Katılım
Öncesi
Mali
Yardım
Aracı
Kapsamında 2010 Türkiye Ulusal Programı
Bu proje Avrupa Birliği ve Türkiye Cumuriyeti tarafından
finanse edilmektedir
TR2010/0315.01-01/001
Elektrik İletim Yönetmeliğinin ENTSO-E ile
Uyumlaştırılması için Teknik Yardım
This project is co-financed by
the European Union and the Republic of Turkey
Açıklayıcı Not
Uyumlaştırılmış Elektrik Şebeke Yönetmeliği ve diğer
yönetmelikler kamu istişaresi için yardımcı doküman
26 Kasım 2014
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonization of Transmission Code in line with ENTSO-E’ Page 1
Explanatory Note 26 November 2014
1.
Giriş
TR2010/0315.01/001 Hizmet sayılı ‘Elektrik Piyasası Şebeke yönetmeliğinin ENTSO-E doğrultusunda
Uyumlaştırılması için Teknik Destek’ Projesi kapsamında TEİAŞ a gerekli teknik yardımın sağlanması için
Merkezi Finans ve İhale birimi tarafından oluşturulan konsorsiyum RTE International( Fransa), ELIA
System Operator ( Belçika), ve FİCHTNER ( Almanya) dan oluşmaktadır ve RTE International tarafından
temsil edilir.
Bu proje AB ve Türk hükümeti tarafından ortak finanse edilmiştir ve Merkezi finans ve ihale birimi
tarafından temsil edilir.
2.
Bu dokümanın amacı
TEİAŞ, aşağıdaki belgelerin güncellemesi ile ilgili tüm tarafların görüş ve önerilerini saptamaya yönelik
bir kamu danışma süreci yürütüyor:
•
Elektrik Şebeke Yönetmeliği
•
Elektrik Piyasası Dağıtım yönetmeliği
•
Elektrik piyasası dengeleme ve uzlaştırma yönetmeliği
•
Elektrik piyasası yan hizmetler yönetmeliği
•
Elektrik piyasası ithalat ve ihracat yönetmeliği
•
Elektrik piyasası ithalat ve ihracat yönetmeliği uyarınca kapasite tahsisine ve ikincil iletim hakkı
piyasasına ilişkin usul ve esaslar
•
Enterkoneksiyonda kapasite tahsisi için TEİAŞ ve komşu TSO’lar tarafından oluşturulan ihale
kuralları.
Bu yönetmelik ve dokümanlar enerji sektörünün bir veya daha fazla bölümü için geçerli kurallar
koymakla birlikte bu kuralların nedenleri hakkında bir açıklama içermemektedir. Yönetmelikler “Ne”
sorusuna yanıt veriyor ama “Neden”leri açıklamıyor. Bu açıklayıcı not, “nedenler” üzerinde
yoğunlaşmıştır ve amacı Türk enerji sistemi yönetmeliklerinin ENTSO-E şartları ile uyumlaştırılması için
getirilmesi önerilen değişiklerin neden önerildiğini açılamak ve gerekçelendirmektir.
Bu açıklayıcı not, ilk bölüm altında 3 kısımda Türk Yönetmeliklerinin ENTSO-E ile uyumlaştırılmasının
zemini hakkında bilgi vermektedir (ENTSO-E kimdir? Neden bir kamu istişaresi? Avrupa kodlarının içeriği
nedir? ).İkinci bir bölümde (4. kısım), bu açıklayıcı not Türk yönetmeliklerine getirilmesi önerilen
değişikliklere gerekçeleri ile genel bir bakış sunmaktadır.
Bu açıklayıcı not, son olarak (5. Kısım) yazılı kamu istişaresi sırasında, yazılı yorum ve görüşlerin
göderilmesi TEİAŞ’a göderilme prosedürü hakkında detaylı bilgi vermektedir.
Hukuki konular üzerinde yoğunlaşmış başka bir yardımcı doküman taslağı, bu açıklayıcı notdan ayrı
olarak hazırlanmıştır. Bu kılavuz doküman, Türk yöntmeliklerinin ENTSO-E şartlarına uyumlaştırılmasının
ır altında zemini ve gerekçelerini açıklar.
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 2
Explanatory Note 26 November 2014
3.
Başlangıç
3.1
Kamu istişaresinin Zemin ve Amacı
TEIAŞ, Türk Enerji sisteminin Kara Avrupası sistemi ile devamlı senkron operasyona geçmesi yolunda
ENTSO-E prosederünün son aşamalrını gerçekleştirmektedir. Kıta Avrupası Bölgesel Gruba (RGCE)
katılmak için ENTSO-E ile uzun süreli bir anlaşma üzerinde görüşmeler devam etmektedir ve
önümüzdeki aylarda sonuçlandırılması beklenmektedir. Bu, Türk sisteminin Avrupa Elektrik sistemine
entegrasyonda, için önemli çok bir adımdır. Bu, hem piyasa faaliyetlerinin entegrasyonu güçlendirmek
için hem de ve şebeke operasyon esnekliği için yeni fırsatlara yol açarak, Avrupa Elektrik sistemine Türk
sisteminin entegrasyonu için önemli bir adımdır.
Ayrıca, ENTSO-E, Avrupa Şebeke Kod ilk taslaklarının hazırlanması sürecini tamamlamaktadır. Bunların
bir çoğu, Avrupa Komisyonu onayı ve yayımı için ENTSO-E tarafından geliştirilmiş.
Bu aşama, Türk enerji sistemi yönetmeliklerinin ENTSO-E RGCE şartları ile uyumlaştırılması ile
entegrasyon yolunda sürmekte olan yeni bir adımdır. Bu uyumlaştırma, Avrupa Birliği ve Türk
Cumhuriyeti tarafından finance edilen TEİAŞ’a teknik destek projesinin bir parçası olarak
gerçekleştirilmektedir.
Bu uyumlaştırma ile, Türk Elektrik Piyasasının AB iç Elektrik Piyasasına entegrasyonunu kolaylaştırılması,
ENTSO-E RGCE’nin enerji sistemi operasyon güvenliği ve arz kalitesi şartlarının yerine getirilmesi ve
yenilenebilir ve diğer tür enerji üretimlerinin entegrasyonu için kurallar belirlenmesi amaçlanmaktadır.
Bu hedeflerin gerçekleştirilebeilmesi için, Türk Şebeke Yönetmeliği ve ilgili Türk Yönetmelikleri, RGCE
Operasyon elkitabı ve diğer 9 AB Şebeke Kodu taslağı ile uyumu için, güncellendi.
Türk yönetmeliklerinde yapılması önerilen değişiklikler ile ilgili bir istişare süreci yukarıda belirtilen
teknik yardım çerçevesinde yürütülmektedir. Avrupa Şebeke Kodları uyarınca tedbirlerin uygulanması
sırasında, Avrupa düzenlenmesi bunun gibi bir istişare sürecinin organizasyonu gerektirir. Bu yüzdendir
ki, böyle bir kamu istişaresinin yapılması uyumlaştırma hedeflerinin bir parçasıdır.
Bu kamu istişaresi, karar alma sürecinde ilgili tüm tarafların görüş ve önerilerini belirlemeyi
amaçlamaktadır. İstişare süreci, TEİAŞ tarafından erken bir safhada, açık ve şeffaf bir şekilde, tüm piyasa
katılımcılarını ve özellikle paydaş gruplarını temsil eden kurumları dâhil ederek gerçekleştirilmiştir. Bu
istişare, ulusal düzenleyici otoriteler ve diğer ulusal otoriteler, tedarik ve üretim teşebbüsleri, müşteriler
de dâhil olmak üzere sistem kullanıcılarını, dağıtım sistemi operatörlerini, ilgili sanayi dernekleri de dâhil
olmak üzere, teknik organları ve paydaş platformlarını içerir. İstişare süreci, esas olarak tüm ilgili
tarafların taslak yönetmelikler konusunda yorum gönderebileceği yazılı bir kamu istişaresine
dayanmaktadır. Bu sürece ek olarak, TEIAŞ, değişikliklerin tanıtıldığı ve ilgili tarafların yorum ve
görüşlerinin alınmasına yardımcı olmak amacı ile çalıştaylar düzenlemektedir.
3.2
3.2.1
ENTSO-E kimdir ve Avrupa Şebeke Kodları nelerdir?
ENTSO-E ve şebeke kodları
ENTSO-E, İletim Sistemi operatörleri Avrupa Ağı, Avrupa genelinde 34 ülkeden 41 İletim Sistemi
Operatörünü ( TSOlar) temsil eder.
ENTSO-E 2009 yılında kuruldu ve Enerji İç Pazarı için AB'nin Üçüncü Yasama Paketi ile yasal görev verildi,
AB gaz ve elektrik piyasalarının serbestleştirilmesi amaçlar.
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 3
Explanatory Note 26 November 2014
ENTSO-E, güç sisteminin doğasını değiştiren AB enerji politikasının uygulanmasını desteklemek ve
Avrupa enerji ve iklim politikası hedeflerine ulaşmak için TSO’lara arasında daha yakın işbirliğini teşvik
etmektedir.
ENTSO-E’nin ana hedefi Avrupa Birliği’nin enerji politikası hedeflerinin odağı olan ekonomiklik,
sürdürülebilirlik ve arz güvenliğinin sağlanması için rüzgar ve güneş enerjisi gibi yenilenebilir enerji
kaynaklarının enerji sistemine entegrasyonu (YEK) ve iç enerji piyasasının tamamlanması (IEM) dır.
Bu hedeferin başarılması için şebeke kod taslaklarının hazırlanması ETSO-E’nin ana katılımıdır.
Şebeke kodları, enerji sektörünün bir veya daha fazla Şebeke kodları, enerji sektörünün bir veya daha
fazla bölümü için geçerli kurallar belirler. Bunlara ihtiyaç Üçüncü Enerji paketi geliştirildiği esnada
tanımlandı. The need for them was identified during the course of developing the Third Energy Package.
Daha spesifik olarak, Düzenleme (AT) 714/2009, şebeke kodlarının geliştirilecek olan alanlarını ve
bunların geliştirilmesi için bir süreç belirler.
Şu anda, ENTSO-E, aşağıda listelenen 10 şebeke kodu üzerinde çalışmaktadır:
•Kapasite tahsisi ve Kısıt Yönetimi
•Üreticiler için şartlar
•Elektrik Dengeleme
•İleri kapasite Tahsisi
•Talep Bağlantısı
•Operasyon Güvenliği
•Operasyon Planlama ve Programlama
•Yük Frekans Kontrolü ve Yedekler
•Yüksek Gerilim Doğru Akım Bağlantıları
•Acil Durum ve Restorasyon
Acil Durum ve Restorasyon kodu halan ENTSO-E tarafından hazırlanma aşamasındadır ve Türk
yönetmeliklerinin uyumlaştırılmasında sağlam bir girdi olarak kabul edilecek kadar geliştirilmemiştir.
Türk yönetmelik taslaklarının hazırlanmasında sadece ilk 9 kod kamu istişaresine tabidir.
3.2.2
RGCE ve Operasyon Elkitabı
RGCE, şimdi Türkiye’nin de enterkonekte olduğu Kıta Avrupası Senkron Alana ait TSO ları temsil eden
ENTSO-E Sistem Operasyon Komitesi bölgesel Grubudur. Kıta Avrupası Bölgesel Grup daha önceki UCTE
senkron sahası TSO’larından oluşmaktadır.
Kıta Avrupası Bölgesel Grubunun ( RGCE) temel amacı Kıta Avrupası Senkron Bölgesi güvenilir ve verimli
çalışmasını takip etmektir. RG CE, ENTSO-E içindeki Avrupa Kıtası Senkron içinde Bölgesindeki üye
TSOların bölgesel faaliyetleri için bir çerçeve sağlamaktadır.
Bu, diğerlerine ilaveten, tüm operasyonel konuların yönetimi ( diğerlerinin yanı sıra frekans
düzenlemeleri, planlama ve muhasebe ve koordinasyon hizmetleri), Operasyon Elkitabının geliştirilmesi
ve güncellenmesi, Operasyon El Kitabının uygulanması ve potansiyel ihlaller durumunda uygulanacak
prosedürlerleri (Çok Taraflı Anlaşma), Operasyon elkitabı ile uyum denetimi ve senkron sistemin
istenilen uzantıları için birlikte çalışabilirlik değerlendirmelerini, içermektedir.
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 4
Explanatory Note 26 November 2014
Çok Taraflı Anlaşma ( MLA) , 1 Temmuz 2005 tarihli, tarafların (eskiden UCTE, günümüzde RG CE üyesi
TSO’lar) mütakip değişikleri de içeren Operasyon Elkitabı ile tam uyum içinde olmayı ve olası
uyuşmazlıları çözmeyi taahhüt ettikleri bir anlaşmadır.
Operasyon Elkitabı (OH), RG CE ‘nin enterkonnekte şebeke operasyonlarının teknik standartlarını
kapsayan anlaşılır bir şekilde biraraya getirilmişidir. Bu, 3 tanesi 2005, 4 tanesi 2006 menşeli olan ve
zaman içerisinde tekrar gözden geçirilmiş 8 İlkeden oluşur, 8. İlke 2008 yılında oluşturulmuştur.
Operasyon Elkitabı (OH), Türk yönetmeliklerinin ENTSO-E şartları ile uyumlaştırılmasında anahtar girdi
olarak Kabul edilmişdir.
Operasyon Elkitabı (OH), gelecekteki Acil durum ve Restorasyon şebeke kodunda yer alacak şartları
içerir ki bu şartar, Türk yönetmeliklerinin ENTSO-E şartları ile uyumlaştırılmasında dikkate alınmıştır.
3.3
Neden bir kamu istişaresi?
Türk yönetmeliklerinde yapılması önerilen değişiklikler, Türk enerji Sisteminin işlemesinde önemli
değişikliklere neden olmaktadır. 6 ayrı yönetmelikte yaklaşık bin adet değişiklik önerilmiştir. Bu The
amendments proposed to be introduced in the Turkish regulations lead to a major change in the
functioning of the Turkish power system. About one thousand amendments are proposed to be
introduced in 6 different regulations. Bu, bir istişare süreci düzenlenmesinin ilk sebebidir.
Değiştirilmesi önerilen 6 yönetmelik aşağıdakilerdir:
•
Elektrik Şebeke Yönetmeliği
•
Elektrik Piyasası Dağıtım yönetmeliği
•
Elektrik piyasası dengeleme ve uzlaştırma yönetmeliği
•
Elektrik piyasası yan hizmetler yönetmeliği
•
Elektrik piyasası ithalat ve ihracat yönetmeliği
•
Elektrik piyasası ithalat ve ihracat yönetmeliği uyarınca kapasite tahsisine ve ikincil iletim hakkı
piyasasına ilişkin usul ve esaslar
Ayrıca, diğer bir doküman güncellendi ve aynı süreçde sunulması öneriledi. Bu doküman,
Enterkoneksiyonda Kapasite Tahsisi için TEİAŞ ve komşu TSO’lar tarafından İhale kurallarını
anlatmaktadır.
Bu kamu istişaresinin düzenlenmesinin bir başka nedeni de yukarıda belirtilen teknik yardımda belirtilen
uyumlaştırma hedeflerini kapsar.
Avrupa yönetmeliklerinde ( Yönetmelik (EC) 714-2009) şebeke yönetmeliklerinin geliştirilmesi için Kamu
istişaresi yapılması mecburidir). Ayrıca, Avrupa şebeke yönetmelikleri taslaklarında, Şebeke
yönetmelikleri gereği önlemler uygulanmadan evvel TSO’larda bir taslak teklifi üzerinde danışması
gerekliliği vardır. Bu şartlar birçok şebeke koduna dâhil edilmiştir. Sonuç olarak, Avrupa yönetmeliğe
tam uyum bir istişare sürecinin uygulanmasını gerektirecektir.
Kamu istişaresi Paydaşlar, TEİAŞ ve EPDK yararına olacaktır. Bu, Istişareden gelen yorumların kabulü
veya reddetti için şeffaf kriterlere dayalı şeffaf bir süreç gerektirir. Nihai yönetmelikler, tüm ilgili
taraflardan gelecek öneri ve görüşlerler ile geliştirilecektir. Ayrıca uyuşmazlık durumlarında daha sağlam
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 5
Explanatory Note 26 November 2014
It implies the implementation of a transparent process based on transparent criteria for accepting or
rejecting comments coming from the consultation. Final regulations will be improved by including views
and proposals of all relevant parties. Ayrıca ileride anlaşmazlık halinde daha güçlü olacaktır.
3.4
Avrupa Şebeke Kodları neleri içerir?
Bu kısımda, her bir Avrupa Şebeke Kodunun kısaca içeriğinin açıklaması erilmiştir.
3.4.1
Genel
Şebeke kodları , uyumlaştırmayı, Avrupa elektrik piyasasının entegrasyonunu ve verimliliğinin
kolaylaştırılması için ,(ACER) Enerji Düzenleyicileri İşbirliği Kurumu (ACER) rehberliğinde, ENTSO-E
tarafından hazırlanan bir dizi kuraldır. Her şebeke kodu, iç enerji pazarı ve Avrupa Birliği'nin 20-20-20
enerji hedeflerine ulaşma ve tamamlanmasına yönelik isteğin ayrılmaz bir parçasıdır:
•
AB sera etkili gaz emisyonlarında 1990 seviyelerinden % 20 azalma;
•
AB ‘de yenilenebilir kaynaklardan üretilen enerjinin enerji tüketimindeki payını % 20
yükseltmek;
•
AB'nin enerji verimliliğinde% 20 iyileşme.
Avrupa elektrik iletim sistemi operatörlerini temsil eden, ENTSO-E elektrik için kural taslakarının
hazırlanması, gaz için kural taslakları hazırlanması için kardeş dernek ENTSOG ile Avrupa Komisyonu (AK)
tarafından görevlendirilmiştir. 2011 sensinden beri geliştirilmekte olan, her kodun tamamlanması
yaklaşık 18 ay sürmektedir. Daha sonra AB yasaları içinde oylanmak ve Üye Devletler arasında
uygulanmak üzere ACER tavsiyesi ardından, her kod, Komitoloji sürecinde onay için Avrupa
Komisyonu'na sunulmuştur.
Kasım 2014 tarihi itibarı ile bu Avrupa kodlarının hiç biri yayımlanmamıştır ve resmi olarak yürürlülükte
değildir. Onay sürecinde en ilerlemiş kod, Komitoloji sürecinde olan "kapasite tahsisi ve kısıt yönetimi "(
CACM)kodudur. Üreticiler için şartlar şebeke kodu için, Avrupa Komitesi komitolojiye çok yakın bir
tarihte başlayacaktır. Türk yönetmeliklerinin uyumlaştırılması için dikkate alınacak 9 yönetmelik için
ACER olumlu görüşünü bildirmiş ve Avrupa Komisyonuna Komitoloji süreci için taslaklarını vermiştir.
Şebeke kodları Avrupa elektrik iletim sisteminin 3 kilit bölümünü kapsar:
•
Şebeke bağlantıları: Temiz düşük-karbon yenilenebilir enerji üretimi artışda, rüzgâr kapasitesi
muhtemelen 2030 yılına kadar Avrupa elektrik tüketiminin% 14 karşılayacak. Ancak, bu enerji
kaynaklarının, geleneksel fosil yakıt kaynaklarından farklı teknik parametreleri var ve bu yüzden
şebeke bağlantı kuralları şebeke üzerinde bu enerjiyi almak için adapte edilmesi gerekir.
Bağlantı kodları bu zorlukları kapsamaktadır.
•
Şebeke Operasyonları: Avrupa elektrik sistemi, tüm Üye Ülkeler arasında elektrik kaynaklarının
daha iyi dağılımını sağlayarak, artarak entegre edildi. Avrupa elektrik üreteçleri, operatörler ve
dağıtıcıları yıllardır birlikte çalıştı, bu 27 AB ülkelerinde tutarlı operasyonel denetimi ve
koordinasyonundan oluşan son derece entegre pan-Avrupa elektrik sistemi anlamına gelir.
Operasyon kodları bu zorlukları kapsar.
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 6
Explanatory Note 26 November 2014
•
3.4.2
Sınır-ötesi elektrik piyasaları: Avrupa toptan elektrik piyasası entegrasyonu ile Sınır ötesi ticaret,
enerji, farklı türleri için arz ve optimum fiyatlandırma güvenliğini sağlamaya yardımcı olur.
Avrupa Elektrik Piyasası hakkındaki Üç Aylık Avrupa Komisyon Raporunun gösterdiğine göre
2013 Q2 sınır ötesi fiziksel güç akımlarının Q1 2012 ile karşılaştırıldığında,% 4 oranında artmıştır.
– ancak piyasa entegrasyonu henüz tamamlanmamıştır. Piyasa kodları, tüm piyasa katılımcıları
için eşit bir zemin oluşturarak, sınır ötesi güç ticaretini uyumlaştırmak için kurallar koyar; daha
etkin maliyeti sağlar.
Üreticiler için Şartlar
Şebeke Bağlantısı için şartlar şebeke kodu, yeni elektrik üreticilerinin uyacağı ve tüm üreticiler için
geçerli olan teknik şartlar koyar. Şartlar üreticinin boyutuna göre değişir- en küçüğü en az teknik şarta
tabidir ve bu şartlar santral boyutu büyüdükçe artar. RfG kodu Senkron Enerji Üretim Modülleri, Power
Park modülleri ve Offshore Üretim Tesisleri için şartlar belirler.
Bu, öngören şartları ve özel parametreleri (örn. Frekans ile ilgili şartlar), yapı şartlarını (örn. Reaktif güç
hükümleri şartları) ve prensip şartlarını(örn. Bilgi alış verişi) içerir).
Ayrıca, üreticilerin RfG şebeke kodu kapsamındaki şartlara uyumunun değerlendirilmesi ve şebeke
bağlantısı için operasyonel bildirim prosedürü belirler.
3.4.3
Talep bağlantısı
Talep Bağlantısı Kodu (DCC) aşağıdakiler hakkında şartlar içerir:
•
İletim bağlantılı talep tesisleri (doğrudan iletim şebekesine bağlanan geniş kullanıcı kitlesi).
Bunlar genel olarak endüstriyeldir (örn: very merkezleri, çelik işleri, aliminyum dökümcüleri, vs.
);
•
İletim bağlantılı dağıtım şebekeleri;
•
Talep tarafı tepkisini veren şebeke kullanıcılar (DSR); ve
•
Şebeke kullanıcıları ve operatörlerinin görev ve sorumlulukları.
Koddaki genel şartlar iletim sisteminin istikrarını tehdit edebilecek aşırı sistem olayları ile başa çıkmak
için ve önlemek (frekans ve voltaj aralıkları dahil) için şartlar tanımlar.
Diğer şartlar, Üreticiler için Şartlar şebeke kodu ile yakından bağlantılı olarak, kullanıcı bağlantıları için
ilke, prosedür ve parametrelerinin genel hatlarını belirler ( mevcut kullanıcılar, uyumluluk, ve istisnalar
konularını da içerir).
DCC şebeke kodu içinde bulunan operasyonel şartlar, bilgi alışverişi, güç akış kontrolü (talep tarafı
tepkisi) ve gerilim yönetimi (reaktif gücün aktif kontrolü), (düşük frekans talebi ayırmalı ve alçak gerilim
talep kopukluk durumlarda dâhil olarak) sistem savunma planın mümkün olmasını sağlar.
DCC şebeke kodu (reaksiyon süreleri, iletişim ve uyum testleri ile ilgili kurallar da dahil olmak üzere) sınır
ötesi ile ilintili DSR sağlayıcıları uymak zorunda oldukları bağlantı şartlarını belirler.
3.4.4
HVDC Bağlantı Kodu
Yüksek Gerilim Doğru Akım Bağlantıları Şebeke Kodu (NC HVDC), yeni DC bağlantıları , senkron alanları
arasına veya içinde bağlantı kurar(bir sistem olarak çalışan ve her zaman aynı frekansın muhafaza
edildiği Avrupa şebekesinin parçaları ) ve Avrupa elektrik sisteminde giderek belirgin hale gelen offshore
rüzgar çiftlikleri gibi yeni DC bağlantılı Power Park Modülleri için bağlantı şartları belirler.
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 7
Explanatory Note 26 November 2014
3.4.5
Operasyon Güvenliği
Geçmişte her bir iletim sistem operatörünün (TSO) kendi sistemlerinin operasyonu için kendi kuralları
mevcuttu; bu kurallar genelde ulusal düzeydeki şartlara dayanmaktaydı. TSO’lar arası artan
enterkonneksiyon, yenilenebilir kaynaklardan sağlanan elektrik miktarının artması ve tek bir enerji
piyasasının oluşturulması, TSO’ların sadece ulusal elektrik iletim sisteminde değil, Avrupa sistemin de de
operasyonel olması için, ortak, bağlayıcı şartları gerektirmaktedir.
Operasyon Güvenliği Şebeke Kodu (NC OS) güvenli enterkonnekte Avrupa elektrik iletim sisteminin
korumak için çerçeve belirlemektedir. Tüm TSO'ların takip etmesi gereken ortak, yasal olarak bağlayıcı
ilkeleri ve elektrik iletim şebekeleri için operasyon kurallar içerir.
Bu yapılarak, TSO'ların şebekeleri her zaman güvenli, koordineli ve verimli bir şekilde çalışmaları
sağlanmaktadır. TSOlar arasında etkili bir koordinasyon Avrupa iç elektrik piyasasının tamamlanması için
bir ön koşul olduğundan, OS şebeke kodu enerji sektörünün karbondan arındırılamsı ve rekabeti artırıcı
Avrupa enerji politikası hedeflerine katkıda bulunur.
3.4.6
Operasyon Planlama ve Programlama
Operasyon Planlama ve Programlama Şebeke Kodu (NC OPS) , operasyon güvenliği ve yeterlilik analizi
için ortak metodolojiler sunar. Bunu yaparak, farklı TSO'ların Avrupa çapında verimli operasyon sürecine
hazırlamak için tutarlı ve koordineli bir şekilde birlikte çalışmalarına olanak verir. Ayrıca TSO’ların iletim
kaynaklarını verimli kullanmasını sağlar. Kod, koordineli bir biçimde, yıl öncesinden birkaç saat önesine
kadar olan ve artmakta olan yenilenebilir enerji üretimini arttırmak için, gelecekteki operasyon
koşullarındaki belirsizliklerin nasıl ele alınması gerektiği hakkında prosedürler sunar.
Operasyon Planlama ve Programlama Şebeke Kodu (NC OPS) , varlıkların bakımının hangi şekilde
koordine edildiğini belirtir. Tüm santraller ve iletim hatlarında aynı anda kesinti yapılamayacağından,
TSO'lar şebekenin üretim ve talep yeterliliğini sağlamak için koordineli müsaitlik planları yapar. Elektrik
akışlarının giderek sınırları aşması nedeniyle, bu müsaitlik planlamaları komşu ülkelerdeki faaliyetleri de
etkilemektedir. Bu nedenle, OPS şebeke kodu, aksi takdirde maliyetli önlemleri gerektirebilecek
durumların önlenmesi için TSO’ların müsaitlik planlamalarını koordineli bir şekilde yapmasını sağlayarak
verimliliği arttırır.
Son olarak, OPS şebeke kodu, sistem operasyonundaki her oyuncunun kendisinden ne beklendiğini
bilmesini sağlar. İletim sistemi operatörlerinin ( TSO’lar), dağıtım sistemi operatörleri ( DSO’lar), şebeke
kullanıcıları ve piyasa oyuncularının operasyon programlamadaki görev ve sorumluluklarını belirler ve
farklı tarafların nasıl bilgi alış verişi yapacağını anlatır.
3.4.7
Yük Frekans Kontrolü ve Yedekler
Yük Frekans Kontrolü ve Yedekler Şebek Kodu (NC LFCR), belirli teknik detaylar içerir. Bu detayların bir
çoğu TSO’lar arası işbirliği hakkındayken, tarafların nasıl yedek sağlayacağı ve TSO’ların nasıl bir
etkileşim içinde olacağı hakkında da önemli kurallar oluşturur. LFCR şebeke kodunun temel yararı şeffaf
bir şekilde tek bir kurallar kümesi ortaya koymasıdır. Kod aşağıdaki avantajları sağlayacaktır:
• Frekans parametreleri hakkında komuya daha şeffaf bilgi sağlanması şartı;
•Avrupa’da ilk kez, uyumlaştırılmış sistem frekans kalite hedefleri belirlenmesi;
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 8
Explanatory Note 26 November 2014
• Bir dizi uyumlaştırılmış kontrol süreçleri ve operasyonel prosedürleri tanıtmak;
• Yedeklerin sağlanmasında uyumlaştırılmış asgari teknik şartları belirtir (Bu hizmet sağlayıcılarına daha
fazla netlik veren) ; ve
•Avrupa iletim sisteminin verimini artıracak olan sınır ötesi alış verişi, elektrik yedeklerinin paylaşımı ve
aktivasyonu için uyumlaştırılmış prosedürlerin oluşturulması.
Önemlisi, LFCR şebeke kodu, tek bir Avrupa elektrik piyasası ve özellikle de, geliştirilebilir dengeleme
piyasası için sağlam bir temel sağlayacaktır.
3.4.8
Kapasite Tahsisi ve Kısıt Yönetimi
Kapasite tahsisi ve Kısıt Yönetimi Şebeke Kodu (NC CACM), Avrupa'da sınır ötesi elektrik ticareti için tek
bir yaklaşım için kurallar belirleyerek Avrupa için tam entegre bir elektrik piyasası elde edilmesine
yardımcı olacaktır. Kılavuz kapasite tahsisi için kurallar belirler – gün öncesi ve gün içi zaman
ölçeklerinde elektrik iletim altyapısı mevcut sınır ötesi kapasitesi tahsisi ve farklı bölgeler arasında
kapasitenin hangi yol ile hesaplanacağını özetlemektedir. CACM ayrıca kıst yönetimi, Bu tür kapasite
kullanımını talep eden taraflar arasında kısıtlı iletim kapasitesinin yönetimi hakkında kurallar belirler.
3.4.9
İleri Kapasite Tahsisi
İleri Kapasite Tahsisi Şebeke Kodu (NC FCA) 'nun uygulanması tüm sınırlarda uygun sınır ötesi korunma
olanakları sağlayacaktır. İleti Sistemi operatörleri (TSO), piyasa katılımcılarına fiziksel veya maddi uzun
vadeli iletim hakkı (Onların, farklı teklif bölgeleri arasındaki gün öncesi piyasalar içindeki fiyat
farklılıklarındaki oynaklığından korunması ve riskin azaltılması için) sunmak zorunda olcaklardır.
Bir diğer önemli hedefi de, iletim kapasitesi ihalelerine katılmak isteyen her bir piyasa oyuncusu için tek
bir irtibat noktası olacak tek bir tahsis platformu, kurmaktır. Bu tek kurallar kümesi, piyasa katılım
maliyetlerini düşürecek ve verimliliği artıracaktır.
3.4.10 Elektrik Dengeleme
Ulusal veya pan-Avrupa düzeyinde olsun dengeli bir piyasanın hedefi, müşteri için en düşük maliyet ile
devamlı talep arz dengesinin sağlanmasıdır.
Elektrik Dengeleme Şebeke Kodu (NC EB) amacı dengelemenin genellikle ulusal düzeyde yapıldığı
Avrupa’yı mevcut durumundan, farklı kaynakların kullanılabilmesini sağlayacak daha geniş piyasa
durumuna taşımaktır (örn: İtalya ve Almanya’da daha fazla güneş enerjisinin bağlanmasına olanak
sağlayan İsviçre’den hidroelektrik).
EB şebeke kodu, daha kolay kaynak ticareti yapmak için, daha fazla entegrasyon, koordinasyon ve
elektrik dengeleme kurallarının uyumunu teşvik edecektir. Bu TSO’ların mevcut kaynakları daha verimli
kullanmasını sağlayacak, maliyeti azaltacak ve arz güvenliğini artıracaktır.
4.
ENTSO-E şartları ile uyumlaştırma için değişiklikler ve gerekçeleri
4.1
Gerekçeler hakkında
ENTSO-E kodları şartları ilgili tüm taraflar için en yüksek verimlilik ve düşük maliyeti arasındaki
optimizasyonu ilkesi ile oluşturulmuştur. Her Avrupa kodunun destekleyici belgeleri yeni veya daha
önce tarafların tarafından kabul görmüş standartlar farklı şartları hakkında açıklamalar ve gerekçelerini
verir.
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 9
Explanatory Note 26 November 2014
Bu dokümanda, ENTSO-E kodlarının içeriği ve amaçları hakkında, kamu istişaresi katılımcılarının
uyumlaştırma süreci sonunda neden bu değişikliklerin Türk yönetmeliklerine getirildiğini anlamasına
yardımcı olamak için genel bilgi verilmektedir. Değişiklikler hakkında detaylı gerekçe verilmemiş, ENTSOE kodlarındaki şartlarındaki şartların basit bir şekilde aktarılmasından ibarettir. Katılımcılar, şartları
başlangıç gerekçeleri ile ENTSO-E kodları destekleyici belgelerinde bulabilirler. Ancak, ENTSO-E
şartlarının getirilmesi Türk bağlamında ertelendiği veya uyarlandığı durumlarda detaylı açıklamalar ve
gerekeçeleri verilmiştir.
4.2
Hukuki Yönler
Bu açıklayıcı nottan bağımsız olarak, hukuki konular üzerine odaklanmış diğer bir yardımcı doküman
hazırlanmıştır. Bu kılavuz doküman, uyumlaştırılan Türk yönetmeliklerine getirilen ENTSO-E şartlarının
zeminini ve gerekçelerini açıklar.
Bu doküman, ENTSO-E ile uyumlaştırmaya Türk hukuk çerçevesi bağlamında açıklık getirir, 14 Mart 2013
tarihli 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ile uyumlu olmasını sağlar. Ayrıca bu uyumlaştırmanın EPDK,
TEİAŞ ve Enerji ve Tabi kaynaklar Bakanlığı arasındaki şu andaki kanun ve yönetmeliklerle mevcut olan
görev ve yetki dağılımına uyumasını sağlar ve elektrik sektörü düzenlenirken kamu kurum ve düzenleyici
kurumlar tarafından alınacak kararların piyasa oyuncuları arsında, şeffaflık ve ılımlılık, ayrımcılık
yapmama ilkelerine uyulması gerekliliğini hatırlatır.
Bu kılavuz belge son olarak uyumlaştırılmış yönetmeliklerin aşağıdaki şekilde yönetmeliğe gireceğini
açıklar:
4.3
•
ENTSO-E ve TEİAŞ arasında Uzun vadeli Anlaşmanın imzalanması ve
•
İlgili ŞEBEK KodlarınınAvrupa Birliği Resmi Gazetesi'nde yayımı ve de yürürlüğe girmesi.
Avrupa bağlantı kodları ile uyum için Değişiklikler
Bağlantısı yapılacak yeni tesisler hakkında Türk yönetmeliklerinde 500 den fazla değişiklik teklif
edilmektedir. Bu değişiklikler dağıtım şebekesine olanlar da ( rüzgâr tübinleri, domestik güneş
panelleri…) dâhil olamk üzere tüm üretim ve talep tesisleri için geçerlidir. Bağlantı konularındaki
değişiklikler, Türk yönetmeliklerinin üç Avrupa şebeke kodu taslağı “ üreticiler için bağlantı şartları”, “
talep bağlantısı” ve “ HVDC bağlantıları ve DC bağlantılı Power Park Modülleri” ile uyumunu
sağlayacaktır.
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 10
Explanatory Note 26 November 2014
4.3.1
Genel Açıklamalar
Şimdi alınan yatırım kararları önümüzdeki yıllar boyunca güç sistemi etkileyecek. Bu nedenle, tüm
kullanıcıların kendi tesislerinin sağlaması gerekecek özelliklerden haberdar olduklarından emin olmak
gerekmektedir- geriye dönük olarak, tüm tarafların arz güvenliğine katkı sağlamaları ve yüksek maliyet
gerektiren şartları kabul edilmesi. Dolayısıyla, Şebeke bağlantı kodları iletim şebekelerine bağlanan tüm
taraflar için(üreticiler, talep müşterileri ve HVDC bağlantıları dahil) orantılı bağlantı şartları belirlemek
için çalışırlar. İstikrarlı bir dizi bağlantı kuralı ayrıca, operasyon ve piyasa kurallarının geliştirilebileceği bir
çerçeve sağlar.
Bu sebeplerden dolayı, Türk yönetmeliklerinde en kısa zamanda bu bağlantı kodları ile ilgili değişkliklerin
uyarlanması tavsiye edilir ( Avrupa kodlarında önerilen programa benzer şekilde, yani ilgili yönetmeliğin
yayımını takiben 3 sene içerisinde yürürlüğe girmesi ). Ancak, Türk yönetmelik mevcut şartlar hala
yürürlüğe kalacak fakat sadece mevcut tesisler için geçerli olacaktır.
Offshore power park modülleri ve talep tarafı tepkisi şartları haricinde, tüm ENTSO-E üretici, talep ve
HDVC tesisleri şartlarının Türk yönetmeliklerine getirilmesi önerilmektedir. Offshore power park
modülleri ( AC veya DC toplamalı) için şartların getirilmesine, Türkiye’de önümüzdeki seneler için bir
proje öngörülmediği için gerek görülmemektedir. Ayrıca, bu Offshore power park modülleri hala
“gelişmekte olan teknolojiler” katogorisine girdiği için standart performans beklemek güçtür, Türk
yönetmeliklerinde bu tip teknolojiler için şartlar belirlenmesinden önce, offshore üretimin hızla
büyüdüğü Avrupa ülkelerinde ki ilk sonuçların alınmasının beklenmesi tavsiye edilmektedir.
Avrupa Talep Bağlantısı Koduna eklenen Talep tarafı tepkisi için( reaktif güç kontrolü ve iletim kısıtlama
yönetimi, system frekans kontrolü, çok hızlı aktif güç kontrolü) , şartların Avrupa düzeyinde daha iyi
açıklanmasına ihtiyaç vardır, bu yüzden Türk yönetmeliklerine getirilmesi ertelenmiştir.
Türk yönetmeliklerine getirilmesi önerilen değişiklikler esas olarak aşağıdaki konuları hakkındadır:
-
Aktif güç kontrolü ve frekans desteği şartları
-
Reaktif güç kontrolü ve gerilim desteği şartları
-
Kısa devre akımları ve fault ride through şartları
-
Kontrol şartları
-
Koruma cihazları ve ayarları için şartlar
-
Bilgi alış verişi ve koordinasyon,
-
Bağlantı için operasyonel bildirim prosedürü
-
Uyum tesleri ve simülasyonlar
Türk yönetmeliklerinin ENTSO-E bağlantı kodları ile uyumlaştırılması, bağlantı prosedürünün kamuya
açık bir şekilde ve bunun yanında bağlantı modellerinin detaylı bir anlatımının tesis sahibine
gönderilemsini gerektirir ( ENTSO-E bağlantı kodunda bulunan“ operasyonel bildirim prosedürü” ve “
Uyum” bölümlerine göre). Prosedür, şartlar ile birlikte, en azından yeni bağlantılı tesislerin uyum
bildirimi aşamalarını içermelidir. Detaylı özellikler, tesislerinin şartlar ile uyumlu olduğunu göstermek
için, çalışmaları, tesislerin sahibinden istenen testler ve simülasyonları içermelidir. .
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 11
Explanatory Note 26 November 2014
Bu prosedür ve belgeler, Elektrik piyasası Yan hizmetler Yönetmeliği kapsamında, üreticilerden istenen
bazı uyum testlerine rağmen, Türk yönetmeliklerinde mevcut değil. Türkiye’de DSO’ların özelleştirilmesi
ile birlikte, dağıtım sistemi bağlantısında ilgili DSO’lar için şeffaf ve ayrımcılık yapılmayan bir ulaşımın
sağlanması için böyle bir prosedürün en kısa zamanda oluşturulması çok önemlidir. Avrupa TSO’larının
tecrübelerine dayanarak, böyle bir prosedürün ve özellik modellerinin yönetmeliklere eklenmesi uzun
zaman almaktadır ve ulusal düzenleyici kurum tarafından onaylanmadan evvel kamu istişaresi
yapılmasını gerektirir. İlgili değişikliklerin Türk yönetmeliklerine uygulamada gecikmeIi olarak getirilmesi
tavsite edilir ( yönetmeliğin yayımından 3 sene sonar yürürlüğe girmesi önerilir).
4.3.2
Değişikler yeni üreticiler için neleri kapsar?
Değişikler tüm yeni elektrik üreticilerinin uyması gereken şartlar koymaktadır. Şartlar üreticinin
büyüklüğü ile bağlantılıdır– en küçük üretici için en az şart ve zorunluluklar, tesis boyutu büyüdükçe
şartlar da çoğalır.
Türk yönetmeliği, Üreticiler için şebeke kodundaki(NC RfG) gibi, üreticileri için dört sınıfda atnımlar (tip
A, B, C, D). Bunlar büyüklüğe göre katogorize edilir, A tipi en küçük üretim ünitesini ( 800W altındaki her
şey) ve bir evin çatısına konmuş güneş panelleri veya küçük bir rüzgâr turbine gibi teknolojiler de dâhil
olmak üzere, içerir. Şartler büyüklük arttıkça artar, D tipi iletim sistemine bağlanan en büyük santralleri
kapsar( maksimum kapasitesi 75 MW üzerinde olan üreticiler veya 110 KV veya üstü ile bağlı olanlar). B
tipi maksimum kapasitesi 1 MW ve üzerinde olan ve 66 kV ve altındaki bağlantıları kapsar. B tipi
maksimum kapasitesi 50 MW ve üzeri olan ve 110 kV altındaki bağlantıları kapsar.
A tipi üretici, frekans kararlılığı odaklı en temel şartları sağlamak zorundadır. Şartlar kademeli olarak
artar; örneğin, D tipi bir üretici A,B ve C için geçerli olan şartlara ek olarak, diğer belirli şartı sağlamak
zorundadır ( aşağıdaki örnekte olduğu gibi).
Mevcut en büyük üretim kategorisi, dönen makine üretimi ve güç elektroniği arabirimleridir. Her
kategori için belirli şartlar konulmuştur (Senkron Güç modülleri ve Power Park modülleri).
RfG şebeke kodunda, Belirli bir teknoloji için özel hususlar ulusal uygulama düzeyinde ele alınabilir. Türk
yönetmelikleri için, bu olasılık yeni üretim tesisleri için geçerli değildir.
Değişiklikler ayrıca Avrupa çapındaki üreticiler için ayırım yapmayan prosedürler belirler ve Avrupa’daki
yenilenebilir enerjinin ( RES ) geniş hacimlerdeki artışına dayanan, gelecekteki gerçekçi üretim/talep
senaryolarına dayanır.
Örnek:
400 MW'lık kombine çevrim, D tipi bir Senkron Güç Üretim Modülüdür. Aşağıdaki şartları yerine
getirmek zorundadır:
•
A tipi güç üretim modülü için geçerli olan genel şartlar; aktif güç çıkışı durdurma amacıyla lojik
arayüzü haricinde
•
B tipi güç üretim modülü için geçerli olan genel şartlar; aktif güç çıkışı azaltma amacıyla lojik
arayüzü haricinde
•
C tipi güç üretim modülü için geçerli olan genel şartlar;belirli gerilimde otomatik bağlantı
kesintisi haricinde (zorunlu olmayan bir bazda)
•
D tipi güç üretim modülü için geçerli olan genel şartlar
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 12
Explanatory Note 26 November 2014
•
Gerilim control sistemi haricinde, B tipi senkron güç üretim modülleri için genel şartlar
•
C tipi senkron güç üretim modülleri için genel şartlar
•
D tipi senkron güç üretim modülleri için genel şartlar
4.3.3
Yeni tesislere uygulanacak değişikliker mevcut tesisler için de geçerli mi?
Değişiklerde konulan şartlar yeni tesisler için geçerlidir (üreticiler, talep, dağıtım ağları, HDVC
sistemleri…)TEİAŞ ve yetkili düzenleyici kurum tarafından talep edilmediği sürece mevcut tesisler için
geçerli olmayacaktır. Bunun olması için, düzenleyici kurum onayını ve Bunun gerçekleşmesi için,
kapsamlı bir analiz ve düzenleyici otoritelerin onayı da dâhil olmak üzere açık bir süreç takip edilmelidir.
Mevcut tesislerin yenilenmesi için geçerli bir durum varsa, değişikler izlenmesi gereken şeffaf bir süreç
sağlar.Bu bir kaç adım içerir, bunlar; bir sayısal maliyet kar analizi, kamu istişaresi ve ulusal düzenleyici
otoriteler tarafından nihai karar.
Diğer durumlarda, Türk mevzuatındaki şartlar mevcut tesisler için yürürlülükte kalır.
4.3.4
Değişiklikler, Avrupa bağlantı kodlarına göre RGCE sistemine uygulanandan daha ağır
olabilir mi?
Aşağıda ayrıntılı olarak verilmiş bazı istisnalar haricinde, değişiklikler belirtilen şartları RGCE sistemine
bağlı tesislere uygulanan şartları ile uyumlaştırılmıştır.
Tesislerin bağlı kalabilmesi gereken frekans aralıkları için, , değişiklikler mevcut Türk şartları ile uyumun
sağlanması için, yüksek frekans aralıkları ile genişletilmiş ( RGCE de 51.5 Hz ye kadar olan yerine 52.5 Hz
ye kadar). Bu daha ağır şart, Türk şebekesinin sekron bölgesi merkezinden uzak olaması nedeni ile
adalaşma riskinin daha yüksek olması durumu ile gerekçelendirilmiştir. Bunun bir sonucu olarak, bu
yüksek frekans aralığında bağlantısının sürdürülmesi için mevcut şart muhafaza edilmiştir.
Değişikliklerde, B tipi güç üretim modülü fault ride through kabiliyeti, rüzgâr tesislerinin ENTSO-E’nin
0.05pu olan şartı yerine mevcut Türk şartlarında sıfır gerilim hatasında bağlı kalabilme kabiliyeti ile
uyumlaştırılmıştır. Bu mevcut Türk şartlarındaki sürekliliğinin sağlanması ile gerekçelendirilmiştir.
Değişikliklerde, TEIAŞ, yeni tesislerden PSS fonksiyonu ve sistemin sıfırdan başlatılması kabileyetini
isteme yetkisi vardır, bu kabileyetler ENTSO-E de anlaşmaya tabidir. Bu yine, Türkiyenin senkron bölgesi
merkezinden uzak olması ve güç salami riskinin ve karartma durum riskinin daha yüksek olması ile
gerekçelendirilmiştir.
4.3.5
Neden uyum testleri ve operasyonel bildirim şartları değişiklik gerektirdi?
Türk yönetmeliklerinde istenen herhangi bir unsuru ile uyumsuzluğunun potensiyal etkisi, deyişle iletim
sistemi güvenliğinde bir azalma, güçlendirilmiş operasyonel bildirimini ve tüm tesisler için (üreticiler,
talep, dağıtım ağları ve Yüksek Gerilim Doğru Akım sistemleri) şebeke bağlantı uyum prosedüründeki
uyum testlerini gerekçelendiriyor.
Operasyonel bildirim prosedürlerinin ve tekabül eden ACER çerçevesinde tanımlanmış ilgili uyum
güçlendirici hükümlerinin asgari bağlantı standartları ve şartları ile uyumlaştırılmasının eklenmesi, yol
göstericidir:
“Şebeke koduları, uyumluluk testi için şartlar da dâhil olmak üzere açık ve şeffaf kriterler ve uyum izleme
yöntemleri belirler.”
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 13
Explanatory Note 26 November 2014
4.3.6
HDVC bağlantı kodlarındaki değişiklikler neleri kapsar?
Yüksek gerilim Doğru Akım bağlantılarındaki değişiklikler, uzun mesafeli DC bağlantıları için şartları
belirler ve Türkiye’de giderek daha belirgin hale gelen farklı senkron bölgeleri, özellikle Avrupa dışı
komşu ülkelerin Türk iletim sistemine bağlanmasını sağlar.
Bu, Türkiye’nin ENTSO-E HDVC bağlantı kodu için geliştirilmiş yenilikçi pan-Avrupa yaklaşımından
faydalanmasını sağlayan, çok az sayıda standartın ve şebeke kodunun mevcut olduğu yeni bir alan.
Değişikliklerde tanımlanan teknik şartlar, sistem sahibinin durumu ne olursa olsun (TEİAŞ, diğer şebeke
operatörleri veya özel teşebbüsler) iletim sistemine bağlı tüm HDVC sistemleri için geçerlidir. Uyum
tesleri ve operasyonel bildirim prosedürü TSO’ların sahibi olduğu HDVC sistemleri için geçerli değildir.
Teknik şartlar, HDVC sisteminin yüksek RES katılımı ile operasyon koşulları ( orta talepde tipik rüzgârlı/
güneşli koşullarda) gibi önümüzdeki teknik sistem sorunları ile karşılaşmasında etkileştirmek için
tasarlanmıştır. Bunlar arasında, HDVC sistemi aşağıdaki kabiliyetlere sahip olmalıdır:
•
Senkron bölgede azaltılmış atalet ile Frekans yönetimi,
•
Normalde konvonsiyönel üretim ile sağlanan hizmetin, yüksek RES üretimi zamanlarında ile
yapıldığı ana RES merkezlerineden uzak olan alanlarda Gerilim yönetimi ve
•
Senkron üretimin çalışmadığı, düşük RES üretimi esnasında yüksek kuvetli sistemdeki hızlı
değişiklerden, yüksek RES üretimi esnasında çok düşük kuvetli sistem bağlamında, hata seviyesi
( sistem kuveti ) yönetimi.
4.4
Avrupa operasyon Güvenlik kodları ile uyum için Değişiklikler
Türk yönetmeliklerinde gerçek zamanlı operasyon güvenliği konusunda yaklaşık 300 değişiklik önerildi.
Bu şartlar TEİAŞ; DSO’lar ve şebeke kullanıcıları için geçerlidir. Bunlar ana hedef olan Avrupa
enterkonnekte iletim sisteminin sürekli ve güvenli operasyonu sağlar.
Değişiklikler, Avrupa enterkonnekte şebeke operasyonu için ortak kuralların benimsenmesi amaçlayan
ve özellikle iki alanı faaliyetlerini kapsamaktadır, Türk sisteminin de enterkonnekte olduğu kıta Avrupası
senkron bölgesinde, enterkonnekte şebeke unsurlarının kesinti programı süreci ve yük frekans kontrolü.
Operasyon güvenliği konularındaki değişikler ile RGCE opersayon elkitabı ve üç Avrupa şebeke kodu
taslağı ile uyum sağlamaktadır; “ Operasyon güvenliği”,” operasyon planlama ve programlama” ve “ yük
frekans kontrolü ve yedekler”
4.4.1
Genel açıklamar
ENTSO-E operasyon güvenliği kodu ile uyumlaştırmanın biran önce yapılması önerilir. Bir kaç teknik fark
ile karşılşıldı( ikaz/acil durum durumlarının olmaması veya yeterli olmaması, yeterlilik analizi gibi).
Ancak, uyumlaştırma, şimdiye kadar TEİAŞ’ın iç prosedürü olan, mevcut sürecin açıklanması için çok
sayıda değişiklik yapılmasını gerektirmektedir.
Aşağıda özetlenen değişikler özellikle vurgulanabilir
-
Sistemin sınır ötesi operasyon için Operasyonel Güvenlik ilkeleri ile ilgili olan, normal, ikaz, acil
durum ve sistemin kararması durumları tanımlanmalı ve izlenmeli;
-
İletişim güvenirliliği ve fazlalığı ve değerlendirilmesi konuları ile ilgili olan, şu anlama gelir:
TSO’ların izleme ve sistem kontrol araçlarının güvenirliliği ve fazlalık konusunda açık
zorunluluklar getirilmeli ( SCADA yedeklenmesi ve operasyon güvenliği değerlendirme araçları,
iş sürekliliği);
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 14
Explanatory Note 26 November 2014
-
Veri alış verişi ile ilgili olarak: değişiklikler, doğruluk veya belirsizlik konularında zorunlulukar
belirlemesinin yanı sıra, DSO’lar arası veri alış verişi konusunu da içerir;
-
ikili Inter-TSO sözleşmelerine ilişkin: değişiklikler, ENTSO-E üyesi TSO’lar arsında bu tip
sözleşmelerin olması gerektiğini ve sözleşmelerin içeriğini belirler;
-
Savunma planını durumunda sistemin sınır ötesi operasyona ilişkin TSO'nun yükümlülüklerine
ilişkin: değişklikler, TEİAŞ’ın uygulanacak acil durum önlemlerini destelemesini ve 200mHz
züerinde aşırı veya düşük frekans durumunda frekans lideri ile işbirliğini sağlar; ayrıca otomatik
düşük frekans yük atma planının senkron alanı standartları ile uyumunu sağlar;
-
Değişiklikler, senkron alanın birkaç TSO'yu içeren restorasyon planını durumunda sistemin sınır
ötesi operasyonu ile ilgili TEİAŞ yükümlülüklerini ayrıntılı bir şekilde anlatır: Black-start
kabileyeti düzenli olarak test edilmelidir, en az 3 senede bir kere; TEİAŞ, birden fazla TSO içeren
iki ayrı alanın senkronize edilmesinde resenkronizasyon lideri yönergelerini takip eder; TEIAŞ,
restorasyon süreci esnasında, sistem komşu TSO ile enterkonekte olduğu andan itibaren yükün
yeniden bağlanması ve üretim ünitesi kritelerine uyacaktır;
-
Eğitim ile ilşkili olarak: değişiklikler, TEİAŞ’ın gerçek zamandan sorumlu personel ( bir sertifika
süreci de dâhil olmak üzere) ve kontrol odası dışındaki personel içindeki ( piyasa dengeleme ve
operasyon planlama işlerini yapanlar) sistem operatörü personeli için eğitim zorunlulukları
getirir.
-
Yeterlilik ile ilişkili olarak: değişiklikler, yeterlilik analizi süreci için daha fazla detay ekler; yaz ve
kış üretimine bakış; ve gerçek zamana yakın alanların yeterlilik değerlendirmesi güncellemesi;
-
Değişklikler NTC hesaplama metodu için yüksek seviyede açıklama ekler;
-
Şebeke modeli ve DACF ile ilişkili olarak (gün öncesi kısıt tahmini): değişiklikler, kapasite
hesaplamasında kullanılan şebeke modelleri hakkında, yıllık, haftalık ve günlük modellerin
kullanımı hakkında detaylar ekler ( DACF); Türkiye'nin Kıta Avrupa DACF sürecine katılımını açık
dâhilini ekler; İlke 3’e göre TEİAŞ’ın DACF-1 güvenlik hesaplamalarını yapacağını ekler;
-
Kesinti koordinasyonuna ilişkin olarak: değişiklikler kısıntı süreci ve prosedürü ( örn: İlgili üretim
birimleri ve ilgili şebeke unsurların bir listesinin belirlenmesi ) ve müsaitlik planları ( ilgili üretim
ünitesinin ve ilgili şebeke unsurlarının) hakkında daha fazla detay ekler;
-
Yük frekans kontrolüne ilişkin olarak: değişiklikler operasyonun ikaz durumu için ve DSO
şebekelerine bağlı yedek sağlayan üniteler için hükümler ekler.
"TSO tarafından sahip olunan veya işletilen kritik varlıkların risk değerlendirmesini, önemli fiziksel veya
siber tehdit senaryolarını içeren gizli Güvenlik Planı" oluşturulması şartının, Türk yönetmeliğine zorunlu
şart olarak eklenemesinden önce, ENTSO-E seviyesinde daha iyi tanımlanmalıdır. İlgili şartlar Türk
yönetmeliklerine eklenmemiştir.
ENTSO-E operasyon güvenliği kodu ile uyumlaştırma, ayrıca haftalık, aylık ve gün öncesi zaman dilimleri
haricinde de şebeke modelleri geliştirilmesini gerektirir. Ancak, bu zaman dilimleri ENTSO-E de 2016
senesinden önce uygulanmayacaktır. İlgili değişiklikler ENTSO-E içinde operasyonel olana kadar Türk
yönetmeliğine eklenmeyecektir.
ENTSO-E yük frekans kontrol ve yedekler kodu ile uyumlaştırma, TEİAŞ’ın seconder ve tersiyer
restorasyon yedekleri için ölçülendirme kuralları koymasını gerektirmektedir. Bu şart, Türk
yönetmeliğine eklendi fakat yürürlüğe grime tarihi ENTSO-E ile kararlaştırılacak ( böyle bir ölçülendirme
kuralları, henüz RGCE seviyesinde oluşturulmamış olan ortak kurallar tanımlanmasını gerektiriyor).
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 15
Explanatory Note 26 November 2014
4.4.2
Operasyon güvenliği nedir?
Avrupa iletim sistem operatörlerinin ( TSO’lar) temel hedefi “ ışıkların her zaman yanık olması”dır.
Bu, geniş bir yelpazede faaliyetlerin verimli ve koordineli bir şekilde gerçekleştirilmesini gerektiren
karmaşık bir görevdir. Değişik aşamalarda yer alacak bu faaliyetler, operasyon güvenlik analizi olarak
adlandırılır ve ışıkları yanık tutma hedefi operasyon güvenliği olarak adlandırılır.
Operasyon güvenliği şartları, kısa devrelerin nasıl önleneceği, frekans kontrolü, enerji akışları ve kısıt
analizinin ve dinamik istikrar analizin nasıl ele alınması gerektiğini de içeren çok sayıda sürecin
uygulanmasını gerektirir. Bunlar ayrıca, hangi sürecin ne zaman uygulanacağını tespit etmek için önemli
olan, değişik sistem durumlarının tanımlanmasını gerektirir.
Veri alışverişi etkin operasyonel güvenlik analizi için çok önemlidir.
Sistemin düzenli ve güvenli bir şekilde çalışabilmesi için, sistem arasındaki tüm taraflar arasında yakın
etkileşimler gerekmektedir. Elektrik sektöründe, bu, müşteriler, dağıtım sistemi operatörleri (DSO’lar),
TSO’lar ve üreticiler anlamına gelir. Bu tarfaların hepsi sistem güvenliğinin desteklenmesinde rol oynar (
örneğin, üreticiler şebeke istikrarının sağlanmasında hayati olan hizmeti sunabilir) ve bunun gibi, bu
tarafların farklı sorumlulukları vardır.
4.4.3
İletim Sistemi operatörleri ( TSO’lar) operasyon güvenliğini nasıl sağlar?
TSO’lar, operasyon güvenliğini, operasyon planlama süreçleri ve gerçek zamanlı operasyonlar ile
sağlarlar. Operasyon planlama, TSO’ların güvenlik kriterlerini belirlediği ve sistem istikrar çalışmalarını
gerçekleştirdiği için gerçek zamandan bir sene kadar önce başlar. Personel eğitimi de, sistemi güvenli bir
şekilde çalışmasını sağlamalrı için kilit noktadır. TSO’lar sürekli olarak planlarını günceller ve durum
değişiklerinde analizlerini hasaslaştırırlar ve gerçek zaman yaklaştıkça daha netleşir. Sistem koşullarını
sürekli olarak izlerler; olası sorunları ve bunların iyileştirilmesi için alınması gereken önlemleri belirlerler.
4.4.4
Sistem operasyonu neden Planlama ve Programlamaya ihtiyaç duyar?
Kıta Avrupası senkron bölgesi, dünyada insan tarafından yapılmış en büyük ve en karmaşık
sistemlerinden biridir. Bu sistemin güvenirliliğini, sürdürebilirliğini ve istikrarını sağlamak için ( örn:
ışıkların her zaman yanık olması), iletim sistemi operatörleri (TSO’lar), iletim sistemini gerçek zamanda
çalışmasını sağlamak için, plan ve zamanlama çizelgeleri yapmak zorundalardır.
Örneğin, TSO’lar, müşteri talebini karşılanabilmesi için yeterli elektrik üretiminin olup olmaycağını
önceden analiz ederler ( yeterlilik analizi olarak bilinir) ve iletim sisteminin güvenli bir şekilde baş
edebilmesi için, elekrik hareketlerini planlarlar( operasyon güvenlik analizi diye bilinir).
Uygulamada, TSO’lar operasyon tahmini yapar ve sistem operasyonunu planlar, kısa dönem takasları
sonucunda ( örn: rüzgar gelir geçerliği) gerekli olduğu yerlerde bu tahminleri ayarlayarak planlanan
elektrik akışları “ programlarını” takas ederler, ve son olarak, elektrik iletim sistemini gerçek zamanlı
olarak işletirler.
Geçtiğimiz on yıl içinde elektrik sağlama yollarında büyük değişiklikler oldu (rüzgar gibi, öngörülemez
elektrik kaynaklarından daha fazla üretim yapılması), ticareti yapıldı (Tek başına bir yıl içinde gün içi
ticarette % 100 büyüme) ve tüketildi.
Bu değişiklikler, elektrik iletim sisteminin planlama ve programlama işini çok daha zor hale getirdi.
TSO’lar için ayrıca ulusal ve Avrupa seviyelerinde de planlamayı gerektiriyor., , sistemin her zaman
güvenli bir şekilde işlemesi için elektrik iletim sistemi planlama ve programlamada kilit tüm Avrupa
TSO’ları arasındaki, açık, iletişim ve koordinasyondur.
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 16
Explanatory Note 26 November 2014
Senkron alandaki tüm TSO'ların, Avrupa iletim şebeke operasyon güvenliğini değerlendiren ortak bir
yaklaşım ile daha yakından birlikte çalışmaları gerekiyor.
4.4.5
Opresyon planlama ve Programlama nedir?
Güvenilir, sürdürülebilir ve istikrarlı bir elektrik sistemini korumak için, TSO'lar, gerçek zamanlı bir
sistemde çalışmak için hazırlıklı olmak amacıyla plan yaparlar. Bu, talebin karşılanması için yeterli
üretimin olup olmadığının analizini (yeterlilik analizi) ve sistemin, sonuçlanan akışları güvenli bir şekilde
ele alıp alamayacağını (operasyon güvenliği analizi) kapsar.
Varlıkların bakımının koordine edilmesi, operasyon planlama sürecinin temelidir ve iletim sistemi
işletiminin en verimli şekilede çalışmasını sağlamak için gereklidir. Tüm enerji santralleri ve tüm iletim
hatları aynı anda kesilemeyeceği için, TSO’lar şebeke yetreliliğini sağlamak için koordineli müsaitlik
planları hazırlar ve paylaşırlar, üretim ve talep. Daha büyük çaptaki enterkonnekteye bağlı olarak artan
sınır ötesi elektrik akışı ile bu müsaitlik planları komşu ülkelerdeki operasyon planlarını etkiler ve TSO’lar
kendi toplam verimini artırmak için oları koordine etmelidir.
Programlama, TSO'ların istikrarlı gerçek zamanlı operasyon için sistemi hazırlamak için katılımcılarının
programlarını toplamak ve yönetme görevidir ( örn. özellikle üretim seviyesindeki kendi planları veya
elektrik ticareti için).
4.4.6
Yük frekans kontrolü nedir?
Frekans kalitesi, elektrik iletim sisteminin düzgün bir şekilde işlemesi için gerekli olan bir şarttır; güç
üretimi ve tüketimi arasında frekansın 50 Hz. de tutulması için bir denge gereklidir.
Kıta Avrupası gibi büyük bir senkron bölgede, her TSO’nun, komşu TSO ile transferinde bir hata
olmamasını sağlaması gerekir. Bu transfer hatası sıfır ise sistem dengelidir. Eğer tüm TSO’ların
sistemleri dengeli ise, senkron alan içerisinde ki frekans istenildiği gibi 50 Hz olacaktır.
TSO’lar kendi tranferlerindeki hatanın artığını veya system frekansının standart değer olan 50 Hz
den farklı olduğunu gördükleri zaman, bunu control emek için harekete geçerler ve sistemi istenen
değerde restore ederler. Mesela, bir enerji sanralinin bozulmasından dolayı veya üretim
tahminlerindeki hatadan dolayı bu olabilir.
TSO’lar TSO'ların, hatalara veya frekans değişimlerine neden olabilecek tüm durumları yönetmek
için yeterli üretimi sağlaması için gereken ve / veya talep otomatik olarak hazır tutulur. Bu yedekler
olarak adlandırılır.
4.4.7
ENTSO-E kodlarındaki frekans içeriği, frekans restorasyonu ve yedek yedekleri kodları
nelerdir?
Avrupadaki tüm senkron bölgelerin uyumlaştırılması için, ENTSO-E frekans kontrolü yedekleri için yeni
tanımlamalar getirdi (frekans içeriği, frekans restorasyonu ve yedek yedekleri).
Kara Avrupası senkron bölgesinde, bu yeni tanımlar henüz bu bölgede işlem yapan TSO’lar arası kurallar
koyan Operasyon elkitabına eklenmedi.
Bu sebepten dolayı, bu yeni tanımlamalar Türk yönetmeliklerine eklenmedi fakat bazı mevcut tanımlar
ilerideki uyumlaştırma için uyarlandı.
Türk Elektrik İletim Şebeke yönetmeliğindeki “ Primer frekans kontrolü” ENTSO-E LFC&R şebeke
kodunda tanımlanan “ Frekans içerik süreci” ( sistem frekansını dengesizliklerle kompanse edilmesi ile,
uygun yedekler anlamında, istikrarının sağlanmasını hedefleyen süreç) ile tam uyum içerisindedir.
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 17
Explanatory Note 26 November 2014
ENTSO-E LFC&R şebeke kodu, aktif güç yedekleri sistem frekansını programlanan nominal frekans ve güç
denge değerinde restore edilmesi için aktive edildiğindeki frekans restorasyon yedeklerini (FRR)
tanımlar. Bu kod, Bu kod ayrıca otomatik FRR (otomatik kontrol cihazı tarafından devreye sokulabilir bir
FRR) ve manuel FRR tanımlar. Kıta Avrupası senkron bölgesinde, hem otomatik ve hem manuel FRR,
TSO’nun frekansı 15 dakikadan daha az bir sürede restore etmesini sağlamalıdır.
Türk Elektrik İletim Şebeke yönetmeliğindeki “ Sekonder frekans yedekleri” ENTSO-E LFC&R kodundaki
tanımlanan otomatik FRR’e karşılık gelir ( Sistem frekansını programlanmış nominal frekans ve güç
denge değerinde restore edilmesi için otomatik olarak active edilen aktif güç yedeği).
Türk Elektrik İletim Şebeke yönetmeliğine getirilen değişiklikler önceki “ tersiyer frekans kontrolü”
kavramını aktivasyon sürelerine bağlı olarak ( tersiyer restorasyon yedekleri için 15 dakika içinde ve 15
dakikadan saatlere kadar tersiyer yedek yedekleri için) “ tersiyer restorasyon yedekleri” ve “ tersiyer
yedek yedekleri” den ayırarak açıklık getirir.
Türk Elektrik İletim Şebeke yönetmeliğindeki, “ tersiyer yedek yedekleri” ENTSO-E LFC&R şebeke
kodunda tanımlanan manuel FRR e karşılık gelir (Sistem frekansını programlanmış nominal frekans ve
güç denge değerinde restore edilmesi için manuel olarak active edilen aktif güç yedeği).
Türk Elektrik İletim Şebeke yönetmeliğindeki, “ tersiyer yedek yedekleri” ENTSO-E LFC&R şebeke
kodunda tanımlanan yedek yedeklerine karşılık gelir ( ek sistem dengesizliklerine hazırlanmak için
istenilen FRR seviyesinin restorasyonu/desteklenmesi için kullanılan yedekler).
4.5
Avrupa piyasa kodları ile uyumlaştırma için değişiklikler
Ulusal Türk elektrik piyasasının ve dengeleme faaliyetlerinin, eşleme piyasası veya sınır ötesi koordineli
dengeleme alanları gibi, entegrasyonuna hazırlık olarak, Türk yönetmeliklerinde yaklaşık 150 değişklik
önerilmiştir. Kapasite tahsisi ve kısıt yönetimi için ortak kuralların uyarlanması bunun gibi gelecek piyasa
entegrasyonları için önemli adımlardır. Buna benzer olarak, ortak dengeleme ürünlerinin ve dengeleme
kurallarının uyarlanması, sınır ötesi koordineli bölgelerin geliştirilmesinde önemli adımlardır. Türk
yönetmeliklerinde piyasa konularında yapılacak değişiklikler, üç Avrupa şebeke kod taslağı ile uyumunu
sağlayacaktır; “ kapasite tahsisi ve kısıt yönetimi”,” ileri kapasite tahsisi” ve “ elektrik dengeleme”.
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 18
Explanatory Note 26 November 2014
4.5.1
Genel açıklamalar
ENTSO-E piyasa kodları ile uyumlaştırma, TEİAŞ’ın önümüzdeki yıllarda, bu kodlarda konulan çok iddialı
Avrupa hedefleri ile uyumun sağlanması için güçlü çabasını gerektirmektedir. Ancak, Bu hedef durum ile
ilgili Türk yönetmelikte zorunlu şartların getirilmesi için genel olarak çok erkendir. Şartları çoğu ya
ENTSO-E diğer üyeleri ile ortak alınan önlemlerin uygulanmasını anlamına gelir (piyasa eşlemesi, akış
temelli kapasite tahsisi, tiacari iletim hakları, sınır ötesi dengeleme ve dengeleme tedariki) veya
uygulanmadan evvel ENTSO-E seviyesinde daha ileri tanımlamayı gerektirir. Sonuç olarak, genelde
şeffaflık konusunda olan bir kaç değişikliğin şimdi getirilmesi önerilir ( mevcut süreçlerin Türk
yönetmeliklerinde açıklanması) veya Türk süreçler ve mekanizmalarının bu tip bölgesel girişimlere
katılamaya hazırlanmasına olanak verdiğinde. ( fors major durumunda uaun vadeli iletim haklarındaki
sertlik, güniçi piyasa kapanış zamanı ile uyumlaştırma, fiziksel iletim hakları için“ kullan veya sat ilkesi…).
Aşağıda özetlenen değişikler özellikle vurgulanabilir:
•
Kapasite hesaplama ile ilişkili olarak: Değişiklikler, CACM şebeke kodundaki gün öncesi kapasite
hesaplama metodolijisi ile uyumu aşağıdakileride ekleyere sağlar: i) kapasite hesaplama
aşamasında maliyetli olmayan ve koordineli düzeltici eylemler kavramı; ii) Kapasite hesaplama
için üretim ve yük veri hükümleri zorunlulukları; iii) Güvenilirlik Marjı açıklaması ve kullanımı;
v)mühdet sertliği;
•
Değişiklikler, kapasite tahsisi bilgisinin yayımı hakkında detaylar ekler;
•
Değişiklikler, mücbir sebep ( fors major) durumunda tahsis edilmiş kapasitede sertlik kavramını
getirir;
•
Amendments add more details on the grid model (CGM) used for capacity calculation on daily
basis (DACF);
•
Piyasalara ilişkin olarak: değişiklikler, ileri kapasite tahsisine katılım şart ve koşulları ve piyasanın
işleyişi tanımlarına detaylar ekler: zamanlamalar, tekliflerin anonimliği; uluslararası piyasalarda
para kullanımı;
•
Değişiklikler, TEİAŞ'ın yeniden tevzi etmesini ve countertrading kullanılmasını gerektirir;
•
Değişiklikler, programlanmış takasların doğrulanmasını ve hesaplama sürecini kapsar;
•
Fiziksel iletim hakları ile ilişkili olarak: değişiklikler, CACM şebeke kodunun geçiş düzenlemeleri
ile açık ihale düzenlemelerini kullanılmamış uzun vadeli kapasitenin hakkının kapasitenin gün
öncesi değeri üzerinden ücretlendirilmesi ilkesini ve mühdette sertlik kavramını getirerek ve
iletim haklarının kısaltma durumunda tazminat kurallarını getirerek uyumlaşmasını sağlar.
•
Dengeleme ile ilişkili olarak, değişiklikler dengeleme tanımın Avrupa anlamı ile uyumlu olması
için tadil eder (güniçi ve gün öncesi ve gerçek zamanlı dengelemeleri açık olarak ayırarak); ayrıca
dengeleme kurallarının değiştirilmesi ve revise edilmesi veay TSO’lar arası dengeleme
anlaşmaları için bir istişare prosedürü hükmünü kapsar ( 2016 sonuna kadar);
•
Dengeleme ile ilişkili olarak, değişklikler, ayrıca DSO’ların, dengeleme sağlayıcılarının ve
dengelemeden sorumlu tarafların görev ve sorumlulukları hakkında detaylar ekler; TSO’ların
dengesizlik ve uzlaşma süreci esnasında mali tarafsızlığını sağlayıcı hükümler ekler; ve son
olarak, Türkiye içindeki dengeleme servis sağlayıcıları arasındaki sekonder frekans kontrol
yükümlülüğünün transferine olanak veran hükümler ekler;
ENTSO-E İleri Kapasite Tahsisi kodu ile uyumlaştırma, kısaltma tazminatının sınırlanması için başlıkların
getirilmesi gerektirir. TEİAŞ’a ,bu değişikliklerin uygulanmasından doğacak ek bir mali risk getirmemesi
için değişikler ertelenmiştir.
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 19
Explanatory Note 26 November 2014
ENTSO-E İleri Kapasite Tahsisi kodu, Mali İletim Hakları (MİH) kavramını getirir. MİH ler Avrupa’da henüz
uygulanmaya başlanmamıştır, FİH ( fiziksel iletim kakları) lerin makul bir süre kullanım süresinden sonra
daha olgun bir piyasaya eklenmesi bir sonraki adım olarak görülmektedir ( örn: MIH ler Batı Kıta
Avrupa’sında büyük ihtimalle 2020 den önce uygulanmaya başlamayacaktır. TEİAŞ FİH ‘lerin kullanımına
kısa bir süre önce başlamıştır ve MİH’leri öngörülmesinden önce Avrupa’nın büyük bir kısmında
uygulamaya geçmesini beklenmesi önerilir.
ENTSO-E dengeleme kodu ile uyumlaştırma, TEİAŞ’ın talep tarafı sağlayıcıların da dengeleme
hizmetlerine katılmasına olanak vermesini gerektirecektir. Ayrıca TEİAŞ aşağıdaki şartlar ile uyum içinde
olmak için sekonder frekans kontrol sürecini belirgin bir şekilde uyarlması gerekmektedir: seconder
yedek aktivasyonu için merit order kavramının getirilmesi; kapasite teklifleri ve aktivasyon için aşağı
doğru ve yukarı doğru yedeklerinin birbirinden ayrılması; marjinal fiyatın sadece dengeleme amacı ile
hesaplanması ( enerji aktivasyonu için); Sekonder frekans kontrolü ile aktive olmuş enerjinin anlaşılması
için uzlaşma sürecinde dengesizliklerin düzeltilmesi. Avrupa TSO’larının tecrübelerine göre, bu
değişmlerin operasyon güvenliğinde ciddi mali sonuçları var getirilmeden evvel dikkatli bir çlışmayı
gerektirir Türk yönetmeliklerine zorunlu şartlar getirilmeden önce TEİAŞ'ın Fizibilite çalışmaları
yapmasını gereklidir. Bu sebepten dolayı, bu şartlar kamu istişaresi gerektiren şartlara eklenmemeiştir.
4.5.2
Piyasa tasarım modeli ve Kapasite Tahsisi ve Kısıt Yönetiminde AB hedef nedir?
AB elektrik piyasası tasarım modeli 4 unsura dayanır:
1. Tek bir gün öncesi piyasası – üretecilerin, tüccarların ve son kullanıcıların ertesi gün teslimatlı
enerji alım veya satım için teklif verdikleri toptan piyasa ve ayrıva iletim kapasitesi ve elektriğin
beraber açık artırmaya çıkarıldığı, fiyat farkının sadece iletim şebekelerinde bir kısıntı olması
halinde olduğu piyasa.
2. Pan-Avrupa gün içi piyasaları-piyasa katılımcılarına riski yöneterek ve değişen koşullara tepki
vererek (rüzgâr tahminlerindeki değişikler gibi), gerçek zamana yakın şekilde ticaret yapma
olanağı veren piyasadır. Gün içi piyasalar, fiziksel teslimatın bir gün sonra yapıldığı gün öncesi
piyasaya zıt olarak operasyon gününde yer alır.
3. Kapasite tahsisine koordineli bir yaklaşım yenilikçi "akış tabanlı" yöntemi uygulanmasını da
içeren – Avrupa’yı enterkonnekte eden elektrik iletim hatlarının en iyi şekilde kullanılması
hedefi ile.
4. Değişik teklif bölgelerinin tanımı ( The definition of a series of bidding zones (içinde piyasa
katılımcılarının enerji teklifi verebileceği ve satın alabileceği büyük coğrafi alanlar – günündegün öncesi, güniçi ve daha uzun vadeli piyasa çerçeveleri- in the day-ahead, intraday and
longer-term market timeframe – ticaretini sonuçlandırmak için iletim kapasitesini elde etmek
zorunda kalmadan, sistem güvenliğini yansıtan ve rekabeti teşvik eden şeffaf kriterler
temelinde.
Yukarıda anlatıldığı üzere, Türk yönetmeliklerine bu hedef durumu konusunda zorunlu şartlar getirilmesi
için çok erkendir.
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 20
Explanatory Note 26 November 2014
4.5.3
Piyasa eşlemesi (kuplaj) nedir?
Piyasa eşlemesi, iki veya daha fazla toptan elektrik piyasasının, bu piyasalar arasında yeterli iletim
kapasitesi olduğu sürece biraraya gelerek tek bir piyasa oluşturulmasına olanak veren bir yöntemdir.
Market kuplajı ile çeşitli bölgeler arasındaki sınır ötesi iletim kapasitesi piyasa tarafları içinde ayrı ayrı
satılmaz (açık artırma), sınırın herhangi bir tarafındaki enerji işlemleri üzerinden örtülü olarak müsait
hale getirir (örtülü arttırma terimi bu yüzden).
Bir enerji borsasında alıcılar veya satıcılar, kendi teklifleri veya arzlarını başka bir enerji borsası
üzerinden, sanki tek bir piyasa bölgesiymiş gibi, iki veya daha fazla piyasa bölgesi arasındaki elektriğin
tranferi için gereken iletim kapasitesini ayrıca elde etme gereği olmadan, eşleyebilirler.
4.5.4
Akış tabanlı kapasite tahsisi metodolojisi ve koordineli net transfer kapasitesi (NTC)
tahsisi metodolojisi arasındaki fark nedir?
Koordineli net transfer kapasitesi (NTC) teklif bölgeleri arasında her sınırdaki maksimum ticari takas
kabileyetini belirli bir seviyede önceden belirlenmesi ilekesine dayanır.
Akış-tabanlı metod, her bir "kritik şebeke elemanındaki” (tıkanması muhtemel iletim hatları) fiziksel
marjları belirleyen teklif bölgesi başına toplam aktarım kabiliyetini ve bunların etkileyen faktörlerini
(kritik şebeke unsurlarının birbirlerinden nasıl etkilendiğini veya nasıl etkilediği) hesaplama yerine. Bu
normalde, Daha doğru bir şekilde şebeke üzerinde gerçek durumu yansıtığı için, en çok ihtiyaç duyulan
sınır ötesi iletim kapasitesinin artımasına olanak verir.
AB yönetmeliği iki metodun da sınır ötesi kapasite hesaplanması esnasında kabul edeilebilir yaklaşımlar
olduğunu belirtir. Teklif bölgeleri arasında sınır ötesi kapasitesi karşılıklı bağımlılık yüksek olduğu gün
öncesi ve gün içi kapasite hesaplaması için koordineli net iletim kapasitesinden se akış tabanlı yaklaşım
tercih edilir. Koordineli net iletim kapasitesi yaklaşımı, sınır ötesi kapasitelerin düşük olduğu ve akış
tabanlı metodun kullanılamayacaği bölgelered kullanılabilir.
Sadece iki ENTSO-E üyesi TSO ile bağlı olan ve senkron bölgesi merkezinden uzak olan Türkiye’nin
coğrafi konumu nedeni ile, akış tabanlı eklenmiş değer metodu şimdi tanıtılmamıştır ve NTC metoda
sınır ötesi kapasitesi için devam edilebilir.
4.5.5
İleri kapasite tahsisi ile ne denilmek isteniyor?
Elketrik ticareti çeşitli farklı zaman dilimlerinde yapılabilir. Bu, enerji teslimatından bir yıl veya daha
fazlasından (ileri piyasa denir), teslimattan bir gün öncesine (gün öncesi piyasası) hatta teslimat gününe
kadar (güniçi) olabilir.
Bu piyasaların herbirinde, gelecekteki bir zamanda müsait enerjinin bir kısmını kullanmak için yetki satın
almak isteyen firmalar, ülkeler arasında enerji akışı için, müzayedeler ile teklif verirler. Müzayede
başarılı olan taraflara kapasite tahsisi yapılır (iletim hakkı şeklinde).
İleri kapasite tahsisi, iletim haklarının sınır ötesi kapasitesinin önceden ( kullanılmasından önce haftalar,
aylar veya yıllar olabilir) satışının yapıldığı piyasada tahsisi sürecidir.
Türk yönetmelikleri ile ilgili olarak, Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat yönetmeliği, kapasite tahsisi ve
iletim hakkı ikincil piyasası hakkındaki yönetmelik ve İhale Kuralları, ileri kapasite tahsisi konusunda
Avrupa kuralları ile ytymlu olması için değiştirildi.
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 21
Explanatory Note 26 November 2014
4.5.6
Elektrik dengeleme ile ENTSO-E şebeke kodlarında ne denmek isteniyor?
Elektrik dengeleme, TSO’ların her elektrik iletim sisteminde olan arz talep farkını dengelemek için yeterli
enerji miktarına erişimlerinin olmasını sağlayan sürece denir.Eğer yedek güç mevcut değil ise, iletim
sistemindeki küçük bir problem ( bir güç istasyonun çalışmaması gibi) bile Avrupa çapında önemli
güvenlik sorunlarına neden olabilir ( örn: sistemden bağzı müşterilerin kesilmesi gerekebilir).
Elektrik dengelemede iki boyut vardır: enerji dengeleme ve yedek dengelem. Gün içi piyasa
kapandığında, ne kadar enerji arzı ve talebi olduğu hakkında net bir tablo oluşur. Ancak, tehminlerdeki
hatalar ve öngörülmeyen olayların oluşması, bu tahminlerin sık sık değişebileceği anlamına gelir. Talep
ve arz dengesinin sağlanabilmesi için, TSO’lar talebi veya üretimi artırır veya azaltır (hangi tarafta
yetersiz veya fazla olduğuna bağlı olarak).
Bunu, enerji piyasası katılımcıları tarafından sağlanan elektrik dengeleme hizmeti kullanarak yaparlar.
TSO’lar en ucuz müsait sağlayıcı seçerler– üretici, sanayi müşterisi veya talep tarafı tepki sağlayan birisi
olması önemli değil– hizmetlerini hangi fiyatla sağlayacağını işaret eden sağlayıcılar ile. Buna dengeleme
enerjisi denir.
Bazı durumlarda TSO ihtiyacı olan hizmeti alması için gerçek zaman öncesine kadar beklemesi uygun
değildir. Bu gibi durumlarda, TSO hizmetin müsait olacağından emin olmak için, bir sınır ötesi hattında
kapasite reserve edecektir. Örneğin, Danimarka, rüzgâr kesidiği durumda hidroelektriğe ulaşabilmek için
Norveçten kapasite rezervasyonu yapabilir. Bunlara dengeleme yedekleri denir.
Mevcut Türk yönetmeliklerinde, dengeleme, ENTSO-E tanımlarından daha geniş bir tanımlaması var ve
gün öncesi ve gün içi piyasalarının işlemesini de içerir (örn: Elektrik piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma
yönetmeliği). Dengeleme tanımının Avrupa tanımı ile uyumlu olması için değişiklikler yapıldı (gün öncesi
ve gün içi ve gerçek zamanlı dengeleme süreçlerini net bir şekilde ayırdı).
4.5.7
Elektrik dengeleme için AB hedefi nedir?
Elketrik dengeleme şebeke kodu (NC EB) ,dengelemenin çoğunlukla ulusal düzeyde yapılığı mevcut
durumdan, Avrupa’nın sahip olduğu farklı kaynakların daha verimli bir şekilde kullanılmasına fırsat
verecek, daha geniş piyasalar durumuna gelmesini amaçlamaktadır.
EB şebeke kodu, kaynakların ticaretini kolaylaştırmak için, elektrik dengeleme kurallarının
uyumlaştırılmasını, daha fazla entegrasyonu ve koordinasyonu teşvik edecektir. Bu, TSO’ların müsait
kaynakları daha verimli bir şekilde kullanmasına olanak verecek, maliyeti düşürecek ve arz güvenliğini
arttıracaktır.
EB şebeke kodu, ne bir dizi adımlar koyar, 6 yıllı aşkın bir süredir devam eden dengeleme piyasasının
mevcut ve az gelişmiş durumundan, bölgesel piyasalar kümesine ve daha sonrada pan-Avrupa
piyasasına doğru gelişimi izleyecek
Bu sıralı yaklaşım, genel piyasa ve sistem güvenliği için neyin en iyi olduğunu dayanan bu adılmların
sonraki basamağına ulaşarak net bir dönüm noktasına ulaşıldığında, TSO’lar ve piyasa katılımcılarının
tecrübe kazanmasına ve paylaşmasına olanak verecektir. Bu daha sağlam ve etkili uzun vadeli elektrik
dengeleme çözümleri sağlayacaktır.
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 22
Explanatory Note 26 November 2014
EB şebeke kodunun önemli taraflarından biri, standart kurallar koyarak, tüm potansiyel dengeleme
hizmeti sağlayıcıları için, talep tarafı tepkisi ve kesintili kaynakları (rüzgâr ve güneş enerjisi gibi) da
içeren bir seviye hareket alanı yaratır. Herkesin TSOlar tarafından seçilen en uygun maliyetli teklifler ile
dengeleme hizmetleri sunması mümkün olacak. EB şebeke kodu, dengeleme hizmetinin daha fazla taraf
tarafından sağlanmasını teşvik edecek, bu da daha geniş ve rekabetçi dengeleme piyasaları yraratcaktır.
Bu sıralı sürecin uygulanması, henüz Avrupa düzeyinde tanımlanmamış ortak kuralların benimsenmesi
gerektiriyor. Her şeyden önce, TSO’ların Avrupa çapında teklif edilebilecek ürünleri belirlemek için
beraber çalışmaları gerekiyor (örn: TSO’nun ihtiyacı olan hizmetler-enerjinin ne kadar çabuk
sağlanabilineceği ve teslimin ne kadar uzun muhafaza edilebileceği gibi). Ayrıca koordineli dengeleme
bölgeleri oluşturmaları gerekecek (beraber çalışacak ülke grupları) ve mevcut dengeleme kurallarını
güncellemeleri gerekecek. Piyasalar geliştiği sürece, mevcut anlaşmaların, ulusal kodların veya sözleşme
çerçevelerinin güncellenmesi gerekebileceği için, TSO’lar ve piyasa oyuncularının yakın olarak beraber
çalışmaları gerekecek.
Gerçek bir Avrupa dengeleme piyasasının geliştirilmesinin tamamlanması 5 seneden fazla sürecek ve
Avrupa’da mevcut kurallarda diğer elektrik ticaretinin yapıldığı hiçbir zaman dilimiminde olmadığı kadar
değişiklikler gerektirecek.
Avrupa kuralları tam olarak tanımlanmaktan uzak olduğu için, hedef durum için Türk yönetmeliklerine
zorunlu şartlar getirilmesi için çok erkendir. Getirilmesi önerilen değişiklikler ulusal dengeleme
piyasasında, gelecekteki Avrupa piyasasına daha kolay entegre olmasını sağlayacak hafif değişkler, bu
entegrasyon için açık bir hedeften bahsedilmeden, yapılması öneriliyor.
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 23
Explanatory Note 26 November 2014
5.
Kamu istişaresi için program ve prosedür
Bu bölüm kamu istişaresi sürecine nasıl katılılanacağı hakkında ayrıntılı bilgi vermektedir: Schedule
•
5.1
Yorumları gönderme prosedürü
Program
31 Ekim
•
TEİAŞ web sayfasında kamu istişaresinin duyurulması ve paydaşların
daveti
14 Kasım
•
İlk çalıştay (1 gün) tanıtıcı çalıştay
26 Kasım
•
Uyumlaştırılmış yönetmelik taslaklarının kamu istişaresi için yayımı (
yardımcı dokümanlar ile birlikte
10 to 12 Aralık
•
İkinci çalıştay (3 gün)
Değişikliklerin Faaliyet sahalarına göre ayrıntılı sunumunu içeren geniş
kapsamlı çalıştay. Çalıştayın paydaşların yorumlarının alınması için
interaktif geçeceği bekleniyor
5 Ocak 2015
•
Yazılı kamu istişaresinin sonu
Ocak sonu/ Şubat
•
Nihai çalıştay (kamu istişaresi geri dönümleri ve güncellenmiş
dokümanların sunumu)
5.2
Yorumları gödeme prosedürü
Yorumlar en geç 5 Ocak saat 12:00 ye kadar aşağıdaki mail adresine göndermelidir:
[email protected]
Katılımcılar, yorumlarını göndermek için excel sayfa şablonunu kullanmalıdır ( aşağıda görebilirsiniz).
TEIAŞ, mailin alındığına dair bir konfirmasyon gönderecektir.
Sadece konfirme olan yorumlar işleme alınacaktır. Katılımcılar, eğer TEİAŞ’dan konfirmasyon e-mali
almazlar ise, yorumlarını tekrar göndermeleri veya TEİAŞ’a baş vurmaları gerekmektedir.
Yorumların amacı istişarede sunulan dokümanlarda, gerekçeleri ile birlikte metin değişikliği
önerileridir.
Katlımcıların değişklik önerilerini (yazım ile ilgili değişklikler hariç) maliyet etkileri ile
gerekçelendirmelidirler. Tüm taraflar için en yüksek verimlilik ve düşük maliyeti arasındaki optimizasyon
ilkesi dikkate alınarak bu ENTSO-E kodlarının kaleme alındığını hatırlaırız. AB yönetmeliğinde, ENTSO-E
şebeke kodları veya diğer Avrupa satndartlarındaki, sapmalar ve istisnalar bir kar zarar analizi ile
gerekçelendirilmelidir. Benzer olarak, Türkiye’deki istişare süreci esnasında, tarafların gerektiği takdirde
böyle bir yaklaşımın yürütülmesini sağlayan maliyet unsurlarını vermeleri gerekmektedir.
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 24
Explanatory Note 26 November 2014
Not edilmesi gerekir ki istişareden sunulan doküman taslakları, taslak sürecinin ilk aşamalarında
bulunmaktadır. Metinlerinde netliğini artırmak, tanımların tutarlılığı veya olası hataları düzeltmek için
tüm yorum ve önerileri bekliyoruz.
Belgelerin İngilizce ve Türkçe versiyonlaru arasında farklılık olması durumunda, İngilizce metin
geçerlidir.
5 Ocak tarihine kadar alınan tüm yorumlar TEİAŞ tarafından işleme alınacak ve halka açık olacak.
Yorumların gönderilmesi için Excel sayfası şablonu
Belge
Madde
Fıkra
Alt fıkra
Muhatabın Muhattab
İlk metin
tam ismi
Kurum
teklif
edilen
metin
gerekçe
Yorum türü
Teknik/Hukuki
Yorum
niteliği
yazılım/ temel
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 25
Explanatory Note 26 November 2014
6.
Avrupa bağlantı kodları ile uyumlaştırmada dikkate alınan dokümanlar
Türk Yönetmelikleri
Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği
Referans alınan versiyonu
( Resmi gazetede yayınlanma tarihi ve
numarası)
28 Mayıs 2014 de Resmi Gazetede
yayımlandı
17/12/2011 de güncellendi (28145)
Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma yönetmeliği
Güncelleme sürüyor 15/04/2014
Elektrik Piyasasında Lisansız Elektrik Üretimine İlişkin
Yönetmelik
02/10/2013 yayımlandı
(28783)
Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği
30/12/2012 de güncellendi
(28513)
Elektrik Piyasası Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliği
28/01/2014 de yayımlandı
(28896)
Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliği
02/01/2014 de yayımlandı
(28870)
Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Belgelendirilmesi ve
Desteklenmesine İlişkin Yönetmelik
01/11/2013 de yayımlandı
(28782)
Kabul Yönetmeliği
01/05/1995 de yayımlandı
(2280)
Elektrik şebeke yönetmeliği
Kapasite Tahsis ve İkincil Ticari İletim Hakları İlkeleri
07/06/2011 de yayımlandı
(27967)
(*) Hukuki konular için, Teknik Destek Ekibi elektrik sektörü için daha genel kanunları da dikkate
alacaktır ( Elektrik Piyasası Kanunu n°6446-14 Mart 2013 ( 28603) ve Yenilenebilir Enerji Kanunu, 6094
numaralı 8 Ocak 2011 ile değiştirilmiştir).
Diğer ilgili Türkçe Belgeler
Bağlantı Anlaşması Modeli
Sistem Kullanım Anlaşması Modeli
ESO ve IPTO ile İşletme Anlaşması
Uyum Dokümanı
İhale Kuralları
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 26
Explanatory Note 26 November 2014
Avrupa Şebeke Kodları
Referens versiyonu
Yorumlar
(tarih)
Üreticiler için Şartlar
Talep Bağlantısı
HVDC Bağlantılar ve DC-bağlantılı Power Park
Modülleri
İşletim Güvenliği
Operational Planning and Scheduling
Yük Frekans Kontrolü ve Yedekler
8 Mart 2013
21 Aralık 2012
30 Nisan 2014
Versiyon ENTSO-E
tarafından ACER e
gönderildi
24 Eylül 2013
24 September 2013
28 Haziran 2013
Kapasite Hesaplama ve Kısıtlılık Yönetimi
27 Eylül 2012
İleri Kapasite Tahsisi
1 Ekim 2013
Elektrik Dengeleme
23 Aralık 2013
Versiyon ENTSO-E
tarafından gönereldi
ve ACER tarafından
onaylandı
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Page 27
Explanatory Note 26 November 2014
The contents of this publication is the sole responsibility of the Consortium led by
RTE International and can in no way be taken to reflect the views of the European
TR 2010/0315.01-01/001’Technical assistance for Harmonisation of Transmission Code in line with ENTSO-E’
Union.
Page 28
Download

Açıklayıcı Not