı ifade etmektedir. Türkiye de liberal piyasaya geçiş döneminde, toptan satış ve perakende piyasaları arasındaki bağ, toptan satış piyasasına ilişkin değişen beklentileri 3 Sağlanamayan enerji maliyeti (Value of Lost Load-VOLL), belli bir miktar elektrik enerjisinin sunulamaması durumunda ülke ekonomisine getireceği zararı yansıtır. Bu maliyet İngiltere de başlangıçta 2.000/MWh olarak tespit edilmiş ve enflasyona endekslenmiş, Avustralya da AUS$10.000/MWh, ABD de $2.000-50.000/MWh arası ve Türkiye de 1.000$/MWh olarak ele alınmaktadır.
yansıtmaya olanak sağlamayan perakendede neredeyse sabit satış fiyatı uygulaması ile kopartılmıştır. Bu durumda, zaten düşük olan talebin fiyat esnekliğini neredeyse yok sayılacak seviyeye düşmüştür. Özellikle puant saatlerde emreamade kapasite ve talep arasındaki marjın iyice daraldığında çok az miktarda yükün düşmesi, örneğin %1-3 oranında, fiyatların %50 ye varan oranlarda düşmesine neden olmaktadır 4 [9]. Talep tarafının fiyat belirlemeye katılmasıyla elektrik fiyatlarının volatilitesi ve sistem oturma riskleri azaltılabilir. Stoft a göre (i) gerçek zamanlı sayaç ölçümü ve faturalama ve (ii) tüketicilere giden elektrik akımının gerçek zamanlı olarak merkezi kontrolünün yapılamaması nedeniyle, talep tarafının piyasaya katılımı sağlanarak tam rekabetçi piyasa henüz tesis edilemektedir [11]. 4.2. Elektrik Piyasalarında Yatırım Döngüsü Pratikte, elektrik piyasasında yapılan yatırımların zamanlaması ve yatırım miktarları, fiyat sinyallerini kendilerine göre yorumlayan değişik piyasa katılımcıları tarafından belirlenmektedir. Elektrik fiyatlarının yüksek volatilitesi, üretimin sermaye yoğun özelliği ve yeni üretim tesislerinin uzun inşaat süresi yatırım riskini yükseltmektedir. Üreticiler riske duyarsız ve tüm gereken bilgilere sahip olsaydı, tam rekabetçi piyasada üretim kapasitesi optimum seviyesinde olurdu [11] [12]. Üretim şirketleri tahmin ettikleri uzun vadeli ortalama gelirlerinin, uzun vadeli marjinal üretim maliyetine eşit olacağı noktaya kadar yatırım yaparlardı. Ancak, gelecekteki üretim gelirlerinin tahmin edilmesi; fiyat artışlarının veya düşüşlerinin tekrarı, seviyesi ve süresine bağlı olduğundan oldukça zordur. Düzenlemelere ilişkin belirsizlikler ve riske duyarlılığın eklenmesi ile yeni üretim yatırımları, kapasite ihtiyacının çok belirgin ortaya çıkmasına kadar ertelenmektedir. Elektrik talebi fiyat esnekliğinin çok düşük olması ve arz eğrisinin göreceli düz olması nedenleriyle, elektrik fiyatı, emreamade kapasite ve puant talep arasındaki marjın iyice daralıncaya kadar yeterince yükselmez [13]. Santral inşaat süresinin uzunluğu nedeniyle bu marj iyice daralmaya devam eder. Talebin artması, arzın yetersiz kalması ve fiyatın yükselmesi ile yapılması beklenen yatırımlar zamanında yapılamayabilir. Böylece yükselen fiyata karşı fazla yatırım yaparak yatırımcı, fiyatın 4 Talep tarafının piyasaya katılımı ve uygulama örnekleri için [10] a bakınız.
uzun vadeli marjinal maliyetinin altına düşmesine sebep olabilir. Yatırımların zamanlaması ve fiyat sinyallerine ilişkin bu sorun Şekil 2 de gösterilen yatırım döngüsüne yol açmaktadır. fiyat Rekabet ve Kapasite Fazlası Fiyatın Düşmesini Sağlar Yeni Kapasite Maliyeti Yatırımı Tetikler Yeni Kapasite Eklenir, Yedek Marji Tekrar Sağlanır Yüksek Fiyatlar ve İş Döngüsündeki Değişimi Talebi Azaltır. Fazla Kapasite, Fiyatlar Düşer Düşük Fiyat Talebi Arttırır İş/Emtia Döngüsünün Dönüm Noktası Fazla Kapasite Azalır, Fiyat Artar. Yeni Teknolojiler ve Rekabet Yeni Kapasite Maliyetini Düşürür Kaynak : Eurelectric (2004) Ensuring Investments in a Liberalised Electricity Sector Business cycle dynamics according to ECON zaman Şekil 2. Elektrik Piyasalarında Yatırım Döngüsü Liberal piyasaya geçiş dönemi yaşayan Türkiye gibi piyasalarda henüz tam rekabetçi piyasa oluşmadığından arz güvenliği sorumluluğunun piyasaya tamamen bırakılması söz konusu olamaz. Nitekim, yakın zamanda yayınlanan CEER (Council of European Energy Regulators) 2006 raporuna göre sadece enerji (energy only) piyasalarında fiyat tavanının uygulanmadığı ve devre dışı olmaların koordine edildiği durumlarda, kısa vadede mevcut santrallerin ihtiyaç duyulduğunda emreamade olması sağlanabilmektedir [14]. Türkiye de doğal gaz maliyeti artışları nedeniyle kapatılan özel sektör santrallarının 1 Ağustos 2006 tarihinden itibaren nakdi uygulamaya başlanan DUY sonucunda devreye girmesi ve emreamade olması bu sonucun pratikteki örneğidir. Ancak, uzun vadede, elektrik enerjisi fiyatına bağlı finansal türev sözleşmeleri olsa dahi, yeni yatırımların bu şekilde ne derecede sağlanabileceği soru işaretidir [14]. Bölgemizde en gelişmiş elektrik enerjisi piyasasına sahip ve aynı zamanda en fazla yedek kapasitesine sahip Romanya nın arz güvenliği ve yatırımcılar için garantili gelir sağlamak adına kapasite piyasası tasarımı konusunda piyasa katılımcıları ve potansiyel yatırımcılar ile görüş alış verişinde bulunmakta olması da dikkat çekicidir [15].
5. PİYASA EKSENLİ ARZ GÜVENLİĞİ ÇÖZÜMLERİ Uzun vadeli kapasite yeterliliği sağlamak üzere çoğu liberalleşen elektrik piyasalarında kapasite mekanizmaları uygulanmaktadır. Kapasite mekanizmaları, fiyat volatilitesine karşı sigorta olarak görülmelidir. Piyasa eksenli arz güvenliği çözümlerinde, enerji fiyatı ve yatırım riskleri, risk paylaşımını esas alan değişik sözleşme tipleri ile dengelenir ve böylece, yatırım verimliliği sağlanır. Fiyat risklerinden korunmak adına, yeni kapasite bedelinin piyasa koşullarında belirlenmesi gereklidir. Ancak, bilimsel ve pratik olarak konsensüs sağlanan hiç bir kapasite mekanizması henüz mevcut değildir. Kapasite mekanizmaları, elektrik piyasasının olgunlaşması ve liberal elektrik piyasasına türbülanslı geçişlerde stabilite ve güvenlik sağlamak üzere geçiş dönemi önlemleri olarak ta ele alınmaktadır. Bu durum talebin fiyat elastisitesi yeterli seviyeye ulaşıncaya kadar devam etmelidir. Kapasite mekanizmaları, üretici gelirlerine istikrar sağlamak suretiyle yatırım riskini düşürdüğünden yatırım maliyetini azaltır. Tüketici açısından baktığımızda da, elektrik fiyatın kapasite mekanizması sayesinde istikrar kazanmaktadır. Kapasite mekanizmaları, üretim şirketlerinin, (i) eksik bilgi, düzenleme riski ve/veya riske duyarlılığa rağmen yeterli kapasite yatırımı yapmasını ve (ii) kapasite yetersizliği yaşandığında üretimlerini azami seviyelerine çıkarmalarını sağlamayı hedeflemektedir [13]. AB düzenlemelerinde kapasite yeterliliği çözümleri, üye ülkelerin inisiyatifine bırakılmıştır [3] [4]. Ancak, enterkonnekte sistemde komşu sistemler ile uyumlu bir kapasite mekanizması tesis edilmesi gerekmektedir. Bu doğrultuda, De Vries ve Hakvoort [16] kapasite mekanizmalarını genel hatlarıyla anlatmıştır. 5.1. Kapasite Ödemesi İspanya ve bazı Güney Amerika ülkeleri, üreticilere, elektrik enerjisi satışı gelirlerine ek olarak, kapasite ödemesi yapmak suretiyle üretim kapasite yatırımlarını sağlamaya çalışmaktadır [17]. 1999 öncesi İngiltere ve Galler Elektrik Havuzunda, sağlanamayan enerji maliyeti (VOLL) ve yük karşılamama ihtimaline (LOLP) dayalı
dinamik kapasite ödemeleri hesaplanarak, yarım saatlik spot fiyatına ilave edilerek üreticilere ödenmekteydi. Oren in [18] çok açık bir şekilde belirttiği gibi, piyasa fiyatı ve yatırım davranışı arasındaki ilişkideki belirsizlikler nedeniyle üretim kapasite miktarını düzenlemek yerine doğrudan kapasite ödemesi yapmak suretiyle arzu edilen güvenirlilik seviyesini sağlamak çok zordur. 5.2. Stratejik Yedek Sistem İşletmecisinin acil durumlarda kullanmak üzere stratejik yedeğe (bazen de konservasyon yedeği denmektedir) sahip olması İsveç te uygulanmaktadır. Stratejik yedek uygulaması, fiyat yükselmesinin yatırımları güttüğü sadece enerji piyasasında yedek seviyesini arttırarak arz güvenliğini yükseltmeye çalışmaktadır. Stratejik yedek, yük dağıtımı ekonomik sıralamasını değiştirebilir. Burada stratejik yedek kapasitesi ve fiyatının tespit edilmesi oldukça zordur. Az yedek kapasitesi ile yüksek fiyat sınırlı etki yaratırken, çok yedek kapasite ile düşük fiyat Sistem İşletmecisini piyasada büyük rol oynamasını sağlar. 5.3. İşletme Yedeği Piyasası 2001 başlarında başlayan elektrik arzı daralmalarında Norveç Sistem İşletmecisi, bir yıla kadar süreli işletme yedek sözleşmeleri için ihale düzenlemeye başlamıştır [19]. İşletme yedeği piyasasının ana fikri, Sistem İşletmecisinin, kapasite talebinin fiyatları sadece enerji piyasasından önce yükselmesini sağlamak suretiyle yatırım sinyalini erken vermesidir. İşletme yedeği piyasası, yatırım döngüsünü azaltmakla birlikte tamamen ortadan kaldırmamaktadır. Enterkonnekte sistemlerde yatırım yerine ithalatı arttırma etkisi olabilmektedir. 5.4. Kapasite Zorunluluğu ABD de PJM, NYISO ve NEISO 5 piyasalarında belirli seviyede yedek sağlamak üzere kapasite zorunluluğu getirmiştir. Kapasite zorunluluğu mekanizmasında tedarikçilerin tahmin ettiği puant yükün %18 fazlası kadar yedek kapasitesini uzun vadeli kapasite piyasasından (Installed Capacity Market - ICAP) veya ikili anlaşmalar ile veya kendi üretim tesislerinden tedarik etmesini zorunlu hale getirmek suretiyle belli seviyede üretim kapasitesi sağlanmaktadır. Yedek kapasite, emreamade üretim kapasitesi 5 PJM- Pennsylvania-New Jersey-Maryland electric power; NYISO- New York Independent System Operator, NEISO New England Independent System Operator.
olabileceği gibi, kesilebilir yük de olabilmektedir. Bu yapı, tedarikçilerin kapasite zorunluluğunu yerine getirememesi durumunda puant santralın yıllık maliyetine dayalı ceza ödemesini içermektedir [9]. Kapasite zorunluluğunda yatırım güdüsü üretim şirketlerinin gelecekteki fiyat tahmininden ziyade, düzenleyici kurumun puant talep tahmini ve kapasite ihtiyacı projeksiyonuna bağlıdır. Dolaysıyla, bu mekanizma sadece enerji piyasalarına göre bilgi eksikliği ve diğer yatırım risklerini azaltmaktadır [13]. Kapasite zorunluluğu komşu piyasalarla güçlü enterkoneksiyon bağlantısı olan ve ikili anlaşmalara dayalı piyasalarda (zorunlu havuz olmayan) şu ana kadar uygulanmamıştır. 5.5. Güvenilirlik Sözleşmesi Güvenirlilik sözleşmelerinin (finansal opsiyonu) ihale edildiği organize piyasaya dayalı düzenleme çerçevesi daha hiç bir piyasada denenmemiş ancak diğer kapasite mekanizmalarına göre daha fazla piyasa eksenli ve talep tarafı katılımını daha fazla sağlayan bir mekanizmadır [17]. Bu mekanizma, üretici gelirlerini stabilize etmek suretiyle yeni yatırıma elverişli ortamı oluşturmanın yanı sıra, talebin piyasa riskinden korunması için kullanılabilecek piyasa eksenli bir çözümdür. Bu çözümün kapasite ödemesi ve kapasite zorunluluğu gibi merkezi olarak belirlenen çözümlere nazaran temel avantajı daha fazla talep tarafı katılımını sağlaması ve piyasa eksenli olmasıdır. Ancak, zorunlu havuz sistemi için tasarlanan bu yaklaşımın ikili anlaşmalara dayalı piyasalar için uyarlanması gerekmektedir. Oren, ikili anlaşmalara dayalı güvenirlilik sözleşmesi çözümünü kapasite zorunluluğuna benzer bir yapıda önermektedir [18]. Burada merkezi ihale sistemi gerekmektedir. Ancak, Avrupa piyasalarında yaygın olan ve mevzuat bakımından 03.07.2005 tarihinde kabul edilen 5398 sayılı Kanun ile 4628 Sayılı Elektrik Piyasası Kanununda yapılan yeni değişiklik ile üretim ve dağıtım faaliyetlerinin dikey birleşmesindeki sınırlamaları kaldırılan Türkiye elektrik piyasasında beklenen dikey bütünleşik üretim ve perakende faaliyetleri yapısı altında nasıl çalışacağı açık değildir. 5.6. Kapasite Aboneliği
Doorman, tüketicilerin azami kapasite kullanma hakkı satın aldığı kapasite aboneliğini önermektedir [20]. Tüketicilerin, darboğaz yaşandığında taleplerini fiziksel olarak bu azami kapasite ile sınırlamasına izin vermektedir. Bu çözümün başlıca avantajı tüketicilerin kendi güvenirlilik seviyesini seçebiliyor olmasıdır. Ancak, tüm tüketicilerin taleplerini sınırlayabilmek için sistem işletmecisinin ekipman ve teçhizatlara sahip olması gerekmektedir. 5.7. Kapasite Mekanizmalarının Değerlendirilmesi Yukarıda kısaca özetlenen altı kapasite mekanizması Tablo 1 de listelenen kriterler doğrultusunda değerlendirilmiştir. Kapasite yatırımının sürekliliğinin sağlanması konusunda kapasite zorunluluğu ve güvenilirlik sözleşmesi üstün çözümler olarak Tablo 1. Kapasite Mekanizmaların Değerlendirmesi Kapasite Ödemesi Stratejik Yedek İşletme Yedekleri Kapasite Zorunluluğu Güvenilirlik Sözleşmesi Kapasite Aboneliği ortaya çıkarken, talebin fiyat elastisitesini uyarması açısından kapasite aboneliği daha üstün görünmektedir. Yatırım İstikrarı Sağlaması - ± ± ++ ++ + Bölgesel Darboğaza Karşı Sağlamlığı Manipülasyona Karşı Sağlamlığı Talebin Fiyat Elastisitesini Uyarması - - - ± + - ± + + ± ± + ± ± ± + + ++ Arz Verimliliği - -- ± + + ++ Uygulanabilirliği ++ ++ ++ + + ± İkili Anlaşmalara Dayalı Piyasaya Uyumu Deneyim + + + ± - + Var Var Var Var Yok Yok İspanya ve Güney Amerika Kaynak: De Vries Laurens J. (2004) Securing the Public Interest in Electricity Generation Market: The Myths of the Invisible Hand and the Copper Plate e dayanarak hazırlanmıştır. İsveç Norveç PJM, NYISO, NEISO Uygulanabilirliği açısından kapasite ödemesi, stratejik yedek ve işletme yedekleri piyasası diğer çözümlerden üstün görünmektedir. Genel itibarıyla, PJM piyasasında uygulanmakta olan kapasite zorunluluğu diğer mevcut çözümlere nazaran en üstün konumda olduğu Tablo 1 den anlaşılmaktadır. Ancak, kapasite zorunluluğunun ikili anlaşmalara dayalı piyasa yapısına uygunluğu tartışma konusundadır. 5.8. Dünya ve Avrupa Piyasalarında Kapasite Mekanizmasına ilişkin Son Gelişmeler Cramton, Stoft (2006) ve Joscow (2006) arz güvenliği ve yeni kapasite yatırımı için (i) spot fiyatların kısıtlanmaması, (ii) tüm yükün opsiyon sözleşmeleri ile riskten korunması ve kısıtlanmayan spot fiyatın riskten korunma sözleşmeleri tesis eden
tedarikçilere uygulanması (iii) yeterli seviyede riskten korunan kapasiteyi forward kapasite piyasasından temin etmesi önlemlerini içeren bir piyasa tasarımını önermektedir [8] [21]. Forward kapasite piyasası, PJM piyasasındaki günlük kapasite piyasasını yeni yatırımlar için daha uygun hale getirerek New England piyasasında uygulamaya başlayacaktır. Türkiye nin de dahil olduğu, ancak henüz Antlaşma tarafı olmadığı Güney Doğu Avrupa Enerji Topluluğuna baktığımızda, İtalya da opsiyon içeren kapasite sözleşmelerinin işlem gördüğü kapasite piyasası ve geçiş dönemi uygulamaları ve Yunanistan da üreticiler ve perakendeciler arasında ikili kapasite sözleşmesi uygulanmaktadır. Ayrıca, Romanya da kapasite piyasası ve Makedonya da ikili kapasite sözleşmesi uygulanması planlanmaktadır [14]. 6. SONUÇ Teorik olarak sadece enerji piyasası yeni kapasite yatırımları için yeterli sinyalleri üretmektedir. Ancak, sadece elektrik enerjisi fiyatı sinyallerinin arz güvenliği sağlayacak yeni kapasite yatırımları için pratikte yetersiz olabileceği görünmektedir. Bunun ana nedenleri yetersiz talep tarafı katılımı ve yatırım döngüsü sorunudur. Piyasa eksenli arz güvenliği çözümleri uygulandığında kapasite sinyalleri sağlanarak yeni kapasite yatırımları gerçekleşebilir. Bu çözümler ile kapasite talebi elektrik enerjisi fiyatı sinyalleri ile ima edilmek yerine, açık ve net bir şekilde ifade edilerek üretim şirketlerinin yatırım riskini azaltmakta ve tüketiciler için daha yüksek arz güvenliği ve daha düşük fiyat volatilitesi faydasını sağlamaktadır. İncelemiş olduğumuz altı değişik kapasite mekanizmasından, en etkin çözümün kapasite zorunluluğu mekanizması olduğu görünmektedir. Ancak, Türkiye elektrik piyasası için ikili anlaşmalara dayalı piyasa yapısına uyarlanması gerekmektedir. Güvenirlilik sözleşmelerinin merkezi ihale ve ikili anlaşmalar varyasyonları daha denenmemiş ve yenilikçi çözümler olarak görünmektedir. Acil olarak piyasa eksenli arz güvenliği çözümü ile yeni kapasite yatırımlarını sağlamak zorunda olan Türkiye elektrik piyasası için kapasite mekanizması pratikte hızlı, kolay ve ucuz uygulanabilirliği açısından değerlendirilmelidir. Bu açıdan baktığımızda, PJM tipi kapasite piyasasının kurulması maliyetli ve zaman alıcıdır.
Türkiye elektrik piyasasında uzun vadeli arz güvenliği için nihai çözüm bu yönde olurken, kısa vadede acil kapasite ihtiyaçlarının karşılanması için en kolay ve hızlı çözüm, tüm perakende şirketlerine tahmini yüklerine göre yapılan sabit miktarlı ve opsiyonlu geçiş dönemi sözleşmelerine ilaveten yedek kapasite, örneğin %15, sağlama veya opsiyon sözleşmesi yapma zorunluluğu getirilmesidir. İleride forward elektrik enerjisi piyasasını tamamlayacak forward kapasite piyasasını da kurmakta fayda görünmektedir. Bu hususların daha detaylı incelenmesi ve Türkiye ye özgün piyasa eksenli arz güvenliği çözümünün üretilmesi ve uygulamaya konulması gerekmektedir. KAYNAKLAR [1] Bakatjan, S. Arıkan M. and Tiong, R.L.K. (2003) Optimal Capital Structure Model for BOT Power Projects in Turkey, Journal of Construction Engineering and Management, Vol.129, No.1, pp89-97 [2] Bakatjan, S. (2000) Financial Engineering for BOT Power Projects: A Simplified Model for Optimal Capital Structure M.Sc. Thesis, Middle East Technical University, Ankara [3] Dırectıve 2003/54/EC of the European Parlıament and of the Councıl of 26 June 2003 Concerning Common Rules For The İnternal Market İn Electricity and Repealing Directive 96/92/ECEC [4] Dırectıve 2005/89/EC of the European Parlıament and of the Councıl of 18 January 2006 Concerning Measures to Safeguard Security of Electricity Supply and İnfrastructure İnvestment [5] Hawkins, D. (2001), The California Report, power point presentation for the California Independent System Operator (CAISO). [6] Weare, C. (2003), The California Electricity Crisis: Causes and Policy Options, Public Policy Institute of California, San Francisco http://www.ppic.org/content/pubs/r_103cwr.pdf [7] Shuttleworth, G., Falk, J., Meehan, E., Rosenzweig, M. and Fraser, H. (2002) Electricity Markets and Capacity Obligations, A Report for the Department of Trade and Industry, London, NERA. [8] Cramton, P. And Stoft, S. (2006) The Convergence of Market Designs for Adequete Generating Capacity, White Paper for the California s Electricity Oversight Board [9] Morey, M.J. (2001) Ensuring Sufficient Generation Capacity During the Transition to Competitive Electricity Markets, EEI. [10] IEA (2003) The Power to Choose: Demand Response in Liberalised Electricity Markets, International Energy Agency, Paris. [11] Stoft, S. (2002) Power System Economics, IEEE Press [12] Caramanis, M.C. (1982) Investment Decisions And Long-Term Planning Under Electricity Spot Pricing, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems 101 (12): 4640-4648.
[13] De Vrıes, Laurens J. (2004) Polıcy Framework For The Stabılızatıon Of Investment In Generatıng Capacıty, 19th World Energy Congress, [14] CEER (2006) Survey of Capacity Support Mechanisms in the Energy Community, Brussels. [15] Sandulescu, A (2005) National Market Arrangements for Capacity Availability: Romania s View, Romanian Energy Regulatory Authority, Presentation ec.europa.eu/energy/electricity/south_east/doc/mf_2005/anre_capacity.pdf [16] De Vries, L.J. and Hakvoort, R.A. (2003) The Question of Generation Adequecy in Liberalized Electricity Markets, INDES Working paper, Centre for European Policy Study [17] Vázquez, C., Rivier, M. and Pérez-Arriaga, I.J. 2002, A Market Approach To Long-Term Security Of Supply, IEEE Transactions on Power Systems 17 (2): 349-357. [18] Oren, S.S. (2000) Capacity Payments and Supply Adequacy in Competitive Electricity Markets, In Proceedings of the VII Symposium of Specialists in Electric Operational and Expansion Planning, Curitiba (Brasil), May 21 26. [19] Nilssen, G. and B. Walther (2001), Market-based Power Reserves Acquirement, An Approach Implemented in the Norwegian Power System, with Participation from both Generators and Large Consumers, in Proceedings of the Market Design 2001 Conference, Stockholm, 7-8 June 2001, pp. 59-66. [20] Doorman, G. (2000), Peaking Capacity in Restructured Power Systems, Thesis (Ph.D.), Norwegian University of Science and Technology, Faculty of Electrical Engineering and Telecommunications, Department of Electrical Power Engineering, Trondheim. [21] Joskow, P. L. (2006) Competıtıve Electrıcıty Markets And Investment In New Generatıng Capacıty, Massachusetts Institute of Technology, Center for Energy and Environmental Policy Research, Working Paper 0609.