eu ipa13/cs-02 · gözetimi, uygun tüketici kaydı ve veri tabanı operasyonlarındaki...

1

EU IPA13/CS-02.a

2013 ENERJİ SEKTÖRÜ PROGRAMI

FAZ 2 PROJESİ

Enerji Piyasasının Geliştirilmesi

Başlangıç Raporu [Türkçe Versiyon]

Revizyon 3

Şubat 2019

2

Içindekiler

KISALTMALAR TABLOSU ........................................................................................................................ 3

TABLOLAR INDEKSI ................................................................................................................................ 4

ŞEKILLER INDEKSI ................................................................................................................................... 5

1 BAĞLAM VE AMAÇLAR .................................................................................................................. 6

1.1 BAĞLAM ........................................................................................................................................ 6 1.2 PROJE AMAÇLARI ............................................................................................................................. 6 1.3 BU DOKÜMANIN YAPISI..................................................................................................................... 8

2 SÖZLEŞME KAPSAMI .................................................................................................................... 10

2.1 PROJENIN BAŞLANGICI: BAŞLANGIÇ AŞAMASI ...................................................................................... 10 2.2 BAŞLANGIÇ GÖREVINDEN SONRA IŞ KAPSAMI HAKKINDA PAYLAŞILAN YORUMLAR ...................................... 11

3 PROJE ORGANIZASYONU ............................................................................................................. 12

3.1 PROJE EKIBI .................................................................................................................................. 12 3.2 PROJE YÖNETIMI ............................................................................................................................ 12

3.2.1 Kisitlar, Riskler ve Varsayimlar .............................................................................................. 14 3.3 MÜŞTERI TARAFINDA PROJEDEN SORUMLU PERSONEL .......................................................................... 14

4 PROJE GÖREVLERI........................................................................................................................ 15

4.1 GÖREV 1 – ELEKTRIK PIYASASI GELIŞIMININ DESTEKLENMESI .................................................................. 15 4.1.1 Görev 1a – Mevcut Durum Analizi Ve Elektrik Piyasasindaki Zorluklar ................................ 15 4.1.2 Görev 1b - Toptan Satiş Piyasasinin Gelişimi ........................................................................ 19 4.1.3 Görev 1c – Bpm Operasyonlarinin Değerlendirilmesi Ve Geliştirilmesi ................................. 39 4.1.4 Görev 1d – Olasi Gelişim Alanlarina Destek .......................................................................... 50 4.1.5 Görev 1e – Çalişma Ziyaretleri Ve Seminerler ....................................................................... 60

4.2 GÖREV 2 – GAZ PIYASASININ DESTEKLENMESI ..................................................................................... 62 4.2.1 Görev 2abc – Doğal Gaz Piyasasi Ve Sürekli Ticaret Platformu Üzerine Değerlendirme Ve Tavsiyeler ........................................................................................................................................... 62 4.2.2 Görev 2d – Kapasite Oluşturma Desteği + Eğitim + Saha Ziyareti ........................................ 69

4.3 GÖREV 3 - WEB SAYFASI VE PROJE GÖRÜNÜRLÜĞÜ ............................................................................. 72

5 IŞ PLANI, ÇIKTILAR VE DIĞER HUSUSLAR ...................................................................................... 75

5.1 GENEL PROJE IŞ PLANI .................................................................................................................... 75 5.2 ÇIKTI LISTESI ................................................................................................................................. 75 5.3 ÇALIŞTAYLAR LISTESI ....................................................................................................................... 77 5.4 SEMINERLER LISTESI ....................................................................................................................... 77 5.5 ÇALIŞMA ZIYARETLERI LISTESI ........................................................................................................... 77 5.6 EĞITIM OTURUMLARI LISTESI ........................................................................................................... 78

6 EKLER .......................................................................................................................................... 85

6.1 EK A – ÇALIŞMA ZIYARETLERI IÇIN ÖNERILEN TASLAK GÜNDEMLER .......................................................... 85 6.2 EK B – GÖREV 1A VE 1B-1.1 KAPSAMINDAKI TALEPLER ........................................................................ 87 6.3 EK C – SÖZLEŞME GÖRÜŞMELERI TUTANAKLARI ................................................................................. 115

3

KISALTMALAR TABLOSU

Kısaltma Tanım

BOTAŞ Boru Hatları ile Petrol Taşıma Anomim Şirketi

STP Sürekli Ticaret Platformu

EPDK Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu

ENTSO-G Avrupa Gaz İletim Sistemi Operatörleri Ağı

EPİAŞ Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi

AB Avrupa Birliği

GO Menşe Garantisi

ETKB Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı

MIPD Çok Yıllı Endikatif Planlama Belgesi

Pİ Piyasa İşletmecisi

PUE Piyasa İşletim Usul ve Esasları

REMIT Enerji Toptan Satış Piyasalarında Dürüstlük ve Şeffaflık ile İlgili Düzenleme

ŞİD İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemelerine ilişkin Esaslar

SO Sistem Operatörü

ToR İş Tanımı

TSO İletim Sistem Operatörü

4

TABLOLAR INDEKSI

Tablo 1 - Kilit Uzmanlar Listesi .................................................................................................................... 12

Tablo 2 - Mevcut Kilit Olmayan Uzmanlar Listesi ....................................................................................... 12

Tablo 3 - Faydalanıcılar Bünyesindeki Kilit Kişilerin Listesi ......................................................................... 14

Tablo 4 - Çıktı Listesi, Görev 0..................................................................................................................... 75

Tablo 5 - Çıktı Listesi, Görev 1A .................................................................................................................. 75

Tablo 6 - Çıktı Listesi, Görev 1B .................................................................................................................. 75

Tablo 7 - Çıktı Listesi, Görev 1C .................................................................................................................. 76

Tablo 8 - Çıktı Listesi, Görev 1D .................................................................................................................. 76

Tablo 9 - Çıktı Listesi, Görev 1E ................................................................................................................... 76

Tablo 10 - Çıktı Listesi, Görev 2................................................................................................................... 76

Tablo 11 - Çalıştaylar Listesi........................................................................................................................ 77

Tablo 12 - – Seminerler Listesi .................................................................................................................... 77

Tablo 13 - Çalışma Ziyaretleri Listesi .......................................................................................................... 77

Tablo 14 - Eğitim Oturumları Listesi ........................................................................................................... 78

5

ŞEKILLER INDEKSI

Şekil 1 - Proje Yönetimi (Görev 0) Zaman Çizelgesi .................................................................................... 13

Şekil 2 - Proje Yapısı .................................................................................................................................... 15

Şekil 3 - Görev 1A Zaman Çizelgesi ............................................................................................................. 19

Şekil 4 - Görev 1B – 1.1 Başlangıç Görevinde kararlaştırılan kilometre taşları ........................................... 26

Şekil 5 - Görev 1B – 1.1 Başlangıç Görevinde kararlaştırılan kilometre taşları (dvm.) ................................ 26

Şekil 6 - Görev 1B-1.1 Zaman Çizelgesi ....................................................................................................... 26

Şekil 7 - Görev 1b-1.2a Zaman Çizelgesi ..................................................................................................... 30

Şekil 8 - Görev 1b-1.2a Zaman Çizelgesi (dvm.) .......................................................................................... 30

Şekil 9 - Görev 1B-1.2b Zaman çizelgesi ..................................................................................................... 36

Şekil 10 - Görev 1B-1.2c Zaman Çizelgesi ................................................................................................... 39

Şekil 11 - Görev 1B-1.2c Zaman Çizelgesi (dvm.) ........................................................................................ 39

Şekil 12 - Görev 1C Zaman Çizelgesi ........................................................................................................... 50

Şekil 13 - Görev 1D-1 Zaman Çizelgesi ........................................................................................................ 54

Şekil 14 - Görev 1D-1 Zaman Çizelgesi (dmv.) ............................................................................................ 55

Şekil 15 - Görev 1D-2ab Zaman çizelgesi .................................................................................................... 59

Şekil 16 - Görev 2ABC için Başlangıç Fazı Bulguları ..................................................................................... 67

Şekil 17 - Görev 2ABC Zaman çizelgesi ....................................................................................................... 67

Şekil 18 - Görev 2ABC Zaman çizelgesi; Faz 1 Detayları.............................................................................. 68

Şekil 19 - Görev 2ABC Zaman çizelgesi; Faz 2 Detayları.............................................................................. 68

Şekil 20 - Görev 2ABC Zaman Çizelgesi; Faz 3 Detayları ............................................................................ 69

Şekil 21 - Görev 3 Zaman Çizelgesi ............................................................................................................. 74

Şekil 22 - Proje İş Planı ................................................................................................................................ 79

Şekil 23 - Proje İş Planı (dvm. 1) ................................................................................................................. 80

Şekil 24 - Proje İş planı (dvm. 2) ................................................................................................................. 81




6

1 BAĞLAM VE AMAÇLAR

1.1 Bağlam

Katılım Öncesi Mali Yardım Aracı (IPA), Avrupa Birliği'nin (AB) "genişleme ülkeleri"ndeki reformları mali ve teknik yardımlarla desteklediği bir araçtır. Katılım süreci boyunca ülkelerin kapasitelerini artırmak amacıyla kullanılan IPA fonları sayesinde bölgede ilerlemeler ve olumlu gelişmeler yaşanmaktadır.

Enerji Piyasasının Geliştirilmesi Projesi, Enerji Sektörü Programı kapsamında finanse edilmekte (Faz 2) olup, IPA'nın 2011-2013 yıllarını kapsayan ikinci Çok Yıllı Endikatif Planlama Belgesinde (MIPD) belirtilen hedef ile ilgilidir: “İç gaz ve elektrik piyasasında müktesebata daha iyi uyum ve müktesebatın uygulanması”. Bu çerçevede, AB Üçüncü Enerji Paketinin kabul edilmesini müteakip, elektrik ve doğal gaz yasalarının uyumlaştırılmasına ilişkin çalışmalar devam etmektedir. Bu bağlamda, IPA fonları ve AB deneyimi, özellikle üçüncü tarafların erişimi, şeffaflık ve sürdürülebilir bir serbest piyasanın oluşturulması bakımından daha iyi işleyen bir iç enerji piyasasına sahip olabilmek için hayati öneme sahiptir.

1.2 Proje Amaçlari

İş Tanımı'ndan da görülebildiği gibi, projedeaşağıdaki 4 amacın başarıyla gerçekleştirilmesi hedeflenmektedir:

1. Amaç: Elektrik Piyasasının Desteklenmesi

2. Amaç: Doğal Gaz Piyasasının Desteklenmesi

3. Amaç: EPİAŞ’ın Kapasitesinin ve Piyasa Operasyonlarının Desteklenmesi

4. Amaç: Menşe Garantisi ile ilgili Farkındalığın Artırılması

Bu amaçlara yönelik olarak, faaliyetler bu belgenin 4. bölümünde detaylı olarak açıklanmış olan bir dizi görev ve alt görevler halinde yapılandırılmıştır. Bu faaliyetler aracılığıyla, TEİAŞ'ın Sistem Operatörü (SO), EPİAŞ'ın ise Piyasa İşletmecisi (Pİ) olarak kapasitelerinin artırılmasına katkıda bulunulması ve bu kurumların faaliyetlerinin AB Üçüncü Mevzuat Paketi olarak adlandırılan AB müktesebatına uyumlaştırılması amaçlanmaktadır. Amaçlar ve faaliyetlerle ilgili bilgiler, yine İş Tanımına dayanarak aşağıdaki paragraflarda özetlenmiştir.

1. Amaç: Elektrik Piyasasının Desteklenmesi

a. Elektrik Piyasasının Gelişimi ve Piyasadaki Zorluklar Hakkında Genel Bir Değerlendirme

Türkiye elektrik piyasası, son on yılda elektrik üretimi için önemli miktarda yeni yatırım çekmiştir. Artan talep, gelecekteki yatırımlara yönelik iyi bir planlama gerektirecektir. Arz fazlası ve piyasa dışı kapasite (özellikle yenilenebilir enerji kaynakları) piyasadaki toptan satış fiyatlarını etkilemiş olup, yeni (özellikle baz yük) üretim yatırımlarına talep azalmaktadır. Çalışmada, yenilenebilir enerji alanındaki son gelişmelerin, yurtiçi taş kömürü ve linyit fabrikalarına yönelik son teşvik mekanizmalarının, nükleer enerji santrali projelerinin ve toptan satış piyasasındaki eski Enerji Alım Anlaşmalarının (PPA'ların) süresinin dolmasının etkilerinin değerlendirilmesi amaçlanmaktadır (hacim ve olası fiyat değişiklikleri açısından). Ayrıca, arz güvenliği, elektrik fiyatları ve güvenilir sistem işletmesi ve temel yük enerji santrali yatırımları konusunda yukarıda belirtilen gelişmelere bağlı olarak ortaya çıkan risklerin (varsa) ve zorlukların analitik olarak değerlendirilmesi gerekmektedir.

Herhangi bir zorluğun üstesinden gelmek için olası çözümler ve seçenekler araştırılmalıdır. Yeni yatırımları kolaylaştırmak ve riskleri azaltmak için yeni bir teşvik mekanizması önerilebilir. Bu tür

7

çözümlerin (kapasite mekanizmaları dahil fakat bunlarla sınırlı olmamak üzere) piyasa ve fiyatlar etkisi sayısal olarak değerlendirilmelidir. Ayrıca, yeni bir piyasa tasarımı konusundaki teklifleri desteklemeye yönelik standartlaştırılmış finansal ürünler (örneğinkur farkı sözleşmeleri veya vadeli sözleşmeler) geliştirme ihtiyacı analiz edilecek, değerlendirilecek ve eğer gerekçelendirildirilebilirse önerilecektir.

b. Dengeleme Güç Operasyonlarının ve Piyasasının İyileştirilmesi

İyi işleyen bir elektrik piyasası için, TSO’nun kapasitesi, gerçek zamanlı dengeleme prosedürleri, dağıtım işlemleri, tıkanıklık yönetimine ilşkin yöntemleri ve ilkeleri, dengeleme talimatlarının şeffaflığı ve enerji piyasasının dengelenmesi ile ilgili diğer hususlar büyük önem taşımaktadır. Bu nedenle, bu çalışmanın amaçlarından biri TSO’nun (TEİAŞ) kapasitesinin değerlendirilmesi ve geliştirilmesi ve mevcut Dengeleme Güç Piyasası (BPM) operasyonlarının ileriye taşınmasıdır. Talep Tarafı Yanıtının, bir Kapasite Mekanizması kapsamında veya BPM operasyonu dahilindeki teklifler kapsamında dahil edilmesi konusu dikkate alınmalıdır.

Sistemin uzun vadeli güvenilirliğini ve fiyatların marjinal maliyetlere dayanarak oluşturulmasını temin edebilmek için, mevcut dengeleme güç piyasasına yönelik talep tarafı katılımı da dahil olmak üzere farklı yapı ve seçeneklerin araştırılması ve analiz edilmesi gerekmektedir. Ancak böylelikle, sistem operatörleri için son derece önemli olan esneklik sağlanabilir ve fiziki elektrik sisteminin güvenilir bir şekilde işletilebilmesi için gerekli olan maliyet etkililiği daha yüksek seviyeye çıkarılabilir.

c. Komşu Elektrik Piyasaları ile Piyasa Birleşmesi

Türkiye elektrik şebekesi artık ENTSO-E sisteminin ayrılmaz bir parçasıdır ve Avrupa Kıtası ağı ile eşzamanlı olarak işletilmektedir. Bir sonraki adım, Türkiye piyasasının, ENTSO-E tarafından geliştirilen kurallar ve kodlar doğrultusunda Avrupa elektrik piyasalarıyla birleştirilmesidir. Bu hedefe ulaşmayı kolaylaştırmak için, mevcut durum ve komşu ülkelerle piyasa entegrasyonu konusundaki işbirliğinin önündeki engeller teknik olarak değerlendirilmeli ve AB ülkeleriyle ve diğer komşularla sınır ötesi ticareti kolaylaştırmak için işbirliği olanakları ve işbirliğinin önündeki engeller analiz edilmelidir. Özellikle, Türkiye'de “Kapasite Tahsisi ve Tıkanıklık Yönetimi (CACM)”, “İleriye Dönük Kapasite Tahsisi (FCA)” ve “Elektrik Dengelemesi (EB)” ile ilgili ENTSO-E Kılavuz İlkelerinin uygulanmasınailişkin şartlar, engeller ve bir plan ortaya koyulmalıdır.

Bu bölümde, Türkiye'nin ENTSO-E’nin “Elektrik Piyasası Eşleştirmesi (Bölgeler Arası Fiyat Eşleştirmesi, PCR)” ve “Dengeleme Pilot Projeleri” içindeki konumu da değerlendirilecektir. Bu değerlendirmeden sonra bir yol haritasının yanı sıra, kurumların rol ve sorumlulukları hakkında bir rapor hazırlanacaktır.

2. Amaç: Doğal Gaz Piyasasının Desteklenmesi

Proje, doğal gaz piyasasının geliştirilmesi ve gaz alım satım platformu için IPA 2012 programı kapsamında yürütülen çalışmaları tamamlayacak ve AB piyasasına daha iyi katılım için sistemin ve gaz piyasasının fiziksel performansını ve kalitesini artıracaktır. Bu nedenle, özellikle EPİAŞ ile ilgili olanlar olmak üzere bu Proje ile ilgili faaliyetler, doğal gaz ticaret platformunun EPİAŞ’a entegrasyonunun güvence altına alınması, BOTAŞ’ın dengeleme operasyonlarının iyileştirilmesi ve Türkiye doğal gaz piyasasının Avrupa piyasasına etkin bir şekilde entegre edilmesi amacıyla yürütülecektir.

Proje aynı zamanda EPİAŞ'ın, piyasa operasyonunun yanı sıra gaz spot değişimi, dengeleme hizmetleri, dengesizlik anlaşmaları ve BOTAŞ ve Borsa İstanbul gibi diğer taraflarla (gaz için vadeli işlemler borsasının kurulması durumunda) olan koordinasyonunu iyileştirme gerekliliklerinden kaynaklanmaktadır.

8

3. Amaç: EPİAŞ’ ın Kapasitesinin ve Piyasa Operasyonlarının Desteklenmesi

EPİAŞ, şeffaf, güvenilir ve güvenilir piyasa koşullarının yanı sıra tüm piyasa katılımcılarına eşit erişim sağlama misyonuna sahiptir. Böylece, bu amaç kapsamında piyasa işletmecisinin (EPİAŞ) işletme kapasitesi geliştirilecek; politika ve düzenlemeler arasında standardizasyon ve uyum sağlanması için politika yapıcı ve düzenleyici kurum (ETKB, EPDK) arasındaki kapasite geliştirme çalışmaları buna göre geliştirilecektir. Piyasa işletmecisinin operasyonel kapasitesi için gerekli revizyon ve modelleri dahil etmek için, ilgili paydaşların (ETKB, EPDK) yasal ve politika oluşturma kapasitesi de geliştirilecektir.

EPİAŞ aylık mali uzlaştırma, piyasa katılımcısı tescili, teminat tespiti ve hesaplanması ve faturalandırma işlemlerini gerçekleştirmektedir. Söz konusu piyasa faaliyetlerine ek olarak, EPİAŞ yeni enerji piyasaları geliştirmeyi, mevcut enerji piyasalarına yeni mekanizmalar eklemeyi, finansal potansiyeli olanlar da dahil olmak üzere yeni ürünler geliştirip sunmayı ve bütünlüğü ve verimliliği korumak için gerekli değişiklikleri belirlemeyi amaçlamıştır. EPİAŞ ayrıca, Avrupa enerji borsası şirketleri ile daha fazla işbirliği yapılmasını sağlamak için Türkiye enerji piyasalarının AB direktiflerine uyumundan da sorumludur. Diğer yandan EPİAŞ , ilgili konularda değerlendirme yapmak amacıyla Piyasa İzleme ve Piyasa Riskinin Erken Saptanması konusunda komiteler kurmuştur. AB'ye komşu piyasalarla “Pazar Birleşmesi” hedefine yaklaşıldığında, bu hedefin gerçekleştirilebilmesi için EPİAŞ'ın TEİAŞ ile birlikte kilit rol oynaması istenecektir.

Bu nedenle, bu çalışmanın temel amaçlarından biri, EPİAŞ'ın borsa operasyonlarını değerlendirmek; piyasa operasyonlarına yönelik kapasitesini artırmak; ve şeffaflık, piyasa gözetimi, uygun tüketici kaydı ve veri tabanı operasyonlarındaki gelişmelere destek olmaktır. Bununla birlikte, olası bozulma olasılıkları, fiyat oluşturmada manipülatif eylem ve dış müdahale riskleri, uzun vadeli fiyat yansımalarında piyasa fiyatlarının etkinliği ve farklı fiyat verme bölgelerinin (piyasa ayrışımı) oluşum riskleri ele alınmalı ve piyasa operasyonlarının geliştirilmesine yönelik düzeltici faaliyetler tavsiye edilmelidir.

4. Amaç: Menşe Garantisi ile ilgili Farkındalık Artırma

Yeşil sertifika sistemleriyle ilgili olarak, dikkate alınması gereken konular arasında sertifikalandırma süreci, Avrupa sertifikasyon sistemleriyle uyumluluk, bu sistemlerin emisyon ticareti izinleri gibi diğer piyasa temelli araçlarla etkileşimleri ve sistemleri yöneten yasal çerçeve sayılabilir.

Proje kapsamında, politika yapıcılara, yukarıda belirtilen konularda AB'deki en iyi uygulamalar hakkında bilgilerin yanı sıra, genel olarak yeşil sertifika piyasalarındaki AB deneyiminden edinilen dersler hakkında bilgi sağlanması beklenmektedir.

1.3 Bu Dokümanin Yapisi

Bu doküman aşağıdaki şekilde yapılandırılmıştır:

• Bu ilk bölümde, bağlama yer verilmiş ve projenin hedefleri İş Tanımında (ToR) yer

aldığı şekilde tanımlanmıştır.

• Bölüm 2'de, projeye ilişkin sözleşme kapsamı ele alınacak, proje kapsamında

gerçekleştirilmesi gereken görevler tanımlanacak; başlangıç aşamasında yapılan

çalışmalara yer verilecek ve farklı faydalanıcıların İşin Kapsamı ile ilgili aldığı yorum ve

görüşlerpaylaşılacaktır.

• Bölüm 3'te, işlerin başarılı bir şekilde yerine getirilmesi için uygulanan proje

organizasyonu ve proje yönetimi prosedürlerine genel bir bakış sunulmaktadır.

• Bu Başlangıç Raporunun özünü oluşturan Bölüm 4'te, proje sırasında geliştirilecek her

9

bir görev kapsamına ilişkin olarak beklenen iş yükü ve gerçekleştirilecek faaliyetler

detaylandırılacak ve görev kapsamı haricinde müşterinin yeni beklentiler/gereklilikler

ortaya koyması halinde bu tür işler sözleşmede belirtilen İşin Kapsamı ile

karşılaştırılacaktır.

• Bölüm 5'te, detaylı çalışma planına ve çalıştaylar, seminerler ve çalışma ziyaretleri de

dahil olmak üzere müşteriye sunulacak resmi çıktılar ele alınacaktır.

• Son olarak, Bölüm 6'da, dokümanın ilgili kısımlarına dair içerik sağlayan eklere yer

verilmiştir.

10

2 SÖZLEŞME KAPSAMI

Projeye ilişkin sözleşme koşulları, İşin Kapsamının revize edilmesi konusundaki uzun soluklu sözleşme müzakerelerinin ardından, üzerinde uzlaşılan kapsamda 10 Eylül 2018 tarihinde imzalanmıştır. Bu projenin ilk ortaya çıkışı ve dolayısıyla İş Tanımı uzun yıllar öncesine dayandığı için, proje ihale edildiğinde, yıllar içinde Türkiye'nin enerji alış verişinde ve elektrikve gaz piyasalarında yaşanmış olan hızlı gelişmeler sebebiyle Görev Tanımı güncelliğini yitirmişti.

Sonuç olarak, Türk faydalanıcıların ilettiği en güncel sorunlara ve ihtiyaçlara cevap verebilmek için İş Tanımının içeriğini tekrar gözden geçirme ihtiyacı ortaya çıktı. İş Tanımının son haline bu raporda yer verilmemiş olsa da, Bölüm 4'te bahsi geçen görevler İş Tanımını açıkça ortaya koymaktadır. ETKB ve konsorsiyum temsilcileri tarafından üzerinde mutabık kalınan, son sözleşme müzakerelerine ilişkin toplantı tutanaklarına da eklerde açıkça yer verilmiştir.

2.1 Projenin Başlangici: Başlangiç Aşamasi

Bu başlangıç aşamasında 3 ana faaliyet geliştirilmiştir.

Projenin tüm tarafları ile toplantı

Proje başlangıç toplantısı 16 Eylül 2018 Salı günü tüm faydalanıcıların ve konsorsiyum üyelerinin katılımıyla Ankara'da gerçekleştirilmiş olup toplantıda, ilk tartışmalar ve gerekli tüm ekip sunumları yapılmıştır. Bu resmi başlangıçtan sonra, proje üyeleri ile faydalanıcılar/paydaşlar arasında teknik toplantılar yapılmış olup, yürütülen faaliyetler aşağıdaki listede gösterilmektedir.

• 10 Eylül 2018 ve 12 Eylül 2018’ de EPİAŞ ile Başlangıç Öncesi Toplantılar

• 18 Eylül 2018’ de Proje Başlangıç Toplantısı

• 18 Eylül 2018’de Dünya Bankası Ekibi ile Toplantı

• 19 Eylül 2018’ de EPDK ekibi ile toplantı

• 19 Eylül 2018'de BOTAŞ TSO Ekibi ile toplantı

• 20 Eylül 2018'de TEİAŞ BPM ile toplantı

• 21 Eylül 2018’de EPİAŞ ile toplantı


• 27 Eylül 2018’de ETKB Arz Güvenliği Daire Başkanlığı ile toplantı

• 27 Eylül 2018’de BOTAŞ Ticaret Ekibi ile toplantı

• 01 Ekim 2018’de EPİAŞ ile toplantı

• 5 Ekim 2018’de EPİAŞ ile Video Konferans

• 9 Ekim 2018’de EPİAŞ ile Video Konferans

Veri ve bilgi talepleri

Bölüm 4'te ve eklerde ayrıntılı olarak açıklanmakla birlikte, ilk bilgi ve veri talebi başlangıç haftasının sonunda iletilmiştir. Bundan iki hafta sonra ise, bu talebi tamamlar nitelikte ayrıntılı bir anket paylaşılmıştır.

Raporlama döneminde ve öncesindeki toplantılarda faydalanıcılar, danışmanlara cevaplar iletmiş; sunumlar, belgeler ve Türk sistemi hakkında uygulamaya dair çok değerli bilgiler sağlamıştır.

Tüm bu bilgiler konsorsiyum tarafından, proje faaliyetlerini gerçekleştirmek için gerekli olan tüm nitel ve nicel analizleri geliştirmek ve ilk proje sonuçlarını ETKB ile kararlaştırıldığı gibi 8. haftanın sonunda sunmak amacıyla kullanılmaktadır.

11

Çalışma Ziyaretlerinin Organizasyonu

Bu başlangıç aşamasındaki çalışmalar çerçevesinde, çalışma ziyaretleri taslak olarak organize edilmeye başlanmıştır. Ziyaretlerle ilgili teknik şartların ayrıntıları şu bölüm ve alt bölümlerde verilmiştir: Bölüm 4; Alt Bölüm 4.1.5: Görev 1E - Çalışma Ziyaretleri ve Seminerler; Alt Bölüm 4.2.2: Görev 2D - Kapasite Geliştirme Desteği + Eğitim + Saha Ziyareti. Ayrıca, çalışma ziyaretleri için önerilen gündemler Eklerde sunulmuştur.

2.2 Başlangiç Görevinden sonra iş Kapsami Hakkinda Paylaşilan Yorumlar

İşin kapsamına dair tüm yorumlar ve sözleşme görüşmelerinden sonra faydalanıcılar ile konsorsiyum arasında üzerinde anlaşılan tüm konular, Bölüm 4'teki proje görevleri kapsamında açıkça belirtilmiştir.

Bu bölümde sadece, Başlangıç haftasında ve akabinde gerçekleştirilen toplantılarda (ör. 9 Ekim’ de konsorsiyum ve EPİAŞ arasında düzenlenen [video] konferansta) üzerinde tartışılmaya devam edilmiş olan işlere ve tarafların üzerinde mutabık kaldığı konulara değineceğiz.

12

3 PROJE ORGANIZASYONU

3.1 Proje Ekibi

Proje ekibi aşağıdaki Kilit Uzmanlardan (KU) ve Kilit Olmayan Uzmanlardan (KOU) oluşmaktadır.

Tablo 1 - Kilit Uzmanlar Listesi

# Adı Kurumu

K-1 Guido Cervigni Enerji borsası uzmanı K-2 Anders P. Houmøller Enerji borsası uzmanı (doğal gaz) K-3 Orhan Çitanak Enerji piyasası uzmanı K-4 Alex Papalexopoulos Elektrik piyasaları uzmanı K-5 Pandelis Biskas Finansal ürün ve ticaret uzmanı K-6 Bengi Turgan Etkinlik planlama ve proje sonuçlarını yayma K-7 Graeme Steele Enerji borsası uzmanı (elektrik) K-8 Pierre Bernard Enerji piyasaları mevzuat uzmanı

Tablo 2 - Mevcut Kilit Olmayan Uzmanlar Listesi

# Adı Kurumu

N-1 Jorge Bircher Ekip lideri yardımcısı (uluslararası) N-2 Elif Tek Yerel proje koordinatörü N-3 Javier Alcaide Gaz uzmanı (uluslararası) N-4 Arnaldo Orlandini Gaz uzmanı (uluslararası) N-5 Paul Sotkiewicz Piyasa izleme ve gözetimi (uluslararası)

N-6 Daniel Serrano Enerji piyasası modelleme ve operasyonlar (uluslararası)

N-7 Antonio Carrano Enerji piyasası modelleme ve operasyonlar (uluslararası)

N-8 George Vlondakis Yeşil sertifika uzmanı (uluslararası) N-9 George Peponis Bilişim Teknolojileri (BT) uzmanı (uluslararası) N-10 Alper Günaydin Enerji Piyasaları Uzmanı (yerel) N-11 Uluç Bilecen BT uzmanı (yerel) N-12 Carlo Citerio Gaz ve Elektrik Uzmanı

Proje uygulamasında bu uzmanlardan ikisinin ilave görevleri de olacaktır: Anders Houmøller Ekip Lideri ve Daniel Serrano Proje Koordinatörü olarak görev alacaktır. Ekip Lideri çıktıların kalitesinden sorumlu olacak ve ETKB ile irtibatı sağlayacak; Proje Koordinatörü ise proje uygulaması süresince tüm idari faaliyetleri yürütecek ve Ekip Liderinin inisiyatifini gerektirmeyen tüm faaliyetlerle ilgili olarak ETKB ile etkileşim içinde olacaktır.

3.2 Proje Yönetimi

Sadece teknik konulara ve kalite güvencesine odaklanmış olan ve yalnızca kriz durumlarında ve çok önemli konularla ilgili olarak ETKB ile etkileşimde olacak olan bir Ekip Lideri ve projeyle ilgili tüm idari ve sözleşmesel hususlardan sorumlu bir proje koordinatörü yönetiminde, en iyi proje yönetim tekniklerini kullanarak görev yapacağız.

Proje ekibimiz, yukarıda gösterildiği gibi, sorunsuz çalışacak ve müşteriyle düzenli bir şekilde etkileşim içinde olacak bir dizi uluslararası ve yerel uzmandan oluşmaktadır. Proje başlangıç toplantısı sırasında belirtildiği gibi, sözleşmenin kapsamını hiç sorgulamadan uygulamak yerine, “neyin önemli” olduğuna odaklanacağız.

13

Yukarıda açıklandığı üzere, bu proje (çok disiplinli bir hedefler kümesi için) çok disiplinli bir uzmanlar ekibinden oluşmaktadır ve konu bazında tavsiyelerde bulunabilmek için ilgili konuları öncelik sırasına sokabilme yeteneğimizi bir başarı faktörü olarak görmekteyiz. Bazı boşluklar/tasarımsal sorunlar/müktesebatla uyumlaştırılmamış hususlar tespit edilebilir; bizim görevimiz bunları eleştirel bir yaklaşımla ele almak ve faydalanıcıların öncelikle hangi hususların çözümüne odaklanmaya başlaması gerektiğine dair bir öncelik sıralaması yapmaktır.

Ayrıca, proje yönetimi hususunu da proje kapsamındaki görevlerden biri olarak görüyoruz. Bu görev kapsamında, aşağıda belirtilen tüm faaliyetlerin tamamlanmasını sağlayacağız:

• Proje Başlangıcı ve Proje Yönetim Ofisi:

o Bir proje yönetim ofisinin kurulması (Ankara'da, Sayın Zehra Tuncay'ın idaresinde)

o Proje ekibinin, projede yer alan diğer kurumlardaki mevkidaşlarına tanıtılması

o Projenin amaçları, kapsamı ve yapısı hakkında ortak bir anlayış oluşturulması

o “Başlangıç Raporu” taslağının oluşturulması ve “Başlangıç Toplantısı”’nın yapılması

• Proje Kapsamı ve Proje Gerekliliklerinin Yönetimi:

o Her üç ayda bir sunulmak üzere “Ara Değerlendirme Raporu” taslaklarının oluşturulması

o İlerleme raporlarının kapsamını sunmak için her üç ayda bir “Yönlendirme Komitesi Toplantıları” yapmak

• Proje Kapanışı

o Nihai Rapor taslağının oluşturulması ve “Proje Kapanışı Yönlendirme Komitesi Toplantısı”nın organize edilmesi.

Tüm proje yönetimi faaliyetlerine ilişkin planlanan zaman çizelgesi aşağıdaki gibidir:

Şekil 1 - Proje Yönetimi (Görev 0) Zaman Çizelgesi1

1 Bu belgede gösterilen tüm zaman çizelgelerinde, başlıktaki tarihler, gösterilen son 4 haftalık bloğun Cuma gününe aittir. Örneğin, 5. hafta, 19 Ekim 2018'den bir sonraki iş gününde başlar.

14

3.2.1 KISITLAR, RISKLER VE VARSAYIMLAR

Önerilen metodoloji ve zaman çizelgesi aşağıdaki varsayımlara dayanmaktadır:

• İlgili tüm mevcut veri ve dokümanlar Müşteri tarafından zamanında temin edilecektir; bununla birlikte faydalanıcılar, mevcut olmayan ve hassas ya da gizli olduğu için temin edilemeyecek olan bilgi ve verilerden sorumlu tutulamaz2.

• İlgili taraflarla (Bakanlık, TEİAŞ, EPİAŞ, EPDK ve ETD ve EÜD gibi sektör kuruluşları dahil) görüşmeler, konuyla ilgili görüş ve görüşlerini almak için zamanında yapılır.

• Gönderilen raporlar makul bir süre içerisinde gözden geçirilecek ve gözden geçirmenin sonuçları zamanında iletilecektir.

Görevler bazındaki faaliyet açıklamalarında pek çok kez altı çizildiği gibi, yukarıdaki listenin ilk maddesi projenin başarısı için gerekli fakat külfetli bir husustur. En azından projenin niteliksel/niceliksel analiz kısmı için, gereklidir çünkü faaliyetlerin önemli bir kısmı, derinlemesine veri analizine dayalıdır.

3.3 Müşteri Tarafinda Projeden Sorumlu Personel

Müşteri tarafındaki faydalanıcılarda görevli tüm kilit personelin listesi aşağıda verilmiştir.

Tablo 3 - Faydalanıcılar Bünyesindeki Kilit Kişilerin Listesi

Adı Kurumu

Süleyman Mümin Bulut MENR DG FRIP (IPA Unit)

Engin Bostancı MENR DG FRIP (IPA Unit)

Gökçen Kasapoğlu Yaramış MENR DG FRIP (IPA Unit)

Ahmet Anıl MENR DG FRIP (IPA Unit)

Murat Çiftçi MENR DG Energy Affairs

Hasan Silahtaroğlu EPİAŞ

Bahar Akyel EMRA

Egehan Gürbüz TEİAŞ

Aslı Yel BOTAŞ

Duygu Doğan BOTAŞ

Ekaterina Bakalova Delegation of the EU to Turkey

Nuray Çelebi MFA Directorate of EU Affairs (NIPAC)

Yasemin Örücü World Bank

Budak Dilli World Bank

Nick Frydas World Bank

2 Verilerin herhangi bir nedenden ötürü hassas ya da gizli olması veya kamuya açık olmaması sebebiyle tamamlanamayan görevlerden Danışman sorumlu tutulamaz. Faydalanıcılar, bu tip görevler haricindeki proje çıktılarına ilişkin onay sürecini durduramaz.

15

4 PROJE GÖREVLERI

Proje, aşağıdaki şekilde gösterilen görev ve alt görevlerden oluşan karmaşık bir yapıya sahiptir.

Şekil 2 - Proje Yapısı

Bir önceki bölümde belirtilen proje yönetimi faaliyetlerinin yanı sıra, üç ana görev aşağıdaki gibi net bir şekilde ayrıştırılmıştır:

1. Görev 1: Elektrik Piyasası Gelişiminin Desteklenmesi

2. Görev 2: Gaz Piyasasının Desteklenmesi

3. Görev 3: Web Sayfası ve Proje Görünürlüğü

Aşağıdaki alt bölümlerde, tüm görevler kapsamında başlangıç aşamasında gerçekleştirilen faaliyetler ve müşteri gereksinimlerini karşılamak için gerçekleştirilmesi planlanan çalışmalar ayrıntılı bir şekilde sunulmaktadır.

4.1 Görev 1 – Elektrik Piyasasi Gelişiminin Desteklenmesi

4.1.1 GÖREV 1A – MEVCUT DURUM ANALIZI VE ELEKTRIK PIYASASINDAKI ZORLUKLAR

İşin Sözleşmesel Kapsamı

İş Tanımına göre, Göreve ilişkin iş kapsamı aşağıdaki faaliyetleri içerir:

o Mevcut piyasanın öncelikle aşağıdakiler açısından analizi:

o Sistem yeterliliği,

o Arz-talep dengesi,

o Kapasite marjları, mevcut enerji üretim kapasitesinin varlığı.

o Sistem güvenliği ile ilgili sorunların, risklerin ve zorlukların ve ayrıca, kıyaslamaya

esas teşkil eden ülkelere bakarak piyasanın başarılı bir şekilde işlemesini

engelleyen faktörlerin belirlenmesi.

o Gelecekteki (2050’ye kadar) arz ve talep dengesinin şu hususlardikkate alınarak

analiz edilmesi:

o ETKB'nin talep tahminleri,

o Mevcut üretim kapasitesi,

16

o Geleceğe yönelik üretim yatırımları (inşaat halindekiler ve planlananlar),

o Yenilenebilir enerji üretiminin gelişimi.

o Bu analizi yaparken, üretim kapasitesinin muhtemel bileşimi (yenilenebilir enerji

kaynakları, gaz, linyit vb.ye göre) modellenecek ve belirlenecektir.

o Bu analiz, en az iki olası arz-talep senaryosuna göre yapılmalıdır. Başta güneş

enerjisi olmak üzere yenilenebilir enerji kaynaklarının daha da gelişmesine ve

piyasalar üzerindeki olası etkilerine dikkat edilmelidir.

o Bu senaryoların sonuçlarına göre, danışman aşağıdakileri değerlendirmeli ve

rapor etmelidir:

o Güç sisteminin arz-talep dengesi ve güvenilirliği,

o Piyasaya dayalı olmayan yenilenebilir enerji gelişiminin ve yerel linyit

santrallerine yönelik destek mekanizmalarının aşağıdakiler üzerinde etkisi:

o Likidite, şeffaflık ve verimlilik dahil olmak üzere toptan satış piyasası (Gün Öncesi

Piyasası (DAM), Dengeleme Güç Piyasası (BPM) ve gün içi piyasası);

o Arz talep dengesini güvence altına almak için gerekli olan, yenilenebilir enerji ve

linyit dışındaki yeni nesil yatırımlar.

o Uygun ekonomik sinyaller olarak yatırımları, kullanımı ve sürdürülebilirliği teşvik

eden toptan fiyatlar ve tüketici fiyatları.

o Toptan satış fiyatının yeni giriş maliyetinin altında olması,

o Borsa İstanbul’daki likiditenin azalması,

o Benzer komisyoncu ve yatırımcıların piyasadan çıkışı,

o Dengeleme Piyasasının tasarımı,

o Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının girişine ilişkin gerekli reformlar

o Oyuncuların finansal açıdan sürdürülebilirliği ve bunun yatırım ortamına etkileri.

o Danışman, arz güvenliği ve yatırım ortamı açısından olası zorlukları ve riskleri

belirleyecek ve raporlayacaktır.

o Bulgulara ve uluslararası deneyimlere dayanarak, danışman, piyasa gelişimi ile

alakalı her türlü riskin üstesinden gelmeye yönelik olası tedbir ve çözümleri

analiz edecek, arz güvenliğini geliştirecek ve aynı zamanda “Milli Enerji ve

Madencilik Politikası"nın sürdürülebilirlikle ilgili amaçlarını da yerine getirmeye

çalışacaktır. Herhangi bir yapısal, idari veya teknik iyileştirmeye ihtiyaç varsa bu

konuda da tavsiyede bulunulacaktır.

Son olarak, bu görev kapsamında ortaya koyulması beklenen çıktılar aşağıda listelenmiştir:

• Elektrik Piyasası Değerlendirme Raporu (EMAR)

• Elektrik Piyasası Tavsiye Raporu (EMRR)

Yukarıdaki maddelere bakıldığında, görev 1A'nın, 1 no'lu ana görev kapsamındaki diğer faaliyetlerle oldukça yakından ilişkili olduğu açıkça görülebilir. Başlangıç toplantılarında kararlaştırıldığı gibi, görev 1A’nın, sonraki görevler kapsamında ele alınacak konulara ilişkin bir derinlemesine analizi kapsaması beklenmemektedir (örneğin, likiditedeki azallma görev 1B-1.1 kapsamındadır; dengeleme piyasası tasarımı görev 1C kapsamındadır; vb.). Görev 1A kapsamında, Türkiye elektrik sisteminin karşı karşıya olduğu en büyük riskin belirlenmesi ve sayısal analizinin yanı sıra, mevcut piyasa tasarımına tabi olan oyuncuların finansal sürdürülebilirliği (gelecekte hiçbir şeyin değişmeyeceği varsayımıyla) konusunda çalışacağız. Risk tanımlamalarımız sonucunda, sorular, tasarım seçenekleri ve diğer görevler sırasında özel olarak geliştirilen diğer niteliksel konular ortaya konulacaktır.

17

Bu görev kapsamında yukarıdaki konular ele alınırken ve benzer sorunlara ilişkin olası çözümler ve uluslararası örnekler listelenirken, her bir hususa ilişkin ayrıntılı açıklamalara yer verilmeyeceğini belirtmek isteriz.

Başlangıç Fazı Faaliyetleri

Proje başlangıç fazında Danışman, aşağıdaki toplantıları gerçekleştirmiştir:

• 18 Eylül 2018’de Proje Başlangıç Toplantısı

• 18 Eylül 2018’de Dünya Bankası Ekibi ile toplantı

• 19 Eylül 2018’de EPDK Ekibi ile toplantı

• 20 Eylül 2018’de TEİAŞ Ekibi ile toplantı


Proje Başlangıç Fazında Danışman, şunları incelemiştir:

• 14 Mart 2013 tarihli Elektrik Piyasası Kanunu

• 10 Yıllık Talep Tahmini Raporu (TEİAŞ)

• Türkiye 5 Yıllık Elektrik Enerjisi Üretim Kapasitesi Projeksiyonu (2018-2022) (TEİAŞ)

• TEİAŞ Sektör Raporu 2017 (TEİAŞ)

• Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesi

• Yenilenebilir Enerji Yasası ve yönetmelikleri ve bunlarda yapılan çeşitli değişiklikler

• EPDK’nın elektrik tarifesi metodolojileri

• 26 Eylül 2018 tarihinde TEİAŞ BPM’ den alınan PowerPoint sunumu

• TEİAŞ ve EPİAŞ web sitelerinden, ilgili konular hakkında alınan kamuya açık veriler

Başlangıç Fazı Bulguları

Yüz yüze yapılan oturumlar ve Türkiye'deki piyasa işleyişine dair ilk okumalar ve araştırmalar neticesinde birçok görüş derlenmiştir. Bunlardan en önemlisi, piyasa oyuncularının davranışlarını ve gelecekteki yatırımlarını etkileyen faktörlerden biri olan, piyasa fiyatlarının beklenen fiyatların altında görünmesi durumudur, ki bu durum, oyuncuların organize piyasaları toplu olarak terk etmekte olması ile de doğrulanmıştır.

Peki piyasa fiyatlarının düşük görünmesinin nedenleri ne olabilir? Yapılan mülakatlara göre olası nedenler şunlardır:

• Belirli teknolojiler için satın alma garantisi verilmesi ve bunun, ekonomik liyakata göre oluşturulmuş olan üretim listesindeki sıralamayı bozması

• Bazı oyuncuların rekabete aykırı teklif verme davranışları; bu örnekte iki durum söz konusudur:

o “Sanal” bir fiyat tavanı vardır ve bu, elektrik fiyatlarının düşük kalması için piyasa mantığının önerdiğinden daha düşük teklif verilmesi anlamına gelmektedir.

o Özellikle yardımcı hizmetler sunarken ya da kısıtlamaların arkasına saklanıp yerel piyasa gücünün kötüye kullanılması durumunda belirli durumlardan yararlanan oyuncuların varlığı sistem maliyetlerini artırmakta, yalnızca bu birkaç oyuncuya yarar sağlamaktadır

• Tüccar sıfatına sahip oyuncuları liyakat listesinin dışına iterek yenilenebilir enerji alanında faaliyet gösteren ve bağlı kuruluşlara sahip üretim kuruluşlarının hisselerinin piyasaya sürülmesi

18

Bu hususlara ek olarak, arz - talep dengesi, bir miktar aşırı yatırım yapıldığına ve bunun, önceki faktörlerle ve doğal gaz toptan satış fiyatlarının güncellenmemesi durumu ile birlikte, piyasa fiyatlarının beklenen eşik değerinin altında kalmasına neden olduğuna işaret etmektedir.

Tüccarlar “kayıp para” sorunu nedeniyle borçlanma gereksinimlerini karşılayamayacağından ve yeni yatırımlar sadece bir tür garanti alınması mümkün olduğunda tetiklenebileceğinden bu durum uzun vadede sürdürülemez bir hale gelebilir.

Talep tarafında, elektrik tarifelerinin çok düşüklermiş gibi dikkatlice kontrol edilmesi gerekir, tahsilatın tüm piyasa dışı unsurları karşılayamama ve dolayısıyla sektörün küresel sürdürülebilirliğini riske atma ihtimali söz konusudur. Süregelen piyasa dışı teşvikler, bazı AB ülkelerinde olduğu gibi yaygın hale gelebilecek bu sorunu yaratmaktadır.

Metodolojimiz, kayıp para problemi olup olmadığını (toptan satış düzeyinde) hesaplamaya, ölçmeye ve müşteriyle kararlaştırılan senaryolara dayanarak öngörmeye çalışacaktır. Bunları yapabilmek için (özellikle geri test bölümü), geçmişe dair büyük ve ayrıntılı veri kümelerinin (istenildiği gibi) kullanılması gerektiğine dikkat edilmelidir. Aksi takdirde, tarihsel analizde kullanılabilecek bazı genel varsayımlara dayanarak yalnızca tahmin aşaması gerçekleştirilebilir.

Kısacası, bu görev sırasında, piyasa işleyişini bileşenlerine ayırmamız gerekecektir. Ancak böylelikle her bir bileşeni ayrı ayrı incelemek ve bağımsız olarak analiz edebilmek suretiyle sorunların kaynağını ve boyutunu ölçmek mümkün olabilir.

Metodoloji

Bu görev kapsamındaki faaliyetler, esas olarak aşağıdakilerden oluşan, bilgi edinimine yönelik bilimsel yönteme dayanarak iki aşamalı bir metodoloji uyarınca yürütülecektir:

• Sorulacak sorunun belirlenmesi

• Bilgi ve kaynakların derlenmesi (gözlem)

• Açıklayıcı hipotez oluşturulması

• Hipotezin deney yaparak ve verilerin çoğlatılmasına imkân veren bir veri toplama yoluyla

test edilmesi

• Verilerin analiz edilmesi

• Verilerin yorumlanması ve sonuç çıkartılması

İlk aşamada ve bu metodoloji doğrultusunda bu faaliyetin başarılı bir şekilde çözümlenmesinin ilk adımı, Türkiye piyasası üzerinde etki yaratan faktörlere ilişkin doğru sorulara değinilmesi; ve analiz sonucunun ilave risklere işaret etmesi durumunda mevcut piyasa tasarımına bakarak bu ilave risklerin (veya dirençlerin) tanımlanmasıdır.

Kantitatif analiz, elektrik sistemlerinin davranışını taklit edebilecek modern simülasyon araçları kullanılarak gerçekleştirilecektir (en düşük maliyetli dağıtım ve genişletme araçları). Bu araçlara, senaryo verileri, kendi tahminlerimiz (2050'ye kadar) ve müşteri ile kararlaştırılan tüm varsayımlar yüklenecektir.

İşin ikinci aşaması, tüm sonuçlar yorumlandıktan sonra, mevcut piyasa tasarımı, enerji stratejisi veya oyuncu davranışları ile ilgili olası sorunları sıralamak ve bu sorunların çözümüne yönelik olarak, benzer konulardaki uluslararası tecrübelerden hareketle muhtemel tedbir ve çözüm önerileri sunmaktır. Halen araştırma konusu olduğu için net bir çözümü olmayan durumlarda (örneğin, kapasite ödemelerinin tasarımı, piyasaya dayalı olmayan teknolojilerin yoğun girişinden sonra yerleşiklerin sürdürülebilirliğine yönelik yaklaşımlar, vb.), halen tartışılmakta olan en yeni yaklaşımların bir özetini sunacağız.

19

Zaman çizelgesi

Daha önce açıklanan faaliyetler aşağıdaki zaman çizelgesine göre gerçekleştirilecektir. Bu, İş Tanımı gereklilikleriyle tamamen uyumludur ve Çalıştay 1'in organizasyonu da dahil olmak üzere, görev 1A kapsamındaki tüm faaliyetleri içermektedir.

Şekil 3 - Görev 1A Zaman Çizelgesi

4.1.2 GÖREV 1B - TOPTAN SATIŞ PIYASASININ GELIŞIMI

4.1.2.1 Görev 1B-1.1 - Türkiye Enerji Borsasındaki mevcut durumun değerlendirilmesi ve

boşlukların belirlenmesi

Bu alt bölüm şu şekilde yapılandırılmıştır: “İşin sözleşmesel kapsamı” başlığı altında, Sözleşmeye ve başlangıç toplantıları sırasında toplanan bilgilere dayanarak, projedeki 1.B-1.1 no'lu Görevin kapsamı özetlenmiştir. “Metodoloji” bölümünde, Görev 1B-1.1'de uygulanacak metodoloji, cevaplayacağımız araştırma soruları ve gerçekleştireceğimiz analizler çerçevesinde sunulmaktadır. “Başlangıç aşamasındaki faaliyetlere dayalı ilk değerlendirme” kapsamında, başlangıçtaki toplantılar sırasında edinilen bilgilere ve bağımsız araştırmamıza dayanarak, Türkiye toptan satış piyasası tasarımının ön ve geçici bir analizinin sonuçları ortaya koyulmuştur. Son olarak, “Çıktılar: zamanlama ve içerik” bölümünde çıktılar ve teslim zamanları hatırlatılmaktadır.


Bu bölümde, Sözleşmeye ve başlangıç toplantılarında toplanan bilgilere dayanarak, projedeki 1.B-1.1 no'lu Görevin kapsamı özetlenmektedir.

Görev 1.B-1.1, 1.B-2, 1.C ve 1.D, projenin 1 no'lu amacı (elektrik piyasasının desteklenmesi) kapsamındadır. Türkiye piyasasının mevcut tasarımının, AB düzenlemesi ile uyumluluğunun değerlendirilmesi proje amaçları kapsamındadır.

Görev 1.B-1.1, Borsa İstanbul yönetimindeki vadeli piyasaları ve EPİAŞ 'ın yürüttüğü gün öncesi ve gün içi piyasaları (bundan böyle “vadeli piyasalar” olarak anılacaktır) içeren Türkiye elektrik piyasasının tasarım ve performansına odaklanmaktadır. Daha sonra Görev 1B-1.1 kapsamında incelenen alanlara yer verilmektedir.

Piyasa tasarımı

Piyasa tasarımı ile ilgili olarak, sözleşme gereklilikleri doğrultusunda Görev 1.B-1.1'de, vadeli piyasaların aşağıdaki unsurları incelenecektir:

• Kurumsal yapı (organize piyasaların yönetiminde ve işleyişinde görev alan farklı

kurumların rolü; piyasa katılımcılarının piyasaya erişim koşulları…)

• Piyasa tasarımı (ürün tanımı, açık artırma tasarımı, piyasa seanslarının zamanlaması,

piyasa gücünü azaltma önlemleri, ikili sözleşmelerin bildirilmesi vb. dahil)

20

• Teminat gereklilikleri ve ödeme sistemi

• Enjeksiyon ve geri çekme zamanlamalarının belirlenmesi

• Finansal mutabakat sistemi

• Yukarıdaki unsurlara ilişkin süreçler

Piyasa performansı

Piyasa performansı ile ilgili olarak, sözleşme gereklilikleri uyarınca, Görev 1.B-1.1 kapsamında aşağıdaki hususlar analiz edilecektir:

• İthalat / İhracat piyasasına katılım da dahil olmak üzere, Türkiye'deki üretim piyasasının yapısı

• Gün öncesi piyasasında, gün içi piyasasında ve BPM'de fiyat mekanizmaları ve fiyat oluşumu

• İkili sözleşmelere ve finansal OTC (tezgâh üstü) sözleşmelerine dayalı piyasalar da dahil olmak üzere tüm piyasalardaki mevcut şeffaflık ve izleme mekanizmaları

• Tüm ilgili piyasalardaki likidite

Değerlendirme, EPİAŞ 'ın tüm işlem ve fonksiyonlarını kapsayacaktır.

Son olarak, toptan satış piyasasının performansını etkileyebilecek, Türkiye elektrik sektörünün organizasyonuna ve düzenlenmesine dair diğer özellikleri (örneğin franchise piyasasına sağlanan elektriğin ne şekilde temin edildiği, fiyatlandırıldığı ve yerel dağıtım şirketlerine nasıl sunulduğu) araştıracağız.

Görev 1.1-B.1 ve projenin diğer görevleri arasındaki bağlantılar

Bu bölümün geri kalan kısmında, Görev 1B-1.1 ile diğer tüm Görevler arasındaki ana bağlantılar vurgulanmaktadır.

o Görev 1B-1.1'de, piyasadaki bozulmaların muhtemel sebebi olarak görülen, güç

piyasasının tasarımındaki kusurlar araştırılırken, Görev 1.A'da mevcut ve

gelecekteki arz-talep dengesi ile üretim ve perakende sektörlerinin yapısı dahil

olmak üzere, Türkiye elektrik piyasasının ekonomik temellerine odaklanılacaktır.

Böylelikle Görev 1.A kapsamında, Türkiye enerji piyasasının ekonomik

temellerinin elektrik toptan satış piyasasını nasıl etkileyeceği değerlendirilecek

ve Türkiye güç piyasasının ekonomik temellerinde meydana gelen değişmeleri

yöneten mekanizma ve kurumlardaki bozulmaların (eğer varsa) kaynakları

tanımlanacaktır. Bu iki görev kapsamında yapılan analizlerin sonuçları, Elektrik

Piyasası Değerlendirme Raporunda, birbiriyle uyumlu şekilde sunulacaktır.

o Görev 1.B-1.2abc kapsamında, şeffaflık platformu, piyasa gözetimi ve pazar

takibi ve uygun müşteri yönetimi gibi, piyasa tasarımının belirli alanları

incelenecektir: Her alan için mevcut durumun bir değerlendirmesi yapılacak,

durumun iyileştirilmesine önelik tavsiyeler geliştirilecek ve sunulan çözümlerin

tasarımında / uygulanmasında destek sağlanacaktır. Görev 1B-1.2abc

kapsamında bu konular ayrıntılı bir şekilde ele alınacağından, Görev 1B-1.1'de,

yalnızca görevin spesifik amacına ulaşmak için gerekli olduğu ölçüde bunlara

değinecektir. Örneğin, 1.B-1.2b no'lu Görevler kapsamında, piyasa izleme ve

gözetimi bağlamında uygulanacak enerji pazarı çalışması için test ve göstergeler

önerilirken Görev 1.B-1.1'de, eldeki bilgi ve verilere dayalı olarak, piyasa gücü

21

alıştırması üzerine geriye dönük bir değerlendirme yapacaktır (aşağıda verilen,

önerilen metodolojiye bakınız).

o Görev 1.C'de, yardımcı hizmetin ve BPM'nin (Dengeleyici Güç Piyasasının)

tasarımına ve performansına odaklanılmaktadır. Bu nedenle Görev 1B-1.1'de,

bu konulara ancak görevin amacına ulaşmak için gerekli olduğu ölçüde

değinilecektir. Görev 1B-1.1 kapsamındaki analiz çalışması, BPM'nin ve/veya

yardımcı hizmet piyasalarının tasarımındaki kusurların vadeli piyasalarda yol

açabileceği bozulmalarla sınırlı olacaktır; bu tür bozulmalar, örneğin, kıtlık

durumunda uygulanan fiyatlandırma mekanizmasından ve/veya sistem

operatörü tarafından kıtlık koşullarının piyasa katılımcıları tarafından

öngörülebilir hale getirilmesi için alınan önlemlerden kaynaklı olabilir.

o Görev 1.D.1'de, hem yurtiçi hem de sınır ötesi bağlamda, yerel enerji fiyatları

yoluyla iletim kapasitesi tahsisine odaklanmaktadır. Bu nedenle Görev 1B-1.1'de

bu konulara, yalnızca görevin amacına ulaşmak için gerekli olduğu ölçüde

değinilecektir.

o Görev 1.D.2ab kapsamında, yenilenebilir enerji üretim kapasitesinin

geliştirilmesini destekleyen mekanizmalara odaklanılmaktadır. Bu nedenle,

Görev 1B-1.1'in kapsamı, mevcut teşvik programlarının toptan satış piyasasında

neden olduğu olası bozulmaların değerlendirilmesiyle sınırlı kalacaktır.

o Son olarak, Görev 2'de, Türkiye gaz piyasası araştırılmaktadır. Görev, kıvılcım

yayılımlarını hesaplamak için gerekli olan gaz fiyatları seviyesi konusunda Görev

1B-1.1'e girdi sağlayacaktır. Kıvılcım yayılması, piyasanın güç kullanımını

belirlemekte kullanılan, spot elektrik piyasasında gazla çalışan üretim

santrallerinin teklif verme davranışının değerlendirilmesi açısından önemli bir

girdidir.

Metodoloji

Bu bölümde, kapsayacağımız konu başlıkları ve cevaplandıracağımız araştırma sorularını da içerecek şekilde, Görev 1B-1.1 kapsamında uygulanacak olan metodolojiyi sunmaktayız; ayrıca, verilerin mevcut olduğu ölçüde gerçekleştireceğimiz analizlerden de bahsetmekteyiz.

Türkiye enerji piyasası tasarımının değerlendirmesini aşağıdaki konular ve sorular etrafında yapılandırmayı önermekteyiz.

Yasal ve kurumsal çerçeve

Görev 1B-1.1 kapsamında, EPİAŞ'ın kurulmasını, gelişimini ve faaliyetlerini yöneten ve düzenleyen kurumsal çerçevenin aşağıdaki gibi olup olmadığını değerlendireceğiz:

o EPİAŞ ile TEİAŞ, ETKB ve EPDK dahil olmak üzere ilgili diğer kurumlar arasındaki

sorumluluk dağılımı sağlam ve Müktesebat ile uyumludur. Tecrübelerimize

dayanarak, sorumluluk dağılımı ile ilgili ortaya çıkabilecek meselelerden bazıları

şunlar olabilir: piyasa kurallarındaki değişiklikler, iletim kapasitesi tahsisi;

enjeksiyon ve geri çekme zamanlarının belirlenmesi; gerçek zamanlı dengeleme

ve yan hizmet alımı için piyasaların tasarımı; piyasa izlemesi ve piyasa gücünü

azaltma

o EPİAŞ, yetkili enerji borsası olabilmek için Kapasite Tahsisi ve Tıkanıklık Yönetimi

Direktifinde öngörülen şartları yerine getirmektedir.

22

o EPİAŞ, paydaşlardan ve özellikle de piyasa katılımcılarından yeterince

bağımsızdır.

o EPİAŞ’ ın yasal hedefleri net bir şekilde belirlenmiş olup Müktesebat

çerçevesinde oluşturulan tek Avrupa piyasasına ilişkin geniş kapsamlı amaç ile

tam olarak uyumludur.

o EPİAŞ görevlerini yapabilmesini sağlayacak yeterli kaynaklara erişebilir.

o EPİAŞ’ın hükümete ve / veya düzenleyiciye karşı tamamen sorumlu olmasını

sağlayan hükümler geçerlidir ve fiili olarak yürürlüğe koyulabilecek niteliktedir.

o Piyasa kuralı değişiklikleri, tüm paydaşların etkin bir şekilde dahil olduğu açık ve

şeffaf bir danışma sürecinden geçmektedir.

o Türkiye'de rekabetçi enerji borsalarının, ya da daha genel olarak ticari

kuruluşların kurulmasının önünde yasal veya idari engel bulunmamaktadır.

Piyasa modeli

Görev 1B-1.1’ kapsamında, aşağıdaki hususların geçerli olup olmadığını değerlendireceğiz:

o Spot piyasa seanslarında işlem gören ürünler yeterli düzeyde likidite sağlayacak

şekilde tasarlanmıştır.

o Piyasa yapısı yeterli düzeyde bir likidite sağlamaktadır.

o Piyasa seanslarının zamanlaması, piyasa katılımcılarına konumlarını gerçek

zamana göre ayarlamaları için yeterli fırsat sunmaktadır.

o Üreticiler, spot piyasada teklif vermek suretiyle, fiziksel olarak uygulanabilir

üretim programlarını kolayca uygulayabilmektedir.

o Piyasayı dengeye getirecek fiyatlarla ilgili algoritmalar sağlam ve

denetlenebilirdir.

o Sistemde kıtlık koşulları geçerli olduğunda kıtlık koşulları (VOLL, kayıp yük

değeri) fiyatlandırması uygulanmaktadır.

o Piyasa katılımcılarına sunulan bilgiler tekliflerin yansıtılmasına olanak

sağlamaktadır ve DAM (gün öncesi piyasası) fiyatlarının, kıtlık durumuna ilişkin

beklentileri yansıtacak şekilde gerçek zamanlı olarak belirlenmesi imkânı

sunmaktadır.

o Piyasaya tasarımının bazı unsurları, DAM kapsamında karşılıklı ticaret ve teklif

verme arasındaki seçimi sekteye uğratmaktadır.

Piyasa modeli konusundaki değerlendirmemiz, aynı zamanda dengeden sorumlu taraflar için dengeleme kapsamının tanımlanmasını ve denge dışı fiyatların hesaplanma mekanizmasını, bu özelliklerin piyasalardaki teklif verme davranışını etkileyebileceği ölçüde kapsayacaktır.

İletim kapasitesi tahsisi

As part of Task 1B-1.1, we will assess

o If there are any barriers to participations in the spot market of the holders of

cross-border PTR’s between Turkey and the neighboring systems.

o If persistent congestions between different areas of the Turkish network result

in unwanted arbitrage possibilities between the traded markets (DAM and ID)

and the BPM, in which congestions are addressed by TEIAS through redispatch

Piyasadaki yenilenebilir ve dağıtılmış kaynakların entegrasyonu

23

Görev 1B-1.1 kapsamında, aşağıdaki hususları değerlendireceğiz:

o Türkiye ve komşu sistemler arasındaki sınır ötesi fiziksel iletim hakkı sahiplerinin,

spot piyasaya katılmasının önünde herhangi bir engel olup olmadığı,

o Türkiye ağının farklı alanları arasındaki yerleşik tıkanıklıkların, tıkanıklıkların

tekrar sevk yolu ile TEİAŞ tarafından ele alındığı ticari piyasalar (gün öncesi

piyasası ve gün içi piyasası) ve BPM arasında istenmeyen arbitraj durumları ile

sonuçlanmasının muhtemel olup olmadığı.

Piyasaya kabul ve güvence sistemi:

Görev 1B-1.1 kapasamında, şunları değerlendireceğiz:

o Piyasa katılımcılarının ticarete kabulüne ilişkin mevcut şartların, bir yandan

piyasayı korurken diğer yandan likiditeyi en üst seviyeye çıkararak makul bir

denge kurup kurmadığı

o Garanti sisteminin piyasa katılımcılarına gerekçesiz maliyet yükleyip

yüklemediğini veya piyasa katılımcıları arasında haksız yere ayrımcılığa sebep

olup olmadığını belirlemek amacıyla, EPİAŞ tarafından kabul edilen teminatların

kapsamı ve garanti şartlarının belirlenmesi ve güncellenmesi süreci

Piyasaya kabul ve güvence sistemi:

Görev 1B-1.1 kapsamında, EPİAŞ tarafından uygulanan ödeme planlarının etkinliğini ve verimliliğini değerlendireceğiz.

Vadeli piyasalar ve türev piyasaları

Görev 1B-1.1 kapsamında, aylık, üç aylık ve yıllık teslimatlara ilişkin nakit bazlı vadeli işlemlerin gerçekleştirildiği, Borsa İstanbul çatısı altındaki Vadeli İşlem ve Opsiyon Piyasasını (VİOP), değerlendireceğiz. Bu piyasadaki ürünleri, alım satım kurallarını ve teminat gerekliliklerini Avrupa'daki en gelişmiş vadeli piyasalardaki, özellikle Avrupa Enerji Borsasındaki (EEX) gerekliliklerle karşılaştıracağız ve iyileştirilmesi için yapılabilecek değişiklikleri belirleyeceğiz.

Piyasa performansı (fiyat oluşturma mekanizması, güç piyasasının işleyişi…)

Görev 1B-1.1 kapsamında şu hususları değerlendireceğiz:

o Aşağıdaki hususları değerlendirmek üzere Türkiye toptan satış piyasasındaki arz-

talep dengesi:

o Piyasa kapasitesinin aşırı mı yoksa yetersiz mi olduğu

o Bazı üreticiler tarafından elde edilen gelirleri piyasa takas fiyatlarından ayıran

planların etkilerini dikkate alarak, maliyete dayalı fiyat-süre eğrisi (yenilenebilir

tazminat sistemi, kömüre ilişkin sübvansiyon programları ve Yap-İşlet, Yap-İşlet-

Devret ve İşletme Haklarının Devri sözleşmeleri gibi).

o Eksen hesaplamalarına dayalı olarak ana üreticinin piyasa gücü

o Gerçek kıtlık durumlarının yeterince yüksek fiyatlar ile sonuçlanıp

sonuçlanmadığı ve eğer sonuçlanmadıysa bunun nedeni

o Ana üreticinin, değişken maliyetin altında teklif verildiğine dair herhangi bir

kanıt

Başlangıç aşaması faaliyetlerine dayalı ilk değerlendirme

24

Bu bölümde, başlangıç toplantıları sırasında edinilen bilgilere ve bağımsız araştırmamıza dayanarak, Türkiye toptan satış piyasası tasarımının ön ve geçici analizinin sonuçlarını ortaya koymaktayız.

İlk bulgularımız şu şekilde toparlanabilir:

o Türkiye'deki vadeli piyasa tasarımı büyük ölçüde etkili, verimli ve AB hedef

modeli ile uyumludur.

o Mevcut düzenlemelerde ele alınan bazı faktörler, Türkiye elektrik toptan satış

piyasasının alternatif düzenlemelere göre izlenmesi ve gözetimi çok acil bir konu

olarak görülmemektedir (uygulanabilir olmasına rağmen). Bu faktörler aşağıda

verilmiştir:

o Franchise tüketicilere verilen enerji ile ilgili olanlar olmak üzere, ikili sözleşmeler

yoluyla gerçekleştirilen elektrik işlemlerinin payının büyük olması

o Portföy tabanlı olarak kendiliğinden dengeye gelme özelliği

o Kıtlık durumunda piyasa performansını belirleyen düzenlemeler daha fazla

inceleme gerektirmektedir. Bunlardan başlıcaları şunlardır:

o Kıtlık durumunda gün öncesi piyasa üzerinden fiyatlandırma kuralı

o Gün öncesi piyasa sonrasında kıtlık meydana geldiğinde uygulanan

fiyatlandırma kuralı

o Maksimum teklif fiyatları ve tavan fiyatlar (muhtemelen, ana üretici tarafından

gün öncesi piyasaya sunulan sanal tekliflerle)

o TEİAŞ’ ın, gün öncesi piyasada arz kıtlığı olması halinde yük atma planı yapma

olasılığı.

o Aşağıdaki amaçlara yönelik olarak, açık kapasite ücretlendirme

mekanizmalarının uygulanması:

o Yatırımcılar ve elektrik tüketicileri arasında, hükümetin planlama rolüyle uyumlu

bir şekilde risk tahsisi

o Üretim filosunun boyutuna ve içeriğine göre hükümet amaçlarına ulaşılmasının

maliyetinin en az indirilmesi için “rekabetin piyasa için” en üst seviyeye

çıkartılması.

Çıktılar: zamanlama ve içerik

Bu bölümde, görevler kapsamında teslim edilecek çıktılara ve zamanlamalarına değineceğiz.

Elektrik borsası değerlendirme raporu (EEMAR)

EEMAR, 2. bölümde sunulan konuları kapsayacaktır. EEMR'da her bir konu aşağıdakileri içerecek şekilde ele alınacaktır:

o Mevcut durumun ortaya koyulması

o Mevcut durumun aşağıdakilere dayanarak değerlendirilmesi:

o AB'nin ilgili mevzuatı

o AB'deki en iyi uygulamalar

o Türkiye piyasasına özel durumlar

o Türkiye toptan elektrik piyasasının iyileştirilmesine yönelik düzeltici önlemlerle

ilgili tavsiyeler

EEMAR raporunda, Türkiye'deki piyasa tasarımının, Avrupa'daki piyasa modeline uyumluluğunu tartışmak ve Türkiye'deki piyasa tasarımının iyileştirilmesine yönelik tavsiyelerimizi

25

gerekçelendirmek amacıyla, mümkün olan tüm durumlarla ilgili alternatif yaklaşımlar ve piyasa tasarımları ortaya koymak için seçili Avrupa piyasalarında elde edilen deneyimlere atıfta bulunacağız. Farklı Avrupa ülkelerinde uygulanan ticaret düzenlemeleri ve piyasa tasarımları ile ilgili olarak yapılandırılmış bir araştırma yapılması konusu Sözleşme kapsamının dışındadır; ancak, faydalanıcıların bu konudaki sorularını uzmanlarımızın bilgisi dahilinde cevaplamaktan ve yararlanıcıları ilgili bilgi kaynaklarına yönlendirmekten memnuniyet duyacağız.

Son olarak, Türkiye piyasasının ve piyasa tasarımının değerlendirilmesine odaklanan Görev 1B-1.1 için Sözleşme gerekliliklerini yerine getirmenin yanı sıra, EEMAR'daki Teknik Bilgi kutucuklarında EPİAŞ'ın belirttiği özel konulara değineceğiz. Özellikle, aşağıdaki konulara ilişkin değerlendirme ve tavsiyelerimizin dayandığı ekonomik gerekçeleri sunacağız:

o Kıtlık fiyatlandırması

o Kapasite kullanım programları

o Denge dışı fiyatlandırma

o Portföy bazlı fiyatlandırma ve üretici bazlı fiyatlandırma

o Denge dışı ücretler

o Kendiliğinden dengeleme ve merkezi olarak yapılan dengeleme

o Talep tarafının toplayıcılar aracılığıyla katılımı

Diğer konular, uzmanlarımızın mevcut bilgileri el verdiği ölçüde ve muhtemelen faydalanıcıları ilgili bilgi kaynaklarına yönlendirerek ele alınacaktır.

EEMAR'ın içeriğine ilişkin belirsizliğin asıl kaynağı, piyasa performansını değerlendirebilmek için gerekli verilerin mevcudiyeti konusudur (bkz. “Metodoloji” ve eklerindeki veri talebi). Anılan verilerin zamanında elimize ulaşmaması halinde (aşağıdaki zaman çizelgesine bakınız), başlangıç toplantısı sırasında EPİAŞ personeli ile mutabık kalındığı üzere, kavramsal çerçeveyi sunup, bahsi geçen değerlendirmenin dayandırılacağı ve EPİAŞ’ın kendi kendine analiz yapmasına olanak sunacak analizlerin detaylı tanımlarını sunacağız.

Elektrik borsası tavsiye ve yol haritası raporu (EEMRR)

EEMRR, 2. bölümde sunulan konuları kapsayacaktır. EEMAR'da yapılan değerlendirmeler ışığında, EEMRR'de aşağıdakilere yer verilecektir:

o Türkiye vadeli piyasası için önerilen iyileştirmelerin detaylı açıklaması

o Önerilen tedbirlerin mevcut süreçler üzerindeki beklenen etkilerinin analizi

o Her türden paydaş ve kurumun katılımını ortaya koyan, uygulamaya yönelik bir

yol haritası

o Uygulama için gerekli kaynakların ve eğer varsa, ilgili gerekliliklerle EPİAŞ'ın

mevcut kaynakları arasındaki boşlukların değerlendirilmesi

Şeffaflık, Piyasa Gözetimi ve Uygun Müşteri Yönetim sistemlerine ve prosedürlerine ilişkin tavsiyeler, proje kapsamındaki ilgili görev çerçevesinde geliştirilecektir.

Çalıştay 2 raporu

Çalıştay 2 hakkındaki raporda, eğitim materyaline kısa bir genel bakışa, çalıştay sırasında yapılan tartışmaların bir özetine ve EEMAR ve EEMRR'de yapılması planlanan değişikliklere yer verilecektir.

Aşağıdaki tabloda, Görev 1B-1.1 kapsamındaki kilometre taşlarının zamanlaması gösterilmektedir.

26

Şekil 4 - Görev 1B – 1.1 Başlangıç Görevinde kararlaştırılan kilometre taşları

Şekil 5 - Görev 1B – 1.1 Başlangıç Görevinde kararlaştırılan kilometre taşları (dvm.)

Yukarıdaki kilometre taşları, aşağıda Gantt şeması üzerinde gösterilmektedir.

Şekil 6 - Görev 1B-1.1 Zaman Çizelgesi

4.1.2.2 Görev 1B-1.2 – İş Faaliyetleri üzerine –Eğitim ve uygulama desteği

Görev 1B-1.2, üç farklı faaliyete ayrılmıştır:

a) Şeffaflık Platformu Desteği

b) Piyasa Gözetimi ve Piyasa İzleme Desteği

c) Uygun Müşteri Yönetim Sistemi

27

Bu görevle ilgili iki çıktıda (Şeffaflık, Piyasa Gözetimi ve Uygun Müşteri Yönetimi Değerlendirme Raporu (TMSECAR) ve Şeffaflık, Piyasa Gözetimi ve Uygun Müşteri Yönetimi Tavsiye Raporu (TMSECRR)) üç ayrı faaliyetin sonuçlarının derleneceği hususuna dikkat çekmek isteriz. Bu nedenle, zaman çizelgeleri (her ne kadar birbiriyle koordinasyon içinde hazırlanmış olsalar da) bağımsız olacak ve iki farklı çıktı altında birleşecektir.

4.1.2.2.1 Görev 1B-1.2a – Şeffaflık Platformu Desteği


İş Tanımına göre, Görev 1B-1.2a'nın çalışma kapsamı aşağıdaki 3 faaliyet adımından oluşmaktadır:

Değerlendirme:

• Şeffaflık Platformunun, prosedürlerin ve yayınlanan verilerin değerlendirilmesi

• Düzenleyici alanın değerlendirilmesi, ilgili paydaşların görev ve sorumlulukları, mevcut uygulamalar ve konular

• Şeffaflık ve raporlama uygulamalarının ve ilgili veri tabanlarının / altyapıların mevcut durum analizi

• Veri raporlama ve acil piyasa mesajlaşma sistemine ilişkin tasarım ilkelerinin analizi

Tavsiyeler:

• İlgili AB düzenlemeleri (REMIT, Şeffaflık Tüzüğü, vb.) ve AB uygulamaları ile uyumlu

olarak elektrik ve gaza ilişkin şeffaflık koşullarını dikkate alarak, elektrik ve gaza yönelik

mevcut şeffaflık platformunun yasal ve teknik açıdan iyileştirilebileceği noktaların

belirlenmesi.

• AB mevzuatı ile uyumlu olarak, elektrik ve gaz piyasasının şeffaflığı ile ilgili düzenleyici

konseptleri kapsayacak taslak bir mevzuat oluşturulmasına yönelik tavsiye ve girdilerin

hazırlanması (Şeffaflık verileri vb. konusunda AB mevzuatı ile uyumlu olacak şekilde

tavsiyelerin belirlenmesi).

• Veri raporlama ve acil piyasa mesajlaşma sistemi için tasarım ilkelerinin

karakterizasyonu

İş Başı Eğitimler:

• Şeffaflık platformu ve ilgili faaliyetler hakkında, EPİAŞ tesislerinde 10 gün boyunca

uygulamalı eğitim ve destek sağlanması.

• İş başı eğitim ve desteğin genel amacı, tavsiyelerin hayata geçirilmesinin nasıl mümkün

olacağı ve ilgili teknik tartışmalara olanak sağlamaktır. Tavsiyelerden ve/veya

eğitimlerden ve/veya ilgili tartışmalardan (düzenleyici, organizasyonel, altyapısal vb.)

kaynaklanan her türlü çözümün geliştirilmesi ve uygulanması EPİAŞ'ın sorumluluğunda

olacaktır.

Ayrıca, İş Tanımına göre, Görev 1B-1.2a'nın çalışma kapsamı, aşağıdaki çıktıların hazırlanmasını ve sunulmasını içerir:

• Şeffaflık Platformu Değerlendirme Raporu

• Şeffaflık Platformu Tavsiyeler ve Eğitim Raporu


28

Proje Başlangıç Fazında, Danışman aşağıdaki toplantıları gerçekleştirmiştir:






• 05 Ekim 2018 'de EPİAŞ ile video konferans

Proje Başlangıç Fazında, Danışman şunları incelemiştir:

• 14 Mart 2013 tarihli Elektrik Piyasası Kanunu

• 14.04.2009 tarihli Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği

• 30 Mayıs 2018 tarihli Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği

• Gün Öncesi Piyasası Genel Usul ve Esasları

• 13 Mayıs 2016 tarihli Organize Toptan Elektrik Piyasasında Şeffaflığa İlişkin Raporlama

İlkeleri

• EPİAŞ Şeffaflık Platformu

• BOTAŞ EBT

• EPİAŞ Yıllık Raporları

• 714/2009 Sayılı AB Tüzüğü (Elektrikte sınır ötesi paylaşımlar için şebekeye erişim

koşulları hakkında tüzük )

• 715/2009 Sayılı AB Tüzüğü (Doğalgaz iletim şebekelerine erişim şartları hakkında tüzük)

• 1227/2011 Sayılı AB Yönetmeliği (Enerji Toptan Satış Piyasalarında Dürüstlük ve Şeffaflık

Hakkında Yönetmelik - REMIT)

• 1348/2013 Sayılı AB Yönetmeliği (REMIT Uygulama Yönetmeliği)

• 543/2013 Sayılı AB Yönetmeliği (Elektrik piyasalarında verilerin sunulması ve

yayınlanması hakkında yönetmelik)

• İngiltere Refah Fonu tarafından nihai alıcılara fonlanan REMIT projesinin çıktıları - Enerji

Piyasası Düzenleme Kurumu'nun (EPDK) faydalanıcısı.

• Önceki danışmanlık projelerinin (ör. Gaz Ticaret Platformu için Tasarım ve Uygulama

Planı Oluşturulmasına Yönelik Danışmanlık Hizmetleri- EUIPA12 / CS-03) ilgili raporları

• Önceki danışmanlık projesinin (Müktesebata Uyum, Enerji ve Tabii Kaynaklar

Bakanlığının Kurumsal Kapasitesi, BOTAŞ’ın Ayrıştırılmasına İlişkin Destek, Görünürlük

ve Kamunun Farkındalığına İlişkin Danışmanlık Hizmetleri–EUIPA12/CS-01) ilgili raporları

• Kamuya açık ilgili veriler.


Yukarıda belirtilen başlangıç fazı faaliyetlerinin bir sonucu olarak, mevcut şeffaflık uygulamasının, verileri piyasa katılımcılarına yayma konusunda oldukça geliştiğini anlıyoruz. Şeffaflık uygulamasının düzenleyici, süreçle ilgili ve BT altyapısı boyutları, mevcut faaliyetleri daha geniş kapsamlı hale getirmek ve yeni iş fırsatlarını (ör. yapılandırılmış veri hizmetleri/ ürünleri) teşvik etmek için ayrıntılı olarak ele alınmalıdır. Bu anlamda, detaylı değerlendirme aşamasının tamamlanmasından sonra uluslararası şeffaflıkla ilgili konulardaki en iyi uygulamaları ve AB örneklerini analiz edip bulgularımızı ilgili raporlara yansıtacağız.

Başlangıç fazı faaliyetleri sırasında, EPİAŞ'ın, yasal, operasyonel ve teknik açıdan son derece kapsamlı bir şekilde şeffaflık faaliyetleri konusunda çalışmakta olduğunu gözlemledik.

29

• EPİAŞ, halihazırda elektrik ve gaz piyasasının iyi işleyişini sürdürmek amacıyla Şeffaflık

Platformu'nu işletmektedir.

• Şeffaflık Platformu Mart 2016 tarihinde faaliyete geçmiştir. Platformda yayınlanması

gereken verilerle ilgili düzenlemeler, 30 Haziran 2016 tarih ve 6363-16 sayılı Kurul

Kararında belirtilmiştir. Gerekli veriler sorumlu taraf ve değer zinciri faaliyetlerine göre

sınıflandırılmaktadır. Karar uyarınca, 100 kalem verinin platformda yayınlanması şart

koşulmuştur; bunların %34'ü üretim ile ilgili veriler olup ardından iletim (% 18) ve

dengeleme (% 14) ile ilgili veriler gelmektedir.

• 22 Haziran 2018 tarih ve 7912 sayılı Kurul Kararı Şeffaflık Platformu için yeni veri

kümesini oluşturmuştur. Halihazırda, gerekli veri sayısı 83'tür. Yine, üretime bağlı veriler

birinci sıradadır (veri setinin % 22'sini oluşturmaktadır).

• EPİAŞ, 2015'ten bu yana her yıl Ekim ayında sektöre ve ilgili kurumlara yönelik geniş

katılımlı bir Şeffaflık Çalıştayı düzenlemektedir. Bu yıl Ekim ayında 4'üncü Şeffaflık

Çalıştayı gerçekleştirilecektir.

• Piyasa Gözetim Komitesi, eşit taraflar arasında ayrım yapmadan, şirketin şeffaflık ve

güvenilir referans fiyat oluşumu sağlama misyonu doğrultusunda ve diğer ulusal veya

uluslararası piyasa izleme prosedür ve uygulamalarına uygun şekilde piyasa izleme

faaliyetleri yürütmek için tesis edilmiştir.

Şeffaflık Platformu ile ilgili değerlendirmede yakından incelenecek olan üst düzey operasyonel bulgular şöyle sıralanabilir:

• Farklı raporlama araçlarının, verilerin doğru, birbiriyle uyumlu ve tutarlı bir şekilde

yayılmasını kanıtlayacak tek bir platformda birleştirilmesine yönelik iyileştirmeler

• Toplu veri aktarımı ve daha uzun süreler için veri indirme problemleri ile ilgili performans

iyileştirmeleri

• Veri kalemlerinin devamlılığı (bir yıl için mevcut ama sonraki yıl için yok)

• Düzenlemelerle ilgili ve / veya BT altyapısında değişiklik olmadan mevcut Yönetim Kurulu

Kararı doğrultusunda daha geniş veri yayma fırsatları

• Doğal gaz verilerinin mevcut düzenleyici altyapı ve BT altyapısı çerçevesinde mümkün

olan en geniş kapsamda entegrasyonu (EBT verilerinin şeffaflık platformuna

entegrasyonu)

Yine, yukarıda belirtilen başlangıç aşaması faaliyetlerinin bir sonucu olarak, piyasa şeffaflığını artırmaya yönelik çabaların düzenleyici / süreçle ilgili ve kurumsal kapasite boyutlarının ve bunların AB mevzuatı ve uygulamalarına uygunluğuna odaklanacağının farkındayız.

Metodoloji ve Zaman Çizelgesi

Görev 1B-1.2a'daki tüm değerlendirme ve tavsiye faaliyetleri, yukarıdaki Başlangıç Fazı Bulguları bölümünde özetlenen bulgu ve beklentilere odaklı olacaktır.

Görev 1B-1.2a faaliyetleri 3 adımda (değerlendirme, tavsiyeler ve iş başı eğitim) gerçekleştirilecek olup, Şeffaflığın değerlendirilmesi adımının Projenin 8. haftasında tamamlanması beklenmektedir. Tavsiyeler projenin 15. haftasında paylaşılacaktır. Son olarak, Şeffaflık Platformu Tavsiyeleri ve Eğitim Raporu projenin 36. haftasında teslim edilecektir.

Aşağıda verilen zaman çizelgesi, genel proje planına göre hazırlanmış bir çizelge olmakla bilrikte, EPİAŞ'ın önceliklerini ve operasyonel gerekliliklerini karşılamak üzere tartışmaya açıktır.

30

Şekil 7 - Görev 1b-1.2a Zaman Çizelgesi

Şekil 8 - Görev 1b-1.2a Zaman Çizelgesi (dvm.)

4.1.2.2.2 Görev 1B-1.2b – Piyasa Gözetimi ve Piyasa İzleme Desteği


İş Tanımına göre, Görev 1B-1.2b için çalışma kapsamı, etkin bir piyasa gözetimi ve izleme çerçevesinin oluşturulması için EPİAŞ'a destek verilmesi ile ilgilidir. Bu bağlamda sorumluluklarımız aşağıdaki gibidir:

• REMIT hükümleri ve protokolleri ile tutarlı olarak Piyasa Manipülasyonu, İçeriden

Bilgi Alma ve piyasa gözetimi ve izleme süreçlerinde diğer ilgili kavramların yasal

tanımlarının oluşturulması,

• Mevcut uygulamalarla ilgili bulguları ele alacak Piyasa Gözetimi ve Piyasa İzleme

Değerlendirme Raporunun sunumu,

• Aşağıdaki amaçlar için, etkili bir bütünleşik Piyasa Gözetimi / Piyasası İzleme

sistemine yönelik yeterli araçların oluşturulması konusunda destek sağlanması

o Açık piyasa sistemine dayalı güvenilir fiyatların oluşturulmasının sağlanması,

31

o Piyasa fiyatlarının, uzun ve kısa vadeli fiyatlar konusunda etkili bir şekilde sinyal

vermesinin sağlanması,

o Piyasa anomalilerinin tespiti,

o Muhtemel çarpıtmaların, risklerin ve şiddet içerikli, yasa dışı veya manipülatif

eylemlerin ve fiyat oluşumuna müdahale eden eylemlerin veya girişimlerin

varlığının araştırılması,

• Piyasa gözetimi ve piyasa izlemesi ile ilgili olarak küresel iyi uygulamaların (özellikle

Avrupa ve ABD'dekilerin) araştırılması,

• Yukarıdaki konularda kapasite oluşturma,

• İzleme ve EPDK'nın verdiği EPİAŞ Lisansının hükümlerine ilişkin konular.

• Nihai Piyasa Gözetimi ve Piyasa İzleme Tavsiyeleri Raporunun sunumu.

İş Tanımına göre, Görev 1B-1.2b için çalışma kapsamı tek bir çıktı ile ilgilidir, Piyasa Gözetimi ve Piyasa İzleme Raporunun hazırlanmasını ve sunumunu içermektedir.




• 18 Eylül 2018’de Dünya Bankası Ekibi ile toplantı



• Bu görevin ana kapsamının görüşüldüğü ve EPİAŞ'a rapor edilen, EPİAŞ ile yapılan

konferans araması

Bu görev için en kritik toplantı, bu görevin genel kapsamının EPİAŞ'a bildirildiği, EPİAŞ ile yapılan toplantı olmuştur.

Ek olarak, Proje'nin Başlangıç Fazında Danışman, kamuoyuna açık ilgili verileri gözden geçirmiştir.

Proje süresince, detaylar gözden geçirilirken, danışmanın ek belgeler talep edebileceği ve gerektiğinde EPİAŞ'a sorular sorabileceği hususuna dikkat çekmek isteriz.

Metodoloji

Bu bölümde, bu projede uygulanacak çalışmalar üzerine kısa bir tartışma sunulmuştur.

Önerilen her bir piyasa izleme / gözetim ve güç azaltma önlemi, AB Hedef Modeline, Türkiye'deki ve AB'deki yasalara ve adil rekabet ve en iyi uluslararası uygulamalar hakkındaki kılavuz ilkelere uygun olmalıdır. EPİAŞ'ın İstanbul'daki görüşmemiz sırasında verdiği bilgilere göre, Türkiye'nin uyması gereken bölgesel öneme sahip başka inisiyatifler söz konusu değildir.

1227/2011 sayılı AB Yönetmeliğinin 15. Maddesi, toptan enerji ürünleri konusunda profesyonelce işlem yapan tüzel kişilerin (PPAT'lar) ve dolayısıyla EPİAŞ'ın, piyasa manipülasyonunu veya içeriden haber almaya dayalı ticareti oluşturabilecek davranışları belirlemeye yönelik olarak etkili düzenlemeler ve prosedürler oluşturup sürdürülebileceğini ortaya koymaktadır.

Öncelikle, ilgili ekonomik kavramları karakterize etmek için piyasa manipülasyonu, içeriden haber alma ve piyasa gücünün kötüye kullanılması gibi diğer kavramların yasal tanımlarını gözden geçireceğiz. Bu bağlamda şunları analiz edeceğiz:

32

• Enerji Düzenleyicileri İşbirliği Ajansı'nın (ACER) Rehberlik notlarını içeren Avrupa

yasal çerçevesi (halihazırda hayali ticaret ve iletim kapasitesinin yükseltilmesi

konularını içermektedir).

• Seçilen AB ülkelerindeki ve ABD'deki vadeli ve spot enerji piyasalarındaki en iyi

uygulamalar. AB ülkelerinden (üç piyasa) ve ABD'den (üç piyasa) spesifik örnekler

kapsamlı bir şekilde analiz edilecektir.

• İlgili emtia piyasası bağlamında piyasa manipülasyonuna ilişkin ekonomik literatür.

EPİAŞ makamlarının özellikle şu konularla ilgilendiklerini belirtmek isteriz:

• REMIT göz önünde bulundurularak Piyasa Manipülasyonu, İçeriden Haber Alma ve

piyasa gözetimi ve izleme süreçlerinde diğer ilgili kavramların yasal tanımlarının

oluşturulması,

• Aşağıdaki amaçlarla, etkili bir bütünleşik Piyasa Gözetimi / Piyasa İzleme sistemi için

yeterli araçların oluşturulması konusunda destek sağlanması;

o Açık piyasa sistemine dayalı güvenilir fiyatların oluşturulmasının sağlanması,

o Piyasa fiyatlarının, uzun ve kısa vadeli fiyatlar konusunda etkili bir şekilde sinyal

vermesinin sağlanması,

o Piyasa anomalilerinin tespiti,

o Muhtemel çarpıtmaların, risklerin ve şiddet içerikli, yasa dışı veya manipülatif

eylemlerin ve fiyat oluşumuna müdahale eden eylemlerin veya girişimlerin

varlığının araştırılması,

• İzlemeye ve EPDK'nın verdiği EPİAŞ Lisansı hükümlerine ilişkin konularda destek

sağlanması (Bu madde, bu hükümlere İngilizce olarak erişmemiz gerektiğini

varsaymaktadır.)

Projenin yürütülmesi sırasında yukarıdaki listede belirtilenleri son derece kapsamlı bir şekilde ele alacağız.

AB, Aralık 2011’de, AB çapında bir izleme programını da içeren, gaz ve elektrik toptan satış piyasalarına özel, dürüstlük ve şeffaflık hakkında bir düzenlemeyi kabul etti: 1227/2011 (AB) sayılı Enerji Toptan Satış Piyasalarında Dürüstlük ve Şeffaflık Hakkında Yönetmelik (REMIT), piyasa manipülasyonu, piyasa manipülasyonu girişimleri ve içeriden haber almaya dayalı ticaret yasaklarını tanımlamakta; içeriden bilgi ifşası yükümlülüklerini belirtmekte ve Ulusal Düzenleyici Otoriteler (NRA), Avrupa Menkul Kıymetler ve Piyasalar Otoritesi (ESMA), finansal otoriteler ve diğer ilgili otoriteler ile yakın işbirliği içerisinde Enerji Düzenleyicileri İşbirliği Ajansı (ACER veya “Ajans”) tarafından toptan satış enerji piyasalarının izlenmesini sağlamaktadır.

Bu çalışmanın bir parçası olarak dikkate alınacak olan REMIT, piyasa manipülasyonunu tespit etmek ve bu konuda caydırıcı olmak, vadeli işlem ve OTC sözleşmeleri için önemli raporlama yükümlülükleri getirmek amacıyla Avrupa toptan enerji piyasalarının izlenmesi için sektöre özel bir çerçeve sağlamaktadır3.

Piyasa izleme amacıyla REMIT, piyasa katılımcılarına veya kendi adına hareket eden üçüncü taraflara veya kurumlara ACER'e, işlem yapma emirleri de dahil olmak üzere toptan enerji piyasası işlemlerinin kaydını (“ticari verileri”) vermekle yükümlüdür. Ayrıca REMIT, piyasa katılımcılarının, ACER'e ve NRA'lara, elektrik veya doğal gaz üretimi, depolanması, tüketimi veya iletimine ilişkin olarak santrallerin kapasitesi ve kullanımı ve planlanmış veya planlanmamış

3 REMIT hakkındaki materyaller, ACER’in raporlarına dayanacak ve esasen “REMIT İşlem Raporlaması Kullanıcı El Kitabı (TRUM)”nı temel alacaktır”. 21/01/2015

33

kullanımlar dahil olmak üzere LNG santrallerinin kullanımı ile ilgili bilgileri (temel veriler) sunmalarını şart koşmaktadır.

REMIT ayrıca NRA'lara toptan enerji piyasalarını ulusal düzeyde izleme seçeneği sunmakta ve Üye Devletleri bun otoroitelere araştırma ve uygulama konusunda gerekli yetkileri verme çağrısında bulunmaktadır; ayrıca ACER'in aldığı bilgileri NRA'lar ve diğer ilgili makamlarla paylaşmasına yönelik bir mekanizma oluşturulmasını da şart koşmaktadır.

REMIT'ın şart koştuğu işlem raporlamasının birincil amacı, ACER'in ve NRA'ların, şüpheli piyasalarda suistimali tespit etmek ve önlemek için toptan enerji ürünlerinde alım satım faaliyetlerini verimli ve etkili bir şekilde izlemelerini sağlamaktır (içeriden haber almaya dayalı ticaret ve piyasa manipülasyonu).

Bu Görev kapsamında, AB'deki en iyi uygulamalara ve uluslararası deneyimlere dayanan potansiyel piyasa gücü azaltma önlemlerini de analiz edip bunların elektrik piyasalarındaki piyasa gücü istismarına karşı etkinliğini değerlendireceğiz. Bu Görev kapsamında ayrıca, vadeli sözlşemlerde riskten korunma oranının ve Vadeli Piyasalar ile OTC sözleşmeleri ve Gün Öncesi Piyasalar arasındaki etkileşimlerin etkilerini araştırmaya ve bunların piyasa gücü, piyasa likiditesi ve toptan / perakende rekabet gücü üzerindeki etkilerini değerlendirmeye de odaklanılacaktır.

Her iki görev kapsamındaki analizler, teorik oyun modellerine dayanacaktır. Nihai Raporda, uluslararası en iyi uygulamalara dayanarak önerilen önlemlerin etkinliği, bunların AB Hedef Modeline uygunluğu ve Avrupa Birliği rekabet yasaları ve düzenlemeleri analiz edilecektir.

Aşağıdaki üç azaltıcı önlem türüne odaklanacağız: a) Yapı, b) İşlem, c) Performans.

Bu üç test türünün ayrıntılı açıklamaları aşağıda verilmiştir:

a) Yapı: Yetersiz tedarikçi veya yetersiz tekliflerin olması durumunda piyasa yapısı muhtemelen rekabetçi baskıyı sürdürme açısından yetersiz olacaktır. Mühendislik koşullarını karşılayabilen tedarikçi sayısının bir veya çok az bir sayıda olması, yeterli sayıda tedarikçi olmadığı anlamına gelir. Sunulan teklifler arasında rekabet baskısını sürdürmeye yeterli ekstra marjinal teklif olmaması ise, tekliflerin yeterli olmadığı anlamına gelir.

Bu çalışmada analiz edilecek ve ölçülecek olan yapısal tedbirler arasında Herfindahl-Hirshman Endeksi (HHI), Önemli Tedarikçi Testi (PST), Artık Arz Endeksi (RSI), Vadeli İşlemlerde Riskten Korunma Oranı (FHR) ve Lerner Index (LI) kullanımı yer almaktadır.

Hem PSI hem de RSI piyasa sonuçlarını etkileyen üç ana faktörü yansıtır: (1) talep, (2) mevcut toplam arz ve (3) büyük tedarikçilerin kapasite payı ve sözleşme konumu. Ayrıca, RSI, en büyük tedarikçinin tüm kapasitesini durduracağı varsayımıyla talebe göre arz yeterliliğini ölçer. Kapsamlı izleme verileri, RSI ve sistem fiyat-maliyet artışı arasında bir korelasyon olduğunu açıkça göstermektedir.

Vadeli İşlemlerde Riskten Korunma Oranı: Vadeli sözleşmelerin toplam arz içindeki oranı, piyasa performansının önemli bir dinamik yapısal göstergesidir. Vadeli sözleşmeler, kısa vadeli fiyat oynaklığından kaynaklanan yüklerden korunmayı sağlamanın yanı sıra, üreticilerin marjinal maliyetle üretim yapmalarını teşvik eder.

Lerner Endeksi: Yüzde olarak fiyat-maliyet marjı olarak tanımlanan geleneksel Lerner Endeksi, piyasa sonuçlarının rekabet esnekliğini, talep esnekliğini ve piyasa yoğunluğunu yansıtacak şekilde değerlendirmek üzere yaygın olarak kullanılmaktadır.

b) İşlem: Etki azaltma için gerekli koşullardan biri, bir birimin teklifinin, piyasa operatörü tarafından oluşturulan referans fiyattan, birimin tahmini marjinal maliyeti şeklinde sapmasıdır. Bir birimin fiili marjinal maliyeti koşullara göre değiştiğinden, davranış testi, teklifin referans fiyatı önceden belirlenen bir eşikten daha fazla aşıp aşmadığını inceler.

34

c) Etki: Üçüncü test kategorisi, tedarikçinin bir birim için verdiği teklifin etkisini, bu teklifin azaltılması ve azaltılmaması durumundaki piyasa fiyatları arasındaki farkı ölçerek inceler. Bu fark önceden belirlenmiş bir eşiği geçerse, tedarikçinin teklifi azaltılabilir.

İşlem taraması, bir firmanın tekliflerinin, tarihsel ortalama davranışlardan belirli bir tolerans dahilinde sapmasına dayanmaktadır. İşlem taramasından geçemeyen teklifler için, Piyasa İşletmecisi, aykırı tekliflerin piyasa sonuçları (örneğin spot fiyat) üzerindeki etkisini değerlendirmek için bir etki analizi yapar. İşlem ve etki testleri yetersiz rekabetçi baskıyı ortaya koyduğunda – ve iş sahibi yeterli bir açıklama getiremediğinde – standart çözüm, tedarikçinin teklifinin azaltılmasıdır. Azaltma, tedarikçinin, teklifin yakıt maliyetine ilişkin mevcut veriler kullanılarak ayarlanan referans fiyatının da karşılığıdır. Referans fiyat daha sonra iletim optimizasyonu için liyakata göre dahil edilen teklif olup piyasa fiyatlarının ve uzlaştırıcıların belirlenmesinde kullanılmaktadır. Bir tedarikçi, teklif azaltması uygulandıktan sonra teklifini değiştiremez. Tarama ve azaltma işlemleri, piyasalarda tekliflerin ön işleme tabi tutulması niteliğinde, dinamik olarak gerçekleştirilen işlemlerdir. Davranış-etki azaltma prosedürü deneyimi, esas olarak iletim kısıtlamalarına maruz kalan yerel piyasa denge fiyatlarından elde edilmiştir. Bu çalışmada, davranış-etki azaltma prosedürünün, iletimin piyasa dengesinin bir parçası olmadığı bir piyasada ne kadar iyi çalışacağını değerlendirilecektir.

Proje kamsaında, bu önlemleri kapsamlı bir şekilde analiz edip değerlendireceğiz ve uygun azaltma önlemleri için tavsiyelerde bulunacağız.

Bu aşamanın sonucunda, Türkiye elektrik piyasasında piyasa gücünün kötüye kullanılması da dahil olmak üzere, REMIT Direktifinin ihlali olarak değerlendirilebilecek, bilinen ana davranışın bir açıklamasına yer verilecektir.

Her bir davranış için aşağıdakileri hususları tartışacağız:

• Davranışların taraflara veya uygulayan taraflara fayda sağlayabileceği ekonomik

mekanizma

• Aşağıdakilerle ilgili olarak uygulanabilir ve kârlı olabilecek davranışlar için her türlü

gerekli koşul:

o Piyasa tasarımı ve piyasa temelleri; örneğin, bazı manipülatif davranışlar sürekli

işlem yapılan piyasalarda kârlı olup açık artırmaya dayalı piyasalarda kârlı

olmayabilir; ayrıca, iletim kapasitesi birikiminin, iletim haklarının piyasa

katılımcılarına ücretsiz olarak (örneğin ilk gelene ilk hizmet esasına göre) tahsis

edildiği durumda, kıtlık değerlerini yansıtan bir maliyet durumundakinden daha

yüksek olma olasılığı vardır.

o Potansiyel olarak kötü niyetli bir davranış uygulayan tarafın, ilgili fiziki piyasadaki

ve / veya ilgili piyasalardaki pozisyonu.

İkinci olarak, REMIT’in ihlal edildiğine işaret eden davranış türleri hakkında yorum yapacağız. Örneğin:

• Birkaç piyasa katılımcısı arasında sıklıkla simetrik anlaşmalar yapılması, piyasada

yaygın olan fiyat beklentilerini etkileme potansiyeli taşıyabilir.

• Simetrik sınır ötesi anlaşmalar, iletim kapasitesinin biriktiği sinyalini verebilir.

• Büyük bir üreticinin başarısızlığından dolayı bir kıtlık olayından önce bir piyasa

katılımcısı tarafından alışılmadık derecede uzun bir pozisyon alınması, içeriden

haber alanlara dayalı ticareti işaret edebilir.

• Büyük teklif / maliyet farkları piyasa gücünün kullanıldığını gösterebilir.

35

• Üreticinin tekliflerinin enerji ve yan hizmet piyasalarındaki korelasyonu, bu

piyasalarda yer alan ürünlerin farklı tasarımlarından (genellikle yerel) kaynaklanan

arbitraj fırsatlarını ortaya çıkarabilir.

Üçüncüsü, EPİAŞ'ı, en gelişmiş piyasa izleme ve gözetim araçlarını tasarlama ve mümkünse satın alma konusunda destekleyeceğiz. EPİAŞ'a yönelik bu destekleyici çabalar (örneğin, EPİAŞ tarafından üretilen belgelerin gözden geçirilmesi) şunları içerecektir:

• Bir dizi endeksin izlenmesinin sağlanması:

o Ana piyasa katılımcısının her bir piyasadaki bireysel pozisyonu

o Teslimat süresi (veya piyasa kapanışı) yaklaşırken vadeli fiyat dinamikleri

o Türkiye piyasasındaki ana oyuncuların ne derece pazar gücüne sahip olduğu

Bu endeksleri oluştururken, platformlar arası olası kötü niyetli davranışları analiz edip yorumlayacağız ve ilgili izleme kuruluşu tarafından tespit edilmelerini kolaylaştıracağız.

Bu endeksler, piyasa gözetimi ve piyasa izlemesi amacıyla düzenli olarak yayınlanan günlük / aylık EPİAŞ raporlarına eklenecektir.

• Piyasa katılımcıları arasında, REMIT'i ihlal etme potansiyeline sahip davranışlara

karşılık gelen belirli etkileşim kalıplarını tanımlamayı amaçlayan bir dizi kural

geliştirilmesi.

• Proje sırasında kuralların uygulanmasının sonuçlarının ince ayar yapmak amacıyla

incelenmesi ve tespit edilen anomalilerin tanımlanması.

Talep edilmesi halinde, üçüncü taraf izleme yazılım araçlarının tedariki konusunda EPİAŞ ’a yardımcı olacağız. Bunu örneğin şu yollarla yapacağız:

1) EPİAŞ tarafından önerilen ve piyasada bulunan farklı ürünleri inceleyerek,

2) Kamu alımı yapılması durumunda, EPİAŞ'a gerekli ürün özellikleri konusunda

tavsiyede bulunarak.

Son olarak, piyasa katılımcılarının istismarcı davranışlarda bulunması halinde uygulanabilecek yaptırım türleri hakkında EPİAŞ'a talimat vereceğiz.

Nihai rapora aşağıdaki maddeleri ekleyeceğiz:

1) Piyasa gözetimi ve piyasa izlemesi ile ilgili olarak dünyadaki (özellikle Avrupa ve

ABD’deki) en iyi uygulamaların araştırılması; AB ülkelerinden (üç piyasa) ve ABD'den

(üç piyasa) seçilen spesifik örnekler derinlemesine analiz edilecektir.

2) Satıcılar Nasıl Rekabet Eder: Rekabet Modelleri

3) Tedarikçi Piyasa Gücü için Hafifletici Tedbirler

4) Tedarikçi Pazar Gücü için Yapısal Piyasa Gücü Taramaları, ör. Herfindahl-Hirschman

Endeksi (HHI), Önemli Tedarikçi Göstergesi, Artık Arz Endeksi (RSI)

5) Tedarikçi Piyasa Gücü için İşlem ve Etki Taramaları

6) Alıcı Tarafı Piyasa Gücü: Monopsoni, Oligoponi ve Portföy Oyunları

7) Riskten korunma oranının likidite, piyasa gücünü azaltma ve rekabet gücü ile

bağlantılı etkileri

8) Piyasa izleme ve piyasa gözetimi için endeks ve kurallar kümesi

9) İstismarcı davranışlara karşı uygulanabilecek yaptırım tipleri

Zaman çizelgesi

36

Görev 1B-1.2b'deki tüm değerlendirme ve tavsiye faaliyetleri, yukarıdaki Metodoloji bölümünde özetlenen konulara odaklı olacaktır.

Görev 1B-1.2b faaliyetleri aşağıdaki tabloda gösterildiği gibi gerçekleştirilecektir.

Şekil 9 - Görev 1B-1.2b Zaman çizelgesi

4.1.2.2.3 Görev 1B-1.2c – Uygun Müşteri Yönetim Sistemi


İş Tanımına göre, Görev 1B-1.2c için çalışma kapsamı aşağıdaki faaliyetleri içermektedir:

Değerlendirme:

• Uygun müşteri yönetim sisteminin, sistem kabiliyetlerinin ve prosedürlerinin

değerlendirilmesi

• Düzenleyici ortamın değerlendirilmesi, ilgili paydaşların (EPDK, EPİAŞ ve diğerleri) rolleri

ve sorumlulukları, mevcut uygulamalar ve sorunlar.

• Uygun müşteri yönetimi uygulamalarına ve ilgili veri tabanlarına / altyapılara ilişkin

mevcut durum analizi

• Uygun müşteri yönetim sistemine ilişkin tasarım ilkelerinin analizi

• Büyük veri analizi, veri işleme, teknoloji seçenekleri, veri güvenliği ve veri depolama

seçenekleri

Tavsiyeler:

• Uygun müşteri faaliyetleri, ilgili paydaşların (EPDK, EPİAŞ ve diğerleri) rolleri ve

sorumlulukları hakkında tavsiyeler

• Anahtarlama modelleri, anahtarlama ve elektrik tedarikçisi yönetim sistemlerine ilişkin

en iyi uygulamaların ve tavsiyelerin gözden geçirilmesi.

• Uygun müşteri alanındaki büyük veri yönetimi kavramlarının ve uygulamalarının analizi.

İş Başı Eğitimler:

• Uygun müşteri yönetim sistemi ve ilgili faaliyetlere ilişkin olarak EPİAŞ tesislerinde 10

gün boyunca uygulamalı eğitim ve destek verilmesi.

• Büyük Veri Yönetim Sistemleri ve uygun müşteri yönetimine ilişkin potansiyel tasarım

ilkeleri analiz edilecektir.

• Mesleki eğitim ve desteğin genel amacı, tavsiyelerin nasıl hayata geçirilebileceği ve ilgili

teknik tartışmalarda bulunmaktır (esas olarak büyük bir veri problemiyle nasıl başa

çıkılacağı ile ilgili). Tavsiyelerden ve / veya eğitimlerden ve / veya ilgili tartışmalardan

(düzenleyici, organizasyonel, altyapı ile ilgili veya diğer konulardaki) kaynaklanan her

türlü çözümün geliştirilmesi ve uygulanması EPİAŞ'ın sorumluluğunda olacaktır.

37

Ayrıca, İş Tanımına göre, Görev 1B-1.2c için çalışma kapsamı, aşağıdaki çıktıların hazırlanmasını ve sunulmasını içermektedir:

• Uygun Müşteri Yönetimi Değerlendirme Raporu

• Uygun Müşteri Yönetimi Tavsiyeleri ve Eğitim Raporu

Başlangıç Aşaması Faaliyetleri

Proje Başlangıç Aşamasında, Danışman aşağıdaki toplantıları gerçekleştirmiştir:



• 19 Eylül 2018’de EPDK Ekibi ile Toplantı



• 05 Ekim 2018’de EPİAŞ ile Video Konferans.

Projenin Başlama Aşaması sırasında, Danışman aşağıdakileri gözden geçirmiştir:

• 14.03.2013 tarihli Elektrik Piyasası Kanunu

• 14.04.2009 tarihli Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği

• Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinde Değişiklik Taslağı

• 30 Mayıs 2018 tarihli Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği

• Gün Öncesi Piyasası Genel Usul ve Esasları

• EPİAŞ'ın Yıllık Raporları

• İlgili halka açık veriler

Başlangıç Fazı Bulguları Yukarıda belirtilen başlangıç aşaması faaliyetlerinin bir sonucu olarak, düzenleyici botyutun ve süreç boyutunun yanı sıra, uygun müşteri yönetim sisteminin BT Altyapısının da, özellikle iş başı eğitimlerde ayrıntılı olarak ele alınması gerektiğini anlamış bulunmaktayız. Bu anlamda, bu konulardaki uluslararası en iyi uygulamaları ve AB deneyimini analiz ederek beklentilere cevap vermeye ve büyük veri kavramlarına odaklanmaya çalışacağız ve bulgularımızı ilgili raporlara yansıtacağız.

Başlangıç fazı faaliyetleri sırasında gördük ki, aşağıda açıklandığı gibi bir uygun müşteri yönetim sistemi ve ilgili işlemler yürürlükte olmasına rağmen, piyasadaki kuralların ve ilgili sorumlulukların değişmesi beklendiğinden, EPİAŞ gelecekteki BT altyapısının teknik yönleri üzerinde çalışmayı planlamaktadır.

Uygun müşteri limitinin, Bakanlığın Strateji Belgesi uyarınca 2012 yılına kadar sıfır olması planlanmış olmasına rağmen, geçerli uygun müşteri limiti hâlâ 2.000 kWh / yıl'dır.

Hâlâ bir sınırın olmasının ardındaki sebep, temel olarak bilgi altyapısı yükseltmelerine duyulan ihtiyaçtan kaynaklanmaktadır.

Uygunluk eşiğinde bir düşüş olmasına rağmen, elektrik piyasasındaki elverişsiz koşullar nedeniyle uygun müşteri sayısı radikal bir şekilde azalmaktadır.

Piyasa koşulları sebebiyle elektrik perakende piyasasındaki faaliyetler azalsa da –hak kazanan ticari müşteriler, Son Kaynak Tarifesi resmi gazete yayımlanmıştır. Son kaynak tedarik tarifesi, son kaynak tedarik tarifesindeki müşterilerin rekabetçi piyasaya girişini teşvik edecek şekilde hazırlanır ve son kaynak tedarikçisinin mütevazı düzeyde kâr elde etmesinin önünü açarak uygulamadaki perakende satış tarifelerini ve piyasa fiyatlarını dikkate alınarak hazırlanır. İlgili tebliğe göre, yılda 50 milyon kWh'nin üzerinde tüketime sahip müşterilerin 01 Nisan 2018

38

tarihinden itibaren uygun müşteri haline gelmeleri zorunludur. Son kaynak tedarik tarifesi (LRT) azaldıkça, serbest piyasadaki müşteri sayısının artması beklenir. Bu LRT müşterileri de uygun müşteri değiştirme sisteminin bir parçası olduğu için, bu durum, uygun müşteri platformu tarafından gerçekleştirilecek işlemlerin hacmini artıracaktır.

Olumlu piyasa koşulları altında, perakende satış şirketlerinin uygun müşterileri yakalamak için satış ve pazarlama faaliyetlerini artıracağı ve anahtarlama oranlarının geçmiş rakamlara göre önemli ölçüde artacağı bilinmektedir. Uygun müşteri yönetiminden ve uzlaştırmadan sorumlu taraf olduğu için, EPİAŞ'ın, beklenen büyümeyi ve uzlaştırma dönemini kısaltmak gibi piyasa kurallarındaki olası tüm değişiklikleri desteklemek için yeterli bir altyapıya sahip olması gerekmektedir.

Yukarıda belirtilen başlangıç fazı faaliyetleri sonucunda, EPİAŞ'ın uygun müşteri platformunun yeni bir versiyonunu geliştireceğini öğrendik. Uygunluk sınırı azaldığından ve daha kısa bir uzlaştırma dönemi gündeme geldiğinden, EPİAŞ tarafından gerçekleştirilecek olan uzlaştırma işlemlerinin hacmi büyük ölçüde artacaktır. Uygun müşteri yönetiminin büyük bir veri problemi olarak etiketlenebileceği ve üst düzey çözümlerin proje gündeminde olacağı anlaşılmaktadır. Bu bağlamda, uygun müşteri yönetim sistemine ilişkin üst düzey tasarım ilkeleri, aşağıdakileri dikkate alarak saha destek faaliyetleri üzerinden tartışılacaktır;

• Veri temizleme,

• Veri işleme,

• Teknoloji seçenekleri,

• Veri yönetimi ve depolaması,

• Data ve sistem güvenliği,

• Sistem bakımı,

• Sistem esnekliği ve genişletilebilirliği

Büyük veri yönetimi uzmanları, yukarıda belirtilen konularla ilgili bilgilerin paylaşımı için saha destek faaliyetlerine katılacaktır. Ayrıca, sektörler arası bilgi de katılımcılarla paylaşılacaktır.

Metodoloji ve Zaman Çizelgesi Görev 1B-1.2c kapsamındaki tüm değerlendirme ve tavsiye faaliyetleri, yukarıdaki Başlangıç Fazı Bulguları bölümünde özetlenen bulgu ve beklentilere odaklı olacaktır.

Görev 1B-1.2c faaliyetleri 3 adımda gerçekleştirilecektir (değerlendirme, tavsiye ve iş başı eğitim) ve Uygun müşterinin değerlendirilmesi fazının Projenin 8. haftasında tamamlanması planlanmaktadır.

Uygun Müşterilerle ile ilgili Tavsiyeler verilmeye 19. haftada başlanacak ve süreç 25. haftada tamamlanacaktır.

Uygun Müşteri Yönetimi Tavsiyeleri ve Eğitimine ilişkin nihai rapor, projenin 36. haftasında teslim edilecektir.

Aşağıda tanımlanan zaman çizelgesi, genel proje planına göre hazırlanmış bir çizelge olmakla bilrikte, EPİAŞ'ın önceliklerini ve operasyonel gereksinimlerini karşılamak üzere tartışmaya açıktır.

39

Şekil 10 - Görev 1B-1.2c Zaman Çizelgesi

Şekil 11 - Görev 1B-1.2c Zaman Çizelgesi (dvm.)

4.1.3 GÖREV 1C – BPM OPERASYONLARININ DEĞERLENDIRILMESI VE GELIŞTIRILMESI


İş Tanımına göre, Görev 1C'nin çalışma kapsamı mevcut durumun değerlendirilmesini ve BPM operasyonlarındaki boşluk ve sorunların tespitini içermektedir. Spesifik olarak, Danışmanın aşağıdaki analiz ve değerlendirmeleri yapması şart koşulmuştur:

o Dengeleme güç piyasasının yapısı ve işleyişine ve yardımcı hizmetlerin

uygulanmasına ilişkin yasal düzenlemeler; özellikle ENTSO-E Elektrik Dengeleme

Kılavuz İlkeleri ile uyumlaştırma.

40

o ENTSO-E Elektrik Dengeleme Kılavuz İlkeleri ile uyumlu şekilde, AB

Yasaları/Kılavuz İlkeleri uyarınca yardımcı hizmetlerin piyasa tabanlı tedarikine

yönelik prosedür ve yöntemler.

o Dengeleme güç piyasasında (BPM) kullanılan metodoloji: Dengeleme güç

piyasasındaki fiyat oluşumu analiz edilmelidir. Bu analizde, fiyatları etkileyecek

faktörler detaylı bir şekilde analiz edilip modellenmeli ve fiyat sapmalarına ve

manipülasyonlara ilişkin riskler değerlendirilmelidir. Tavan fiyatı olmadan “kıtlık

fiyatlandırması” yapılmasının ve piyasada tavan fiyatı uygulanmasının etkileri

analitik olarak incelenecektir.

o Farklı fiyat bölgeleri uygulama imkânları ve bunun BPM üzerindeki etkisi

değerlendirilecek ve raporlanacaktır.

o BPM'nin ENTSO-E’nin Elektrik Dengeleme Yasası ve ürünleri ile uyumlaştırılması

ve buna ilişkin muhtemel önlem ve etkilerin neler olacağı.

o İletim tıkanıklığı yönetimi metodolojisine ve bunun marjinal fiyat oluşumu

üzerindeki etkisine dikkat edilmelidir.

o Dengeleme, yardımcı hizmetler ve TSO (İletim Sistem Operatörü) siparişleri

(örneğin, tıkanıklık yönetimi için) nedeniyle oluşan ek maliyetler ve bu

maliyetlerin piyasa katılımcılarına paylaştırılması metodolojisi analitik olarak

belirlenecektir.

o Yenilenebilir enerji kaynaklarına (RES) dayalı üretim yapan kuruluşların

dengeden sorumlu hale gelmesinin etkisinin değerlendirilmesi. Çalışmada cevap

aranacak temel sorular şunlardır: (i) Şebeke Yönetmeliğindeki teknik

şartnameler değiştirilmeli mi?; (ii) Gün içi piyasasındaki düzenlemeler veya

likidite, RES'e dayalı üretim yapan kuruluşların dengeleme riskinden

korunabilmeleri için yeterli değilse ne gibi dengesizlik risk yönetimi araçları

sunulmalıdır?

o BPM operasyonlarındaki şeffaflığın değerlendirilmesi.

o Yukarıda bahsi geçen, “üst limiti olmayan” fiyatlar hakkındaki analizlerin, üst

limitlerin aslında gerekli olduğunu gösteriyor olması koşulu ile, dengeleme

piyasası azami ve asgari fiyat limitlerinin tespit edilmesi için Kayıp Yük Değeri

(VoLL) gibi deneysel ve/veya analitik yöntemlere dayanarak uygulanabilirliğin ve

Avrupa'daki en iyi uygulamaların değerlendirilmesi.

Bu görevin son kısmı, yukarıda söz edilen değerlendirmenin sonuçlarının AB'deki en iyi uygulamalarla karşılaştırılması suretiyle yapılacak olan bir boşluk analizini içermektedir. Danışman, dengeleme güç piyasasına ilişkin boşluk analizi ve fizibilite çalışmalarından elde edilen bulgulara dayanarak tavsiyeler ve muhtemel bir uygulama yol haritası hazırlayacaktır. Uygulama yol haritasında, temel operasyonel ve düzenleyici değişikliklere (hazırlanan mevzuatın ana unsurları ile birlikte), dengeleme güç piyasasının yapısına, yardımcı hizmetlere ve tıkanıklık yönetimi prosedürlerine, kapasite mekanizmasının dahil edilebilirliğine ve talep tarafının katılımına odaklanılacak, bunların sisteme getirdiği maliyet ve faydalara ayrıntılı şekilde yer verilecektir. Bulgulardan ve boşluk analizinden hareketle danışman, yasal çerçevedeki değişiklikleri ve revizyonları içeren düzeltici faaliyetler hakkında bir tavsiye listesi hazırlayacaktır. Tavsiyeler, düzenlemelerdeki ve idari yapıdaki olası değişiklikleri de kapsayacaktır.

Danışman, bulgu ve tavsiyelerini, en az 30 kişiye yönelik bir günlük bir çalıştayda sunacaktır (ÇALIŞTAY-3). Çalıştay gerçekleştirildikten sonra Danışman, eğitim materyaline ve çalıştay sırasında yapılan tartışmalara kısa bir genel bakışı içerecek bir çalıştay raporu (ÇALIŞTAY-3

41

Raporu) sunacak ve BPM Değerlendirme ve Tavsiye Raporunun (BPMR) son halini hazırlayacaktır. Çalıştay organizasyonu kapsamında danışman, bu etkinliklere katılacak konuşmacıların katılımını, bu etkinlikler sırasındaki fotoğraf ve video çekimlerini, katılımcı listelerini, etkinlikler sırasında katılımcı memnuniyet anketi formlarının dağıtılmasını ve anket sonuçlarına Çalıştay-3 Raporu'nda yer verilmesini ve bu etkinliklerde başarı gösteren katılımcılara katılım sertifikası verilmesini sağlayacaktır.

İş Tanımına göre, Görev 1C'nin çalışma kapsamı, aşağıdaki çıktıların hazırlanmasını ve sunulmasını içermektedir:

o BPM Değerlendirmesi (BPAR)

o BPM Tavsiye Raporu (BPMR)

o Tek günlük Çalıştay (Çalıştay -3)

o Çalıştay raporu (Çalıştay-3 Raporu)



o Eylül 2018’de Proje Başlangıç Toplantısı

o 18 Eylül 2018’de Dünya Bankası Ekibi ile Toplantı

o 19 Eylül 2018’de EPDK Ekibi ile toplantı

o 20 Eylül 2018’de TEİAŞ Ekibi ile toplantı

o 21 Eylül 2018’de EPİAŞ ile toplantı

Bu görev için en önemli toplantı, Türkiye'de Dengeleme Güç Piyasasının temel işlevlerinin ve işleyişinin Danışmana açıklandığı, TEİAŞ ile yapılan toplantı olmuştur.

Ek olarak, Projenin Başlangıç Aşamasında Danışman şunları incelemiştir:

o 2018 tarihli Dengeleme Güç Piyasası sunumu

o Kamuya açık ilgili veriler

EPİAŞ’ın Danışmana, Dengeleme ve Uzlaştırma Mevzuatını pdf formatında sunduğu fakat belge Türkçe olduğu için Danışman tarafından kullanılamadığı hususuna dikkat çekmek isteriz. Dolayısıyla, Türkiye’de Dengeleme Güç Piyasasının mevcut işleyişi hakkındaki görüşümüz yalnızca ikili toplantılara ve TEİAŞ tarafından İngilizceye çevrilerek Danışmana sunulan, yukarıda bahsi geçen Dengeleme Güç Piyasası sunumundan elde edilen bilgilere dayanmaktadır.


Yukarıda belirtilen başlangıç fazı faaliyetleri sonucunda, Türkiye'de Dengeleme Güç Piyasası operasyonu ile ilgili aşağıdaki bilgileri edindik.

a. Genel bilgi

o Türkiye elektrik piyasası, merkezi olmayan piyasa düzenlemelerini takip

etmektedir:

o Gün Öncesi Piyasasında ve Gün İçi Piyasasında portföy teklifleri,

o Hem enerji hem de rezervler için D-1 gününde otomatik zamanlama.

o Bununla birlikte, merkezi dağıtım gerçek zamanlı olarak uygulanmaktadır:

o Yukarı ve aşağı Dengeleme Enerji Teklifleri, üreticiler tarafından birim bazında

sunulmaktadır; ve

o TEİAŞ, birim başına üretim birimlerine Sevk Talimatı sunmaktadır.

42

o Elektrik piyasasının tüm piyasa örneklerinde (Gün Öncesi Piyasası, Gün İçi

Piyasası, Dengeleme Piyasası) zaman birimi saattir.

o Türkiye'de halihazırda bir adet teklif bölgesi aktif durumdadır. Ancak, teklif

bölgelerinin dörde çıkarılması planlanmaktadır. Bu teklif bölgeleri tüm piyasalar

için (DAM, IDM ve BPM) geçerli olacak ve genel olarak (tüm pazarlarda) ayrı

marjinal fiyatlar olacaktır.

o Yeni RES birimlerine sahip üreticiler, üretimlerini öngörmeli ve DAM'deki /

IDM'deki portföylere katılmalıdır; ayrıca Dengeleme Güç Piyasasında (ilgili

portföyler kapsamında) dengesizliklere maruz kalmaktadırlar.

b. Yardımcı hizmetlerin alımı

o Rezervler (birincil ve ikincil rezervler) ve açık artırmalar yoluyla D-2 günlerinde

tedarik edilir. Bu ihalelerdeki rezerv teklifleri ikincil rezerv için birim bazında,

birincil rezerv için ise portföy bazındadır. Rezerv kapasitesinin fiyatlandırması

(birincil ve ikincil rezervler için) marjinal fiyatlama şeklindedir. Üretici

birimlerinin birincil ve ikincil rezerv ihalelerine katılımı isteğe bağlıdır.

o Birincil rezervler (portföy bazında teklifler) için, basit üretici birimlere tahsis

(birim bazında), üreticiler tarafından TEİAŞ'a iletilen değerlere göre D-1 günü

saat 09: 00'da yapılır.

o Tipik bir gün için (birincil, ikincil, üçüncül) rezerv gereksinimlerinin tipik günlük

profili:

▪ Birincil rezerv için her yöne 200-300 MW

▪ İkincil rezerv için her yöne 700-1130 MW

o Üçüncül rezerv kapasitesine ilişkin herhangi bir tedarik (ve dolayısıyla fiyat) söz

konusu değildir. TEİAŞ, üçüncül rezerv gereksinimini sıfır olarak belirlemiştir.

c. Gün Öncesi ve Gün İçi Piyasası

o Gün Öncesi Piyasası (DAM) teklifleri portföy bazında sunulmaktadır. Gün Öncesi

Piyasası (DAM) Kapı Kapanış Saati (GCT) D-1'de (D günündeki işlemler için) 12:

30'dur ve DAM sonuçlarının bildirimi / yayınlanması D-1'de 14:00'te

gerçekleşmektedir.

o DAM'de kendiliğinden programlama gerçekleştikten sonra, enerji için

kendiliğinden hazırlanan programlar D-1 gününde saat 16:00'ya kadar

sunulmaktadır. TEİAŞ, a) piyasada satılan / satın alınan miktarların yanı sıra

önerilen ikili programlar ve b) kendiliğinden oluşan programlar arasında bir

tutarsızlık olduğunda kendiliğinden oluşan programları kontrol etmekte ve daha

sonra katılımcılardan yeni bir kendiliğinden oluşan program sunmalarını

istemektedir. Katılımcılar güncellenmiş versiyonu D-1 gününde saat 17:00'ye

kadar teslim etmek zorundadırlar.

o Bunun dışında hiçbir sebep, TSO'nun katılımcıların programlarını

ayarlayabilmesine gerekçe olamamaktadır. Örneğin, TEİAŞ tıkanıklık yönetimini

gerekçe göstererek zamanlamalarda ayarlama yapmamaktadır. Dengeleme

Enerji Tekliflerinin etkinleştirilmesiyle veya acil durum talimatlarıyla

(Dengeleme Enerjisi teklifleri sunulmamışsa) gerçek zamanlı olarak

bırakmaktadır.

43

o Katılımcıların gerçek zamandan 60 dakika öncesine kadar tekliflerini

sunabilmeleri için sürekli bir ticaret süreciyle birlikte bir gün içi piyasası

bulunmaktadır.

d. Gerçek Zamanlı Dengeleme Piyasası

o Katılımcılar, gerçek zamanlı dengeleme piyasası için D-1 gününde saat 18:00'e

kadar yukarı ve aşağı yönlü dengeleme enerji tekliflerini sunmaktadır. Bu

teklifler birim bazında sunulmaktadır (portföy teklifleri değil). Dengeleyici Enerji

tekliflerinin geçerlilik süresi bir saattir (saatlik teklifler).

o Gün içi bir piyasa mevcut olduğundan, katılımcılar Dengeleme Piyasası

tekliflerini gerçek zamandan bir saat öncesine kadar güncelleyebilirler. Güncel

Dengeleme Enerjisi teklifleri, fiyat olarak değil ama hacim olarak değiştirilebilir.

Bu nedenle, katılımcıların fiyatlarla oynayarak stratejik teklif verme durumu

yoktur.

o Asgari dengeleme enerji teklifi fiyatı 0 TL / MWh'dir. Azami dengeleyici enerji

teklifi fiyatı 2000 TL / MWh'dir (yaklaşık 287 € / MWh).

o Yukarı Yönlü Dengeleme Enerjisi teklifleri DAM fiyatından yüksek, aşağı yönlü

Dengeleme Enerjisi teklifleri DAM fiyatından düşük olmalıdır.

o Dengeleme Piyasasında asgari teklif 10 MW'a eşittir.

o Dengeleme enerji tekliflerinin aktifleştirilmesi için, TEİAŞ tarafından bir yukarı-

aşağı yönlü Dengeleme Enerji teklifi liyakat sıralaması listesi oluşturulmakta ve

gerçek zamanlı aktivasyonlar için dikkate alınmaktadır (düşük teklif fiyatları ile

aşağı yönlü teklifler ve en yüksek teklif fiyatları ile aşağı yönlü teklifler).

o Gerçek zamanlı Satış Talimatı TEİAŞ tarafından üreticilere birim bazında

sunulmaktadır.

o Üçüncül rezervlerin (Dengeleme Enerjisi tekliflerine dayanarak) etkinleştirilmesi

için gerçek zamanlı Satış Talimatları, normal şartlarda TEİAŞ tarafından

üreticilere düzenli olarak (saatin başlamasından 30 dakika önce)

bildirilmektedir. Ancak, TEİAŞ gerektiğinde saat içinde de sevk talimatı

verebilmektedir. Sevk talimatları şunları içermektedir:

▪ Üretim birimi,

▪ Talimatın OG seviyesi,

▪ Talimatın başlama süresi, ve

▪ Teslim süresi (60 dakikadan az, örneğin 15 dakika olabilir).

o TEİAŞ, teslim süresi başladıktan sonra bile (yani bir üretim biriminin teslimat

süresi boyunca) sevk talimatlarını yeniden şekillendirebilmektedir (örneğin

uzatabilmektedir).

o Sevk talimatı, bu sürenin sonu için değil, tüm teslimat süresi için bir sevkiyat

anlamına gelmektedir.

o Üreticilerin Sevk işlemini gerçekleştirmeleri için, “taahhüt talimatı” (başlangıç)

durumu haricinde, 15 dakika süresi vardır.

o Liyakat listesinin, çoğunlukla tıkanıklık oluşturma amacıyla ihlal edildiği

durumlar vardır. Bu tür durumların gerekçesi, hem raporlama hem de uzlaştırma

amacıyla (teklif edileni öde) bildirilmektedir. Bu liyakat dışı talimatlara, 1 kodlu

44

talimatlar denmektedir. Normal liyakat talimatlarına ise 0 kodlu talimatlar adı

verilmiştir4.

o Sistemin dengesini gerçek zamanlı olarak güvenceye almak için üreticiler

tarafından yeterli Dengeleme Enerjisi teklifi sunulmadığı durumlarda TEİAŞ,

üretim birimlerine acil durum talimatları verilebilmektedir.

o Halihazırda, Dengeleme Piyasasına talep yönü katılmamaktadır; sadece üretici

birimler Dengeleme Hizmet Sağlayıcıları (BSP'ler) olarak görev yapmaktadır.

o Şu anda, RES birimleri Dengeleme Piyasasına katılabilmektedir. Ancak, yalnızca

jeotermal enerji santralleri (diğer teknolojiler yoktur), Dengeleme Piyasasında

BSP olarak faaliyet göstermektedir. Bir RES üreticisi uygun bir BSP olmak

istediğinde TEİAŞ'a başvurmakta ve Bölgesel Kontrol Merkezi (RCC), TEİAŞ'a RES

biriminin bu hizmetleri sağlama konusundaki teknik kabiliyetine dayanarak bu

başvuruyu kabul etme / reddetme talimatı vermektedir. Başvurunun kabul

edilmesi halinde, RES santralleri normal şekilde Dengeleme Piyasasına

katılabilir.

e. Fiyatlandırma ve uzlaşmalar

o Birincil ve ikincil rezervlerin aktivasyonu (aktif dengeleme enerjisi)

ücretlendirilmemektedir; sadece sağlanan rezerv kapasitesi

ücretlendirilmektedir.

o Dengeleme enerjisi için yapılan tek ücretlendirme, üçüncül rezervlerin

aktifleştirilmesi içindir (aslında rezerv ücretlendirilmemektedir). Dolayısıyla,

Dengeleme Enerjisi teklifleri için tek bir fiyat vardır (üçüncül rezerv kapasitesine

karşılık gelmektedir).

o Dengeleme enerjisinin fiyatlandırma planı marjinal fiyatlandırmadır. Saat başına

bir dengeleme enerji fiyatı (“Sistem Marjinal Fiyatı (SMP)" olarak adlandırılır)

vardır; yukarı ve aşağı yönlü farklı dengeleme enerji fiyatları söz konusu değildir.

o Dengeleme enerji fiyatına sonradan basit bir hesaplama ile ulaşılmaktadır (0

kodlu yukarı yönlü yüksek aktif teklif veya 0 kodlu aşağı yönlü düşük aktif teklif);

sistemdeki marjinal fiyat (SMP), yönüne bakılmaksızın diğer tüm aktif teklifler

için belirlenmektedir.

o Dengeden Sorumlu Tarafların (BRP) denge kapsamı, hem arzı hem de talebi

içermektedir.

o Denge dışı fiyat: Denge dışı fiyatlandırma için (saatlik bazda) iki fiyatlı ve bir ceza

faktörü (açık için 1,03, artı için 0,97) içeren bir uzlaştırma sistemi

uygulanmaktadır.

o Fiili üretimin (ölçümlere dayanarak) saatlik olarak, sevk talimatında yasal olarak

tanımlanmış bir eşikten (% 10'a eşit) daha fazla sapması durumunda, üretici,

eksik performansı sebebiyle aylık bazda bir ceza ödemekle yükümlüdür.

o Bir üretim biriminin satış talimatına uymaması ve ilgili üreticinin, karşılaştığı

sorunu (örneğin, kesinti) TEİAŞ'a bildirmesi durumunda, ilgili üretici bir ceza

ödememektedir. Yerine getiremedği görevle ilgili olarak TEİAŞ'a bildirimde

4 TEİAŞ tarafından sağlanan bilgilere göre, bu kuralın tek istisnası vardır. “Saat içi değişim talimatları” da 0 kodlu talimatlardır. Bunlar, saatin başında ve sonunda değişen yükü dengelemek için kullanılmaktadır. Normal şartlarda, aktif olan (veya saat başında aktif olacak ünitelere) hidro ünitelere yönlendirilmektedirler.

45

bulunmadığı takdirde ise ceza ödemektedir (SMP'yi, görevini yerine getirilmesi

halinde belirlenecek olan seviyenin üzerine çıkartmanın getirdiği ekstra maliyete

eşit miktarda).

o Kömür birimleri için, özel bir rejime göre ödeme yapılır: Üretimin yarısı yasal

olarak belirlenmiş bir tarifeye göre, diğer yarısı ise piyasa fiyatlarına göre ödenir.

Normal olarak portföylere katılırlar ve portföyün tamamı dengesizliklere tabidir.

Sabit fiyat 226 TL / MWh'dır (yaklaşık 35-40 € / MWh). Bu ücretin ödenmesi için

gerekli ekstra para, Yük Temsilcileri tarafından ödenen sistem işletme

maliyetinden gelmektedir ve son tüketicilere aktarılmaktadır.

Yukarıda belirtilen başlangıç fazı bulgularının bir sonucu olarak, analizimizin ilk adımı, özellikle aşağıdaki alanlarda BPM tasarımının ve mekanizmalarının geliştirilmesine odaklanacaktır:

o BPM'nin düzenleyici çerçevesinin çeşitli yönlerinde potansiyel iyileştirme:

o EPDK'nın, işletme maliyetini en aza indirgemek için TEİAŞ'ı Dengeleme

Piyasasında harekete geçirme yolu.

o Birincil ve ikincil rezervler durumunda tekliflere katılımın zorunlu olmaması ile

ilgili bir sorun bulunmaktadır. Gerekli rezervlerin katılımcılar tarafından

sunulmadığı ve hizmetin gerçek zamanlı olarak sağlanamadığı bir durum söz

konusudur. Bu durumda, TEİAŞ, Dengeleme Enerjisi tekliflerinin liyakat

sıralamasına dayanarak (üçüncül rezerv için) belirli üretim birimlerine acil

talimatlar vermektedir. Piyasa kurallarına göre, bu acil durum talimatlarına

uymak üreticiler için bir zorunluluktur. Bu konu BPM Değerlendirme ve Tavsiye

Raporu'nda (BPMR) daha ayrıntılı olarak analiz edilecektir.

o Birincil ve ikincil rezerv ihalelerinin zamanlaması (D-2) ve ortaya çıkan sonuçlar,

ör. piyasa katılımcılarının Gün Öncesi Piyasasındaki takas fiyatlarını ve birincil ve

ikincil rezerv durumunda rezerv tekliflerini sunarken birim zamanlamalarını

bilmemeleri hususu BPMR'de ayrıntılı olarak incelenecektir.

o Üretici birimlerin Dengeleme Piyasasına (yukarı ve aşağı Dengeleme Enerji

Teklifleri ile) gönüllü katılımıyla ilgili bir sorun mevcuttur ve bu sorun, BPMR'de

analiz edilecektir.

o Üçüncül rezerv temin edilmediğinden ve üretici birimlerin Dengeleme

Piyasasına katılımı (yukarı ve aşağı Dengeleme Enerji Teklifleri ile) isteğe bağlı

olduğundan, gerekli olduğunda, TEİAŞ'ın üçüncül rezervin gerçek zamanlı olarak

etkinleştirilmesi için gerekli kapasiteyi sağlayacağının garantisi yoktur. Ayrıca,

üçüncül rezervin temin edilmemesi, ENTSO-E Elektrik Dengeleme Kılavuz İlkeleri

ile uyumlu değildir.

o Üreticinin stratejik teklif vermesi durumunda (teknik asgari seviyenin altında

otomatik zamanlama) ve yukarı doğru çok yüksek, aşağı doğru ise 0 düzeyinde

bir fiyat vermesi durumunda dengeleme teklifleri etkinleştirilmez ve dengesiz

kalır (yukarı veya aşağı) . Planın bu artı ve eksileri BPMR'de analiz edilecektir.

o TEİAŞ, Sevk Talimatlarını sunmak için üretim birimlerinin herhangi bir teknik /

işletme kısıtlamasını dikkate almamaktadır. Teknik / işletme özelliklerini

katılımcılar dikkate almak zorundadır. Bu durum, BPMR'de analitik olarak

tanımlanacak bazı sonuçlar yaratmaktadır.

o Yukarıda belirtildiği gibi, minimum dengeleme enerji teklifi fiyatı 0 TL / MWh'ye

eşittir. Bu eşik, katılımcıların (örneğin esnek olmayan termik santrallere sahip

46

üreticilerin), kapanmamak amacıyla aşağı yönlü dengeleme enerjisi için daha

düşük teklif vermesini kısıtlayabilmektedir.

o Kendiliğinden zamanlamaların D-1 gününde sunulmasından sonra veya hatta D

gönderim günü içerisinde gönderilmesinden sonra bir şey (örneğin bir üretim

birimi kesintisi veya bir ara bağlantı kesintisi) olursa, öngörülen talep gerçek

tahmininden büyük ölçüde saparsa, TSO, katılımcıların Dengeleme Enerji

Tekliflerini hesaba katmadan (sonraki saatler için), manuel taahhüt talimatıyla,

başka (çalışmayan) üretim birimlerini çalıştırmayı ve işletmeyi taahhüt

etmektedir. Bu karar, kontrol merkezinde bulunan göndericilerin deneyimlerine

dayanılarak, ayrıca ilgili teklifin gerçek saatinin sırası göz önünde bulundurularak

alınmakta; bir algoritma çözümü ya da liyakat düzenindeki yukarı doğru

dengeleme enerji teklifleri listesi kullanılarak alınmamaktadır. “Taahhüt

talimatı” gerektiği gibi çalışmayı ve teknik asgari seviyeye ulaşmayı sağlayacak

şekilde, katılımcıya aktivasyondan çok önce sağlanır. Katılımcı (bu durumda) 15

dakika içinde yukarı doğru dengeleme enerjisi sağlamak zorunda değildir.

Taahhüt talimatlarının üreticilere sunulma şekli optimal olmayabilir ve bu

durum, güç sisteminin optimum çalışmasını (ekonomik açıdan) tehlikeye atar.

Örneğin, TEİAŞ tarafından sağlanan bilgilere göre, şu durumların yaşandığı

vakalar olabilir:

▪ Artık yukarı yönlü düzenlemeye gerek olmadığından, bir birime ilişkin

taahhüdün (başlatma) TEİAŞ tarafından iptal edilmesi,

▪ TEİAŞ tarafından devreye alınması için seçilen birimin, takip eden saatler

için en düşük (en iyi) yukarı dengeleme enerji teklifini sunacak durumda

olmaması.

Sorun, kontrol merkezindeki dağıtımcıların doğru taahhüt kararları almak için

tüm teknik / ekonomik parametreleri dikkate alan bir taahhüt aracına sahip

olmamalarından kaynaklanmaktadır. Bu konuyla ilgili ayrıntılı bir analize

BPMR'de yer verilecektir.

▪ Dengeleme Enerjisinin aktivasyonlarına karar vermek için gerçek

zamanlı olarak çalışan bir algoritma yoktur, yalnızca TEİAŞ tarafından

oluşturulan, Dengeleme Enerjisi tekliflerine ilişkin yukarı / aşağıya yönlü

bir liyakat sıralaması listesi vardır ve gerçek zamanlı aktivasyonlar için

bu liste dikkate alınmaktadır (düşük teklif fiyatları ile yukarı yönlü

teklifler ve en yüksek teklif fiyatları ile aşağı doğru teklifler en önce

etkinleştirilenlerdir). Bu durum, üretim birimlerinin teknik /

operasyonel kısıtlamaları göz önünde bulundurulduğunda, aktive

edilecek tekliflerin seçiminde bazı sorunlar yaratabilmektedir.

Örneğin, Avrupa'daki merkezi dağıtım sistemlerinde, gerçek zamanlı dengeleme piyasası (RTBM) aktivasyonları, termik üretim birimlerinin teknik / operasyonel kısıtlamalarını dikkate alan bir RTBM modeli şeklindeki çözümden kaynaklanmaktadır. Ayrıca, Avrupa’daki kendiliğinden sevk sistemlerinde, termik üretim birimlerine sahip piyasa katılımcılarının, dengeleme tekliflerini teknik/operasyonel kısıtları da hesaba katarak vermelerini sağlamak için yeni dengeleme teklif türleri tasarlanmıştır. Bu konuda ayrıntılı bir analize BPMR'de yer verilecektir.

47

▪ Dengeleme Piyasasında asgari teklifin 10 MW'a eşit olması, BPMR'de

daha kapsamlı bir şekilde analiz edileceği üzere, Talebe Cevap verilmesi

ve yenilenebilir enerji kaynaklarına girişin önünde bir engel teşkil

etmektedir.

▪ Birincil ve ikincil rezervlerin aktivasyonunun ücretlendirilmemesi sorun

teşkil etmektedir; bu durum, elektrik dengeleme hakkındaki kılavuz

ilkelerin hükümleriyle uyumlu olmayabilir. BPMR'de bu konuda

kapsamlı bir analize yer verilecektir.

▪ RES birimlerinin BPM'ye daha aktif katılımı

▪ Talep Tarafının BPM'ye Katılımı

▪ BPM'nin daha şeffaf hale getirilmesi

Ayrıca, Türkiye elektrik piyasasındaki sevk prensibi, dengeleme enerji ayar prensibi, dengesizliği dengeye getirme yöntemi, dengesizliğin dengeye dönüştürülmesinin ne kadar sürdüğü ve rezerv kapasitesi maliyetlerinin tahsisi hakkında bir analiz yapılacaktır.

BPM'nin işleyişinin iyileştirilmesine yönelik karar alma süreci için ek bilgilerin gerekli olabileceğini düşünmekteyiz. Bu tür ek bilgilerden bazıları şunlar olabilir:

o Rezerv maliyetlerinin Yük Temsilcilerine tahsis edilmesi,

o Öngörülen talebin (fiili talebe bağlı olarak) veya RES santrallerinin öngörülen

üretiminde (fiili üretim ile ilgili) sistematik büyük sapmalar (dengesizlikler)

olduğunda Dengeden Sorumlu Tarafların ödeyeceği uyumsuzluk ücretleri,

o (TEİAŞ tarafından talimat verildiğinde) gerçek zamanlı olarak Dengeleme Enerjisi

sağlama konusunda, istenen performansı sistemik olarak yerine getiremeyen

üreticilerin ödemesi gereken uyumsuzluk ücretleri, ve

o RES portföylerinin dengesizliklerinin hesaplanmasında tolerans aralıklarının var

olup olmadığı.

BPM'nin optimum çalışmasını sağlamaya yönelik tavsiyelerin ardından, vadeli piyasalar ve BPM'ler arasındaki karşılıklı bağımlılığı analiz edip aşağıdaki soruları ele alacağız:

o BPM ve DAM / ID piyasaları arasında, istenmeyen arbitraj fırsatları düzenli

olarak ortaya çıkıyor mu?

o Denge dışı durumda fiyat belirleme formülü, DAM / ID piyasası ile piyasa

katılımcılarının gönüllü dengesizlikleri suistimal edebilecekleri dengesizlik

sistemi arasında tahkim olanakları yaratıyor mu?

o BPM tasarımında, küçük üreticilerin toplanmalarının yanı sıra talep tarafı

kaynakların katılımını sağlamak için ne gibi değişiklikler gereklidir?

Analizimizin ikinci adımı, ampirik bir bakış açısıyla, Türkiye piyasasındaki çarpıklıkların kapsamını ve ortaya çıkma ihtimalini değerlendirmeyi amaçlamaktadır. Bu bağlamda, şunları analiz edeceğiz:

o BPM'de arz ve talep: Özellikle, piyasa dışı katılımcılar tarafından liyakat dışı

seçimin ne kadarının öngörülebilir olduğunu (ve dolayısıyla suistimal edilebilir

olduğunu) değerlendirerek, liyakat dışı teklif seçimine odaklanacağız;

o BPM ve DAM / ID piyasalarında aktif olan piyasa katılımcılarının teklif stratejileri:

BAM / ID piyasası sonucunun, bu piyasa ile BPM arasındaki arbitrajdan

kaynaklanan olası çarpıklıkların tespit edilmesi amacıyla (gerekli bilgilerin

48

mevcut olması şartıyla), bazı oyuncuların BPM'de, örneğin yerel kısıtlamaların

bir sonucu olarak, önemli piyasa gücüne sahip olma ihtimali olup olmadığını

değerlendireceğiz.

Analizimize dayanarak, yerel fiyatlandırma yapma veya fiyat oluşturma kuralını güncelleme fırsatı da dahil olmak üzere BPM tasarımına ilişkin tavsiyeler geliştireceğiz. Ayrıca, uygun olan durumlarda, üreticilerin BPM'deki piyasa gücünü azaltmaya yönelik düzenleyici tedbirler uygulama ihtimali üzerinde tartışacağız ve bunların tasarımı hakkında önerilerde bulunacağız.

Ek olarak, bu görev kapsamında Türkiye ve Avrupa piyasalarındaki dengesizlik fiyatlandırma planlarını, 23 Kasım 2017 tarihli, 2017/2195 (AB) sayılı, elektrik dengeleme konusunda bir kılavuz teşkil eden KOMİSYON YÖNETMENLİĞİ'nde belirtilen tek ve ikili fiyatlandırma planlarına odaklanarak karşılaştıracağız. Bunlarla birlikte aşağıdaki hususları da ele alacağız:

o Dengeden Sorumlu Taraflara, dengesizlik miktarları çok yüksek olduğunda ne tür

cezai yaptırımlar uygulanıyor?

o Sistem dengesizliği pozisyonuna (kısa / uzun) bağlı olarak farklı pozisyonlardaki

(kısa / uzun) üretim birimlerine ne tür cezai yaptırımlar uygulanıyor?

Görev kapsamında hem genel olarak hem de Türkiye piyasası bağlamında, fiyat dalgalanması ve özellikle de kıtlık fiyatlandırması ile ilgili tüm konuları birlikte ele alacağız. Türkiye'deki mevcut piyasa tasarımının, ihtiyaç duyulduğunda, ek kapasite yatırımı yapma fırsatına ilişkin doğru fiyat sinyallerini şimdiye kadar verip vermediğini ve gelecekte vermesinin beklenip beklenemeyeceğini değerlendireceğiz. Bu amaçla, teorik ve ampirik bir bakış açısıyla aşağıdaki hususları değerlendireceğiz:

o Gerçek kıtlık koşulları altında BPM'de yüksek fiyatların ortaya çıkıp çıkmadığı.

Örneğin, VOLL fiyatlandırmasını tetiklemeye yönelik koşullar net bir şekilde

kodlanmamışsa ve / veya sistem operatörü tarafından tam olarak

uygulanmıyorsa, durum böyle olmayabilir.

o Kıtlık koşullarındaki yüksek BPM fiyatlarının piyasa katılımcıları tarafından doğru

bir şekilde öngörülüp öngürülmediği (doğru şekilde öngörülebilirse, DAM ve ID

piyasalarında da yüksek fiyatlar geçerli olabilir ve mevcut üretim kapasitesinin

tamamının bundan daydalanabilir).

Yaptığımız analiz neticesinde, uygun olması halinde şunları tavsiye edeceğiz:

o Türkiye'deki DAM, ID ve BPM'de fiyat oluşturma kurallarında değişiklikler

yapılması; ve / veya

o Kapasiteyi açıkça üretlendirmeye yönelik politika önlemlerinin alınması. Bu

aşamada, bir kapasite sistemi getirmenin maliyet ve faydalarını

değerlendireceğiz.

Analizimizin üçüncü adımı denge sorumluluğuna odaklanmaktadır. Denge sorumluluğu konusunda Türkiye'deki konvansiyonel ve yenilenebilir enerji kullanan üreticilere yönelik mevcut düzenlemeleri ve yükleri, Avrupa'daki en iyi uygulamalar ile kıyaslayacağız. Daha sonra, RES üretimi ile ilgili denge yükümlülükleri getirmek için gerekli olan koşulları ve bunun sonuçlarını değerlendireceğiz. Ele alacağımız hususlardan bazıları şunlardır:

o Dengeleme grupları için ne tür (eğer varsa)coğrafi veya teknoloji-tabanlı kısıtlar

getirilmelidir?

o Mevcut esnek üretim kaynaklarının sunduğu avantajların, dengeden sorumlu

tarafların portföylerini dengelemek için alım satım yaptıkları piyasalara

49

sunulabilmesini sağlamak için, gün içi piyasasının ve muhtemelen BPM'nin

tasarımında ne gibi değişiklikler gerekli?

o Dengeden sorumlu tarafların portföylerini dengelemek amacıyla ticaret

yaptıkları piyasalarda likidite eksikliğinin olabileceğine inanmak için herhangi bir

sebep var mı? Eğer varsa, olası çözümler nelerdir? Örneğin piyasa gücü bir sebep

olabilir; böyle bir durumda, örneğin baskın üreticilere gün içi piyasalarında

maliyete dayalı teklif sunma zorunluluğu getirilerek likidite eksikliği giderilebilir

mi?

o RES portföylerini dengelemekten sorumlu taraflarca karşılanabilecek riskleri

azaltmak için, muhtemelen geçici bir önlem olarak dengesizlik sebebiyle

ödenmesi gereken tutarlara tavan veya taban uygulanmalı mıdır?

Son olarak, bu proje süresince, ENTSO-E tarafından 2017 yılında yayınlanan revize edilmiş "uyumlaştırılmış elektrik rol modeli"nde yer alan Dengeden Sorumlu Tarafların kurallarını ve görevlerini (örneğin bildirim süreçleri) analiz edeceğiz ve bu kural ve görevlerin Türkiye dengeleme piyasa kurallarına uygun olup olmadığını değerlendireceğiz.

Metodoloji

Görev 1C'deki tüm değerlendirme ve tavsiye faaliyetleri, yukarıdaki Başlangıç Aşaması Bulguları bölümünde özetlenen bulgulara odaklı olacaktır.

Görev 1.C'de yer alan hizmetleri sunarken:

o Bilgi ve toplantı gereksinimleri listesini hazırlayıp sunacağız.

o Şu belgeleri inceleyeceğiz: (i) Düzenleyici çerçeve ve BPM yapısı ve işlemleri, (ii)

finansal veriler de dahil olmak üzere sağlanan BPM verileri, (iii) BPM'de ve

yardımcı hizmetler operasyonlarında kullanılan süreçler, prosedürler, formlar,

raporlar ve diğer belgeler, (iv) TEİAŞ - Ulusal Yük Dağıtım Merkezi ve diğer ilgili

taraflarca hazırlanan ilgili raporlar.

o Başta ENTSO-E Elektrik Dengeleme Kılavuz İlkeleri olmak üzere AB

Yasalarını/Kılavuz İlkelerini ve değerlendirme aşamasında elde edilen bulguları

dikkate alarak, amaçları tanımlayacağız, iyileştirmeye yönelik tavsiyeler

vereceğiz ve tavsiyelerin uygulanması için bir yol haritası hazırlayacağız.

o BPM Değerlendirme Raporu (BPAR) hazırlayıp sunacağız.

o Değerlendirme çalışmasının ilk bulgularını özetleyen bir sunum hazırlayacağız.

o (i) Değerlendirme çalışmasının ilk bulgularını sunmak, (ii) Ek bilgi, geribildirim ve

görüş toplamak, ve (iii) anlayışımızı geliştirmek ve değerlendirmemizi

iyileştirmek ve öneriler raporuna dahil etmek üzere, TEİAŞ - Ulusal Yük Dağıtım

Merkezi ve diğer ilgili taraflarla bir dizi toplantı düzenleyeceğiz.

o Değerlendirme bulgularına, tavsiyelerimize ve yol haritasına yer vereceğimiz

BPM Tavsiye Raporu (BPMR) taslağını hazırlayacağız.

o Çalıştay 3'ü gerçekleştireceğiz ve çalıştay kapsamında: (i) sabah oturumunda

tartışma konu başlıkları listesinin yanı sıra, bulguları, tavsiyeleri, tavsiyelerin

gerekçelerini ve tavsiyelerin uygulanmasına ilişkin yol haritasını sunacağız; (ii)

katılımcılardan geribildirim almak üzere tartışma konu başlıklarının her biri için

interaktif tartışmalar düzenleyeceğiz.

o Çalıştay 3'te kullanılan materyalleri ve Çalıştay 3'te gerçekleştirilen tartışmaların

özetini içeren Çalıştay 3 Raporunu hazırlayıp sunacağız.

50

o Çalıştay 3'te elde edilen girdileri yansıtan BPMR'nin son versiyonunu hazırlayıp

sunacağız.

Görev 1C kapsamındaki faaliyetler aşağıdaki tabloda gösterildiği gibi gerçekleştirilecektir.

Şekil 12 - Görev 1C Zaman Çizelgesi

4.1.4 GÖREV 1D – OLASI GELIŞIM ALANLARINA DESTEK

4.1.4.1 Görev 1D-1 – Avrupa Piyasaları ile Piyasa Entegrasyonu


İş Tanımına göre, Görev 1D-1 için çalışma kapsamı aşağıdaki faaliyetleri içermektedir:

• MRC-PCR (Çok Bölgeli Eşleştirme - Bölgeler Arası Fiyat Eşleştirmesi) (Euphemia

algoritması kullanılarak) ve XBID (Sınır Ötesi Gün İçi) piyasa eşleştirmesi Anlaşmalarına

katılımı düzenleyen yasal ve sözleşmesel çerçevenin sunulması ve analiz edilmesi.

• Piyasa eşleştirmesi sisteminin, aşağıdaki hususlara odaklanarak sunulması:

o Sistem mimarisi

o NEMO’ların (Atanmış Elektrik Piyasası Operatörü) görev ve işlevleri de dahil

olmak üzere TSO’lar ve Piyasa Operatörleri arasında bilgi akışları

o TSO’lar, Piyasa Operatörleri ve piyasa katılımcıları arasındaki para akışları

• PCR (Bölgeler Arası Fiyat Eşleştirmesi) konsorsiyumuna girmek isteyen kuruluşlar için bir

yol haritası oluşturulması ve MRC (Çok Bölgeli Eşleştirme) Konsorsiyumu kurallarına

uyumu sağlamak için gerekli düzenlemelerin oluşturulması.

• Türkiye Enerji Piyasasının ENTSO-E-EUROPEX “Bölgeler Arası Fiyat Eşleştirmesi

Projesi"ne (Piyasa Eşleştirmesi ve Sınır Ötesi Gün İçi) dahil edilmesi önündeki engellerin

(politik, hukuki, kurumsal ve teknik) ve mevcut durumun değerlendirilmesi ve piyasa

entegrasyonu konusunda komşu ülkelerle işbirliği [olanaklarının değerlendirilmesi].

Analizler, 2016 yılında Enerji Topluluğunun imzacı üyesi haline gelen Gürcistan ile olan

sınırlardaki gelişmeleri içerecek ve tüm ikili anlaşmaların Enerji Topluluğunun hukuki

dayanağı temelinde görüşülmesi gerektiğine vurgu yapacaktır.

• Değerlendirme, AB seviyesindeki eşleştirilmiş (bölgeler arası fiyat eşleştirmesine dahil

olan) elektrik piyasalarının mevcut durumu (kısa vadede beklenen gelişmeleri de

içerecek şekilde), Türkiye Elektrik Piyasasındaki mevcut koşulları kıyaslayarak yapılan bir

boşluk analizini kapsayacaktır ve aşağıdaki bağlamlarda yapılacaktır:

o Politik: AB seviyesinde halihazırda uygulanan, enerji piyasası ile ilgili

politikaların, Türkiye'de uygulanan politikalarla karşılaştırılması (bu

51

politikalar, PCR ve XBID piyasalarının işleyişinin kritik unsurları olarak kabul

edilir).

o Yasal: İşletmelerin sertifikalandırma süreçleri, AB mevzuatına uygunluk ve ACER

yetkisi dahil.

o Kurumsal: Faaliyetlerin ve ilgili rollerin ayrıştırılması dahil olmak üzere piyasanın

etkin işleyişi için kurulması gereken kurumlar dahil.

o Teknik: PCR ve XBID piyasalarına katılan işletmelere ilişkin gerekliliklerin (PCR ve

XBID piyasalarının işletilmesi için gerekli ekipmanla ilgili olarak) tanımlanması.

• Üç komşu AB ülkesinde (Romanya, Bulgaristan ve Yunanistan) kaydedilen ilerlemenin ve

PCR'ye katılma planlarının değerlendirilmesi ve ileride atılacak adımlar için bir zaman

çizelgesi sunulması.

• Şu hususları dikkate alarak Türkiye Elektrik Piyasası ile ilgili tavsiyelere bulunulması:

o Türkiye elektrik piyasasının mevcut durumu

o Oyuncular ve Roller, AB müktesebatıyla uyumluluk, uyumluluk durumu

• Türkiye'deki, boşluk analizi değerlendirmesinde testip edilen boşlukların, doldurulması

için atılması gereken adımların analiz edilmesi.

• PCR ve XBID konsorsiyumlarına katılım için Türkiye Elektrik Piyasasına Yönelik bir Yol

Haritası oluşturulmasının tavsiye edilmesi. Yol haritası, Türkiye'nin MRC'ye ve PCR'ye

katılması için gereken yasal, kurumsal, teknik ve politik adımları içerecektir.

İş Tanımına göre, Görev 1D-1 için çalışma kapsamı, farklı fiyat bölgeleri ve piyasa ayrışımı konusundaki muhtemel uygulamaların temellerinin değerlendirilmesini içermektedir. Bir başka deyişle şunlardan oluşmaktadır:

• Farklı fiyat bölgeleri ve piyasa ayrışımı uygulamalarını hayata geçirmeye yönelik

düzenleyici bir kararı destekleyici kriterler listesi hazırlanması

Aşağıdaki görevler yerine getirildikten sonra Tavsiyelerin hazırlanması:

• Türkiye örneği için tanımlanan kriterin değerlendirilmesi:

o Mevcut koşullar – Sistem Operasyonundan örnekler

o Özellikle RES'in yarattığı etki dikkate alınarak, üretim kapasitesinde ve talepte

meydana gelen değişiklikler

o PCR (Bölgeler Arası Fiyat Eşleştirmesi) ya da Bölgesel Eşleştirmeye katılımın

Türkiye piyasasına etkisi

• Kriterleri belirleyerek, teklif bölgelerinin belirlenmesine ilişkin kriterleri içeren piyasa

ayrışımı kurallarını (teklif bölgelerinin belirlenmesine ilişkin kriterler de dahil olmak

üzere) oluşturmaya yönelik bir metodoloji geliştirilmesi

• Piyasayı ayrışımı yapmanın amaçlarını ve farklı fiyat bölgeler kurmak suretiyle ulaşılması

beklenen hedeflerin analiz edilmesi

• Piyasa ayrışımı rejiminde sağlanan teşviklerin türünün ve niteliğinin analiz edilmesi

• Piyasayı ayrışımının yararlarını analiz ederken, diğer yandan düzenlemeler açısından,

piyasa işleyişi ve yasal dayanak bakımından ortaya çıkabilecek komplikasyonların da

analiz edilmesi

• Piyasa ayrışımının ekonomik etkisinin değerlendirilmesi

• Bozulmaları beraberinde getiren rekabet meselelerinin analiz edilmesi

• Piyasayı çözerken konum sorunlarını çözmek için mevcut düzenlemelerin

karşılaştırılması

52

• Piyasa ayrışımının uygulandığı AB ülkelerini seçerek bu ülkelerdeki Uygulama Yöntemleri

ve Düzenleyici Çerçeve hakkında bilgi sunulması

• Türkiye için tercih edilen ayrışım metodolojisinin uygulanmasına yönelik bir Yol Haritası

geliştirilmesi

• Eşleştirme motorları ve bunların dünya çapında kullanım hakkında bilgilerin sunulması

• Piyasa ayrışım metodolojisinin PCR ve Euphemia ve XBID motorları ile uyumluluğunun

değerlendirilmesi

• Prepare a list of criteria for supporting a regulatory decision to implement different price

zones and apply market splitting

Ayrıca, İş Tanımına göre, Görev 1D-1 için çalışma kapsamı, aşağıdaki çıktıların hazırlanmasını ve sunulmasını da içermektedir:

1. Görevin değerlendirme aşamasında, hem piyasa entegrasyonunu hem de piyasa

ayrışımını içeren mevcut durumun değerlendirmesine ve piyasa ayrışımı rejiminin

değerlendirilmesine ilişkin kriterlere yer verecek bir ELEKTRİK PİYASASI EŞLEŞTİRME

RAPORU (EMCAR) hazırlanması

2. Değerlendirme aşamasının tamamlanmasının ardından, farklı teklif bölgeleri ve piyasa

eşleştirmesi uygulama olanaklarına ilişkin bir yol haritasının ve tavsiye raporunun

(ELEKTRİK PİYASASI EŞLEŞTİRME TAVSİYE RAPORU - EMCRR) hazırlanması




• 20 Eylül 2018’de ETKB ile toplantı

• 20 Eylül 2018’de TEİAŞ ile toplantı


Proje Başlangıç Aşamasında Danışman şunları incelemiştir:

• EPİAŞ'ın PCR'ye katılımı ile ilgili yasal konular

• Özellikle Türkiye'de AB ETS (Emisyon Ticareti Sistemi) programının uygulanmasıyla ilgili

olarak, politikaların uyumluluğu


Yukarıda belirtilen başlangıç fazı faaliyetlerinin bir sonucu olarak, son dönemde bazı ilk adımların atılmış olduğuna dikkat çekmek isteriz:

• MRC'ye katılım, yasal konulara uygunluğu ve ACER’in piyasaya katılan tüm kuruluşların

işletilmesi konusundaki yetkisinin kabul edilmesini gerektirmektedir.

• Türkiye'de AB ETS programının uygulanmaması, Türkiye piyasasının PCR (Bölgeler Arası

Fiyat Eşleştirmesi) platformuna katılımında, özellikle ara bağlantı kapasitelerine ilişkin

açık artırmaların kapalı olarak yapılması açısından sorun yaratabilir.

• Halihazırda Türkiye enerji sisteminde hiçbir sistematik tıkanıklık sorunu yaşanmamakla

birlikte, iletim hatlarındaki ve santrallerdeki kesintiler veya arz ve talep kaynaklarının

asimetrik coğrafi dağılımı nedeniyle zaman zaman tıkanıklık tetiklenebilmektedir.

Metodoloji

53

Görev 1D-1 kapsamındaki faaliyetler 2 aşamada gerçekleştirilecek olup projenin 36. haftasında tamamlanmaları beklenmektedir.

1. AŞAMA – Değerlendirme

1. Aşama, Türkiye Elektrik Piyasası'ndaki mevcut koşulların değerlendirmesini içerecek ve aşağıdaki konulara genel bir bakış sunacaktır:

a) MRC'ye ve XBID’e katılımda resmi süreç

b) MRC'ye katılımın koşulları, ön koşulları ve ilgili yükümlülükler

c) MRC'nin yasal çerçevesi ve yönetimi

d) Sistem mimarisinin bir tanımını, TSO'lar ve Piyasa İşletmecileri arasındaki bilgi akışını ve

TSO'lar, Piyasa İşletmecileri ve piyasa katılımcıları arasındaki para akışına ilişkin bir

açıklamayı da içerecek şekilde, PCR'ye katılıma ilişkin teknik gereklilikler.

Değerlendirme şunları içerecektir:

a) Türkiye Enerji Piyasasındaki mevcut koşulların değerlendirilmesi ve kurum ve

kuruluşların dikkatini ve eyleme geçmesini gerektirebilecek politik, hukuki, kurumsal ve

teknik hususlardaki olası engeller de dahil olmak üzere PCR ve XBID projelerine katılım

koşulları arasındaki kıyaslamaya dayanan bir boşluk analizi.

b) MCR'ye katılım için gerekli yasal düzenlemeler de dahil olmak üzere, tüm katılımcı

kuruluşların alacağı tedbirlere ilişkin bir zaman çizelgesi.

Piyasa ayrışımı ile ilgili olarak, 1. Aşamada şu konular ele alınacaktır:

a) Piyasa ayrışımı ile ilgili düzenlemelerin uygulanmasındaki avantaj ve dezavantajlar da

dahil olmak üzere, ilgili kriterlerin tanımlanması. Piyasa ayrışımı ne türden bir bozulmayı

çözüme ulaştırabilir ve ne tür karmaşıklıklara sebep olabilir?

b) Güç Sisteminin işleyişinin değerlendirilmesi: Dengeleme piyasasındaki tıkanıklık

sorunlarını çözmek için mevcut düzenlemelerin değerlendirilmesi; gelecekteki

gelişmelerin termal ve RES kapasite gelişimi ve iletim sistemi planlaması açısından

değerlendirilmesi

c) Türkiye örneği için açıklanan piyasa ayrışımı kriterlerinin değerlendirilmesi:

a. Mevcut koşullar – Sistem Operasyonundan örnekler

b. Özellikle RES penetrasyonunu dikkate alarak, üretim kapasitesi karışımı ve

talebinin gelişimi

c. PCR'ye veya Bölgesel Eşleştirmeye katılım ve bunun Türkiye piyasasına etkisi.

1. Aşamanın, Başlangıç raporunun kabul edilmesinin ardından, projenin 8. haftasında tamamlanması beklenmektedir.

2. AŞAMA –Tavsiyeler

2. Aşama, aşağıdaki amaçlarla bir yol haritası geliştirilmesi de dahil olmak üzere, değerlendirme bulgularının daha detaylı analizini içerecektir:

a) MRC koşulları ile uyum sağlamak ve PCR'ye ve XBID’ e katılmak

b) 1. Aşamada değerlendirildiği üzere engellerin üstesinden gelme yolları

a. Politik

b. Yasal

c. Kurumsal

d. Teknik

54

c) Üç komşu AB ülkesinde (Romanya, Bulgaristan ve Yunanistan) kaydedilen ilerlemelerin,

PCR'ye katılma planlarının ve atılacak adımlara ilişkin bir zaman çizelgesi sunulması.

Ülkeler arası eylemlerin koordinasyonunun değerlendirilmesi.

Piyasa ayrışımı konusunda, 2. Aşama aynı zamanda şunları da içerecektir:

a) Piyasa ayrışımı ve ekonomik gerekçeleri hakkında literatür taraması yapılması ve piyasa

ayrışımı için gerekli piyasa düzenlemelerinin uygulanması.

b) Piyasa ayrışımı yapmaya iten güçlerin ve farklı fiyat bölgeleri oluşturarark ulaşılması

beklenen hedeflerin analiz edilmesi.

c) Şebekedeki tıkanıklık sorunlarını çözmeye yönelik diğer önlemleri veya piyasa

düzenlemelerini içeren sistem geliştirme ve genişleme planlaması için izlenen mevcut

yaklaşımın [piyasa ayrışımı yaklaşımıyla] kıyaslanması. Tıkanıklığı gidermeye yönelik

mevcut düzenlemelerin ekonomik açıdan verimliliğinin, piyasa ayrışımı yaklaşımındaki

verimlilik ile kıyaslanması.

d) Avrupa'daki paradigmaların tartışılması: İskandinav piyasasında piyasa ayrışımı.

Avusturya’yı Almanya’nın fiyat bölgesinden ayıran, Orta Avrupa’da yeni bir fiyat

bölgesinin oluşturulmasından ibaret olan vaka. Yerel TSO'lardan gelen girdilerin ve ACER

kararının tartışılması.

e) Teklif bölgelerinin belirlenmesinde kullanılan kriterleri ve değerlendirmeleri de içeren

piyasa ayrışımı kurallarının oluşturulmasına yönelik bir metodoloji geliştirilmesi.

f) Bozulmalara sebep olan, rekabetle ilgili meselelerin analiz edilmesi.

g) Piyasayı çözerken konum sorunlarını çözmek için mevcut düzenlemelerin

karşılaştırılması.

h) Türkiye için tercih edilen ayrışım metodolojisinin uygulanmasına yönelik bir Yol Haritası

oluşturulması.

i) Eşleştirme motorları ve dünya çapında kullanımları hakkında bilgi sunulması.

j) Piyasa ayrışım metodolojisinin PCR ve Euphemia ve XBID motorları ile uyumluluğunun

değerlendirilmesi.

Değerlendirme raporunun onaylanmasından sonra, bulguları tartışmak ve Türkiye piyasası için uygun olabilecek ön seçenekleri sunmak amacıyla, yararlanıcılara bir ziyaret düzenlenecektir. Bu ziyaret, 12. haftadan sonra gerçekleştirilecektir.

Zaman çizelgesi

Şekil 13 - Görev 1D-1 Zaman Çizelgesi

55

Şekil 14 - Görev 1D-1 Zaman Çizelgesi (dmv.)

4.1.4.2 Görev 1D-2 – Menşe Garantisi Sistem Desteği

Görev 1D-2 iki alt görev içermektedir: Görev 1D-2a “Mevcut Durum ve İhtiyaç Değerlendirmesi” ile, Görev 1D-2b ise bir günlük bir çalıştayın (ÇALIŞTAY-4) organizasyonu ile ilgilidir. İleriki paragraflarda konu ayrıntılarıyla ele alınmaktadır.

4.1.4.2.1 Görev 1D-2a – Mevcut Durum ve İhtiyaç Değerlendirilmesi

İş Tanımına göre, Görev 1D-2a'nın çalışma kapsamı aşağıdaki faaliyetleri içermektedir:


Danışmanın şunları gerçekleştirmesi beklenmektedir:

• İlgili AB direktifleri hakkındaki önceki araştırmalardan elde edilen bulgulara ve AB'deki

en iyi uygulamalara dayanan bir analiz.

• Özellikle aşağıdaki hususlara odaklanan bir boşluk analizi

o Mevcut BT ve veri tabanı yapısının ulusal bir kayıt sistemi için uygunluğu

o İlgili paydaşlar arasında sorumluluk dağılımı

o Sertifika ticaretinin izlenmesi

• Yeşil sertifika sisteminin kurulması ve mevcut elektrik piyasası faaliyetleri ile

entegrasyon için mevcut düzenleyici ve yapısal ortamların analizi. Analizin bir kısmında,

kuruluşlar ve yenilenebilir enerji alanındaki sorumlulukları da ele alınacaktır. İş

Tanımında “Yeşil Sertifikalar” terimi kullanılmasına rağmen, bu görevin, kaynak ifşası

yükümlülüğünün söz konusu olduğu bir Menşe Garantileri (GO) sistemi ile ilgili olduğuna

dikkat çekmek isteriz. Okuyucu, daha fazla açıklama için aşağıdaki Başlangıç faaliyetleri

hakkındaki raporumuza bakabilir. Şüpheye yer bermemek adına, Yeşil Sertifika terimi,

bu Bölümün geri kalanında Menşe Garantileri terimi ile değiştirilmiştir.

• Piyasa operatörü EPİAŞ'ın mevcut BT yapısının ve ilgili veri tabanı yapılarının,

muhtemel bir GO sisteminin potansiyel olarak dahil edilmesi amacıyla incelenmesi.

Analiz kapsamında ayrıca, iç kullanım amaçlı ticari yazılımı geliştirmenin, mevcut yazılım

ürünlerinin uyarlanmasının veya AB'de kullanılan mevcut ticari yazılımları kullanmakiçin

gerekli ekipman ve lisans satın almanın avantaj ve dezavantajları da incelenmiştir.

Yukarıdakilere ek olarak, Danışmanın aşağıdakileri de yerine getirmesi beklenmektedir:

• Yenilenebilir enerji destek programları ve organize toptan elektrik piyasası uygulamaları (piyasa katılımcısı tescili, otomatik uzaktan sayaç okuma, finansal uzlaştırma, faturalandırma ve yeşil sertifika sisteminin kurulmasına yönelik diğer ilgili faaliyetler gibi) için mevcut durumun ve mevzuatın gözden geçirilmesi.

• Avrupa Enerji Sertifika Sistemi'nin (EECS), AB ülkelerindeki mevcut ulusal sertifika kayıt sistemleri ve ticaret platformları konusundaki deneyim ve modellerin incelenmesi.

56

• Sertifikaların oluşturulması / silinmesi / sona ermesi, artık karışımın hesaplanması, çift sayımın önlenmesi, sertifika alım satımının izlenmesi ve diğer ilgili faaliyetler gibi tüm sertifikalandırma sistemlerinde ortak olan en iyi uygulama ve prosedürlerin gözden geçirilmesi ve değerlendirilmesi.

Danışman aynı zamanda şunlardan da sorumlu olacaktır:

• Menşe garantileri sisteminin getirilmesi durumuna ilişkin ek şartlar, ilkeler ve

uygulamalar için tanım taslaklarının hazırlanması. Ek şartlar, ilkeler ve uygulamaların

tanımları hazırlanırken, EECS temelli standardizasyon ve kayıt kurallarından

yararlanılmalıdır.

• Mevcut elektrik piyasası bağlamında menşe garantileri için düzenleme, kayıt ve kontrol

ve sistemi sırasında oluşabilecek olası risklerin araştırılması ve değerlendirilmesi ve ilgili

riskleri azaltma yolları. Analiz, ticaretin yönetimi ve izlenmesine ve menşe garantilerinin

düzenlenmesine / devrine / iptaline / sona ermesine odaklanmalıdır.

Değerlendirme aşamasında gerçekleştirilen mevcut durum ve boşluk analizine dayanarak Danışman, MENŞE GARANTİLERİ SİSTEM DEĞERLENDİRMESİ RAPORU (GOSAR) hazırlayacaktır. Yukarıda belirtildiği gibi, Görev, Menşe Garantileri ile ilgilidir. Bu nedenle, konuya açıklık getirmek ve şüpheye yer vermemek adına bu ilk raporu Görev 1D-2a altında, MENŞE GARANTİLERİ SİSTEM DEĞERLENDİRMESİ RAPORU (GOSAR) olarak yeniden adlandırdık.

Değerlendirme aşamasını müteakip, Danışman, Türkiye'de Menşe Garantileri Sisteminin kurulması için önerilerde bulunacaktır.

AB'deki en iyi uygulamalar ile karşılaştırmalı olarak yapılan analizlere dayanarak Danışman, Çalıştay-4 sonuçlarına göre şekillendirilecek bir taslak (MENŞE GARANTİLERİ SİSTEM TAVSİYELERİ RAPORU (GOSRR) hazırlayacaktır.



• 19 Eylül 2018’de EPDK Ekibi ile toplantı.

• 20 Eylül 2018’de ETKB ile toplantı.

• 20 Eylül 2018’de TEİAŞ ile toplantı.

• 21 Eylül 2018’de EPİAŞ ile toplantı.

Başlangıç Fazında, Danışman bu Görev kapsamında, İş Tanımında açıklanan şekilde açıklamalar (netleştirme) talep etmiştir. Danışman özellikle, gerçekten, AB'nin bazı Üye Devletlerinde uygulanmakta olan Yeşil Sertifikalara (örneğin, yenilenebilir enerji için bir destek mekanizması) veya daha doğrusu Avrupa çerçevesinde Menşe Garantileri olarak adlandırılan kavrama atıfta bulunulup bulunulmadığının teyidini istemiştir).

Danışman aynı zamanda aşağıdakiler hakkında da bilgi talep etmiştir:

• Piyasa katılımcısı kayıt prosedürleri, otomatik uzaktan sayaç okuma, finansal

uzlaştırma, faturalandırma ve sertifika sistemi kurmaya ilişkin diğer faaliyetlerle ilgili

Yasa ve Yönetmelikler.

• Türkiye'deki yenilenebilir enerji destek programları için mevcut mevzuat ve önceki

çalışmalardan elde edilen bulgular.

• Türkiye'de Enerji Sertifikalarının veya Menşe Garantilerinin geliştirilmesi veya RES

sertifikasyonunun diğer türleri için bağışçıların yaptığı diğer çalışmalar (örneğin,

57

Yenilenebilir Enerji Kaynakları Destek Programı Seçeneklerinin Gözden Geçirilmesi

Konulu Son EBRD Çalışması).

• Kayıt, izleme ve ticaret işlemlerini destekleyen yazılımlar (eğer varsa) da dahil olmak

üzere, BT sistemi ve EPİAŞ veri tabanları hakkında bilgiler.

Belirtilen başlangıç toplantılarına ek olarak, Görev 1D-2 kapsamında daha fazla netlik sağlamak amacıyla 5 Ekim'de EPİAŞ ile video konferans düzenlenmiştir.


Danışmana aşağıdaki bilgi ve açıklamalar sağlanmıştır:

o İş Tanımında atıfta bulunulan yeşil sertifika sistemi, yenilenebilir [enerji] destek

programının bir parçası olarak kabul edilmemektedir. Genel yaklaşım, kaynağın

ifşa edilmesinin şart koşulduğu Menşe Garantileri sistemi ile ilgilidir. 5 Ekim'deki

video konferans sırasında Danışmanın bu görevle ilgili faaliyetleri, Türkiye'de

Menşe Garantileri sisteminin oluşturulmasına yönelik olarak yürüteceği

konusunda mutabık kalınmıştır. Buna karşın, Avrupa ile ilgili gözden geçirmede

de Menşe Garantileri yaklaşımlarına odaklanılacaktır. Daha açık ve net ifade

etmek gerekirse, bu Görev altında tanımlanan çalışmada Menşe Garantilerine

atıfta bulunuyor olacağız.

o Türkiye'de halihazırda Menşe Garantileri sistemi ile ilgili herhangi bir yasa veya

yönetmelik yoktur. Emisyon ticareti, menşe garantileri (GO) ve beyaz sertifika

konularında henüz bir düzenleme olmamasına rağmen, 6446 sayılı Elektrik

Piyasası Kanunu, usul ve esasları Bakanlık tarafından belirlenecek böyle bir

sistemin kurulmasına ilişkin bir zemin teşkil etmektedir. Yasa (Madde 11),

EPİAŞ'ın karbon ticareti ve sertifika piyasalarını yönetme rolüne atıfta

bulunmaktadır. Aynı yasada (Madde 7, fıkra 6) şu ifadeye yer verilmiştir:

“Yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı olarak elektrik enerjisi üretimi yapan

tüzel kişiler, ürettikleri elektrik enerjisinin kaynağının yenilenebilir kaynak

olduğuna dair Bakanlıktan Yenilenebilir Kaynaktan Elektrik Üretim Belgesi

alabilir. Söz konusu belgenin verilmesine ilişkin usul ve esaslar Bakanlık

tarafından çıkarılan yönetmelikle düzenlenir”. Kanunda, üretilen elektriğin

kaynağının yenilenebilir olduğunu belirten bir belgelendirmeye ilişkin temel bir

hükmün mevcut olduğu görülmekle birlikte, bir Menşe Garantileri sisteminin

tasarımı ve uygulanması hakkında da önemli hükümler eklenmesi

gerekmektedir.

o Dengeleme ve Uzlaştırma Mevzuatına ilişkin bilgiler, yenilenebilir enerji destek

programları ve enerji kanunu Danışmana verilmiştir. Son zamanlarda (2017)

gerçekleştirilmiş, yeşil sertifikalar ve Menşe Garantileri hakkındaki bir Çalıştaya

ilişkin bilgiler de Danışmanla paylaşılmıştır.

o Mevcut BT ve veri tabanı yapısının, İş Tanımında belirtildiği gibi bir Menşe

Garantileri sistemini desteklemesi için uygunluğunun bu Görev kapsamında

gözden geçirilmesi gerekecektir.

Metodoloji

Görev 1D-2 kapsamındaki faaliyetler 2 aşamada gerçekleştirilecektir.

İlk aşama (1. Aşama) değerlendirme aşamasıdır ve bu aşamada aşağıdaki çalışmalar yapılacaktır:

58

• RES sertifika sistemi ile ilgili olarak Türkiye'deki yasal çerçevenin analizi

İş Tanımında belirtildiği gibi mevcut bir BT ve veri tabanı yapısının ulusal bir kayıt sistemi için uygunluğunun gözden geçirilmesi gerekliliği artık fazla anlamlı olmayabilir. Yine de Danışman, EPİAŞ ile birlikte, enerji piyasası için mevcut katılımcı kayıt sisteminin yanı sıra, yenilenebilir enerjiye dayanarak üretim yapan santrallerde üretilen enerjinin kayıtlarını tutan mevcut sistemleri de (eğer varsa), öngörülen bir Menşe Garantileri sistemi ile ortaya çıkabilecek potansiyel sinerjileri belirlemek amacıyla araştıracaktır.

Bu görev kapsamında Danışman, Türkiye'deki mevcut belgelendirme sisteminin işleyişini, düzenleme ve iptal prosedürünü, izleme prosedürünü ve bu göreve dahil olan yetkilileri ve tarafları da açıklığa kavuşturmaya çalışacaktır.

• Üye Devletlerde uygulanan Menşe Garantileri sisteminin analizi

Danışman, Menşe Garantileri sisteminin 4-5 Üye Devletteki uygulanışını gözden geçirecektir (tercihen, Avrupa Enerji Sertifika Sistemini (EECS) kullanan, Sertifika Yayınlayan Kuruluşlar Birliği (AIB) üyeleri). Bütünlüğün sağlanması için, Danışman ayrıca, ulusal sistemin uygulandığı 1-2 Üye Devlet örneğini de incelemeye çalışacaktır. Bu bağlamda aşağıdakiler ele alınacaktır:

• Yerel uygulama mevzuatı

• Kayıt prosedürü, düzenleme / devir / iptal / sona erme, çifte hesaplamanın

önlenmesi

• İzleme

• Bakanlıkların ve / veya Düzenleyicilerin, TSO'ların ve Piyasa İşletmecilerinin

sorumlulukları

• BT gereklilikleri

• Menşe Garantilerine talep yaratma mekanizmaları

• Artık karışımın hesaplanması

• Menşe Garantilerine yönelik bir piyasa (talep) oluşturmak için Üye Devlet tarafından

gerçekleştirilen spesifik eylemler

• EECS İlkelerinin tanımı Üye Devletlerde operasyon kuralları.

Danışman, Etki Alanı Protokollerinin uygulanması, standardizasyon, kayıt kuralları vb. dahil olmak üzere EECS ilke ve kurallarını gözden geçirecektir.

• En iyi uygulama ve prosedürlerin tanımlanması ve değerlendirilmesi

Ülke ve EECS incelemelerinin ardından Danışman, sertifikalara ilişkin düzenleme / devir / iptal / sona erme süreçleri, artık karışımların hesaplanması, çift hesaplamanın önlenmesi, ticaret platformlarının işletilmesi ve alım satımların izlenmesi gibi diğer ortak uygulama ve prosedürleri belirleyecektir. Bu tür bir değerlendirmede EECS'ye odaklanılacak ve aynı zamanda AB'de profesyonel tescil hizmeti sağlayıcıların (örneğin Grexel) kullanımı konusu da dikkate alınacaktır.

Yukarıdaki analiz sonrasında bir boşluk analizi yapılacak ve bu Görev kapsamındaki ilk çıktı olan Değerlendirme Raporun (MENŞE GARANTİLERİ SİSTEMİ DEĞERLENDİRME RAPORU - GOSAR) hazırlanacaktır.

İkinci aşamada (2. Aşama) Danışman, aşağıdaki faaliyetleri yerine getirecektir:

• Elektrik Piyasası bağlamında Menşe Garantileri ile ilgili olarak karşılaşılabilecek olası risklerin belirlenmesi ve değerlendirilmesi ve ilişkili riskleri azaltmanın yollarının önerilmesi. İş Tanımında belirtildiği gibi analiz, Menşe Garantilerinin alım satım

59

işlemlerinin yönetimine ve izlenmesine ve düzenlenmesine / devrine / iptaline / sona ermesine odaklı olacaktır.

• Kaynak ifşa mekanizmasına ilişkin yasal hükümlerle ilgili tavsiyeler, bir Menşe Garantileri planına dahil olması gereken makam ve paydaşlar ve değerlendirme raporunun spesifik bulgularıyla ilgili diğer tavsiyeler de dahil olmak üzere tavsiyeler geliştirilmesi. Danışman ayrıca, EECS'ye dayalı standardizasyon ve kayıt kuralları dahil olmak üzere, bir sistemin muhtemel bir şekilde uygulamaya koyulmasına ilişkin ek şartların, ilkelerin, uygulamaların hazırlanması konusunda da tavsiyelerde bulunacaktır.

Yukarıda anlatılanlar doğrultusunda, bu Görev kapsamındaki ikinci çıktı olan MENŞE GARANTİLERİ SİSTEMİ TAVSİYE RAPORU (GOSRR) hazırlanacaktır.

Rapor, aşağıda Görev 1D-2b altındaki Çalıştay sırasında iletilen görüş ve önerileri içerecek şekilde revize edilecektir.

Zaman çizelgesi

Şekil 15 - Görev 1D-2ab Zaman çizelgesi

4.1.4.2.2 Görev 1D-2b – Çalıştay

Görev 1D-2b, bir günlük çalıştayın (ÇALIŞTAY-4) organize edilmesi ile ilgilidir.

Çalıştay, piyasa operatörü EPİAŞ ve hükümet paydaşları ETKB ve EPDK'ye yönelik olarak

düzenlenecektir. Görev 1D-2a'nın bulgularına bağlı olarak diğer yetkililer veya paydaşlar da

davet edilebilir. Görev kapsamındaki faaliyetler şunları içermektedir:

• Katılımcıların listesinin tutulması

• Bir katılımcı memnuniyeti anketi hazırlanması ve katılımcılara dağıtılması

• Fotoğraf ve video çekimi yapılması

• İş Tanımında belirtildiği gibi en az 20 kişinin katılımının sağlanması

• Çalıştayda Danışman, ilgili kurumların konuyla ilgili bilgi seviyesini artırmak amacıyla,

çalışma kapsamında hazırlanan değerlendirme ve tavsiye raporlarını sunacaktır.

60

• Danışman, Çalıştay tartışmalarının tutanaklarını tutacaktır ve tutanakların kısa bir özeti,

eğitim materyallerine ve çalıştay sırasında yapılan tartışmalara kısa bir genel bakış ile

birlikte Çalıştay raporuna (ÇALIŞTAY-4 Raporu) eklenecektir.

• Çalıştay katılımcıları tarafından doldurulmuş olan katılımcı listesi ve katılımcı

memnuniyeti anket formları, Çalıştay-4 Raporunun Eki olarak sunulacaktır.

4.1.5 GÖREV 1E – ÇALIŞMA ZIYARETLERI VE SEMINERLER


İşin kapsamı, danışmanın, Türk paydaşların Enerji Borsası ve BPM operasyonlarına ilişkin mevcut yeteneklerini geliştirmek amacıyla aşağıdaki kapasite geliştirme faaliyetlerini düzenlemesini (Görev 1 kapsamında) şart koşmaktadır:

• Seçilen kurumlara iki Çalışma Ziyareti

• Aşağıda tarif edildiği gibi, işin kapsamı ile ilgili konuları ele alan altı seminer.

Bu kalemler ilişkin spesifik gereklilikler aşağıda açıklanmaktadır:

Çalışma Ziyaretleri

Çalışma ziyaretlerine ilişkin gereklilikler şu şekildedir:

• Her çalışma ziyareti 5 gün sürecektir (tahmini 2 günlük seyahat süresi dahil).

• Her bir çalışma ziyareti 8 kişi için düzenlenecek olup toplamda ETKB, EPDK, TEİAŞ ve EPİAŞ'tan 16 kilit personel ziyaretlere katılmış olacaktır.

• Ziyaret edilecek olan kuruluşlar şunlardır: ENTSO-E, seçilen ulusal düzenleyici kuruluşlar, iletim sistem operatörleri ve AB ülkelerinde bir enerji borsası.

Seminerler

Gerçekleştirilecek altı seminerin konuları aşağıdaki gibidir:

1. SEMİNER-1: Yenilenebilir [enerji] destek mekanizmalarının rekabetçi toptan satış piyasaları ve yenilenebilir enerjiye dayalı olmayan üretim üzerindeki etkisi (ETKB, EPDK, EPİAŞ ve TEİAŞ'tan 20 katılımcı)

2. SEMİNER-2: Enerji Borsası ve Dengeleme Piyasası Yapıları, İlişkiler, Düzenleyicilerin, Borsaların, TSO'nun ve Piyasa İşlemlerinde Rol Oynayan Diğer Paydaşların Görev ve Sorumlulukları (ETKB, EPDK, EPİAŞ ve TEİAŞ'tan 20 katılımcı)

3. SEMİNER-3: Seçilmiş AB Güç Sistemlerinde Yardımcı Hizmetler ve İletim Tıkanıklığı Yönetimi (ETKB, EPDK ve TEİAŞ'tan 10 katılımcı)

4. SEMİNER-4: Seçilmiş AB Piyasalarına Talep Tarafı Katılımı (ETKB, EPDK, EPİAŞ ve TEİAŞ'ın yanı sıra enerji STK'larından 30 katılımcı)

5. SEMİNER-5 ve SEMİNER-6: Görev 1 Faaliyetleri Hakkında Piyasa Katılımcılarına Yönelik Eğitim (Özel Sektörden, STK'lardan ve diğer paydaşlardan toplam 200 katılımcı)

Başlangıç Fazı Çalışmaları

Başlangıç fazında, danışmandan talep edilen çalışmalar aşağıdakileri içermekteydi:

• Çalışma ziyaretlerine ilişkin taslak gündemlerin hazırlanması; bu konudaki tartışmaları başlatabilemek için EPİAŞ personeli ile bir konferans araması yapılmıştır. Daha sonra

61

sonra, aşağıda verilen taslak gündem, en azından ilk çalışma ziyaretiyle ilgili hazırlıkları başlatabilmek için ETKB'ye iletilmiştir.

• Ziyaret ve seminerler için taslak programlar oluşturulması.

Her iki faaliyete ilişkin programlar bu belgenin 5. Bölümünde sunulmaktadır. Tarihlerin endikatif olduğuna ve ancak, tüm katılımcı, kurum ve danışmanların proje uygulanışı sırasında nihai program üzerinde mutabık kalması sonrasında kesinleşeceğine dikket çekmek isteriz. Bunun tek istisnası, projenin 12. Haftasından önce programlanması gereken Çalışma Ziyareti 1'dir.

Çalışma ziyaretleri sözleşme şartlarına uygundur ve aşağıdakileri içermektedir:

• Tahmini 2 gün seyahat süresi de dahil olmak üzere 5 günlük ziyaretler.

• Talep edildiği üzere projenin 12. Haftasından önce gerçekleştirilmesi gereken Çalışma Ziyareti 1

• Ziyaret edilecek yerler: ENTSO-E, seçilen ulusal düzenleyici kuruluşlar, iletim sistem operatörleri, ve Enerji Borsası ve BPM operasyonları konularına odaklı olarak AB ülkelerinde bir enerji borsası.

• Özellikle aşağıdaki kişi ve kurumlarla görüşülmesini önermekteyiz:

o ENTSO-E personeli

o İki iletim sistem operatörü

o İki enerji borsası

o Bir ulusal düzenleyici kuruluş ve AB 'deki kilit karar vericiler ile toplantılar (alternatif olarak bir NRA’dan, ikinci bir ziyaret için randevu alınabilir)

• Bakanlıklar, diğer AB delegasyonları, ve AB piyasalarında mevcut piyasa oyuncuları ve ticaret birlikleri gibi diğer ilgili kurumlar.

Detaylı taslak programlar bu belgenin eklerinde verilmiştir. Ziyaretlere ilişkin gündemlerin nihai halleri, ETKB tarafından onaylandıktan sonra dağıtılacaktır.

Metodoloji

Bu görev kapsamında yapılması gerekenlere ilişkin metodoloji basittir ve önceki paragraflarda açıklanan eğitim faaliyetlerinin başarılı bir şekilde organize edilmesinden oluşmaktadır. Metodolojinin en azından aşağıdakileri içermesi gerekmektedir (asıl faaliyetlerin yanı sıra):

• Çalışma ziyaretleri için:

o Faydalanıcı kurumlardan gelen uzmanların ilgili kurumları ziyaret edebilmesi için

gerekli izinlerin alınması, ulaşımın, konaklamanın, yemeklerin ve/veya

harcırahların ayarlanması ve finanse edilmesi.

o Çalışma ziyaretleri sırasında gerçekleştirilen sunumlara ve tartışılan başlıca

konulara kısa bir genel bakışı içerecek çalışma ziyareti raporlarının sunulması.

• Seminerler için:

o Etkinliklerde görev alacak konuşmacıların katılımının sağlanması

o Etkinliklerde fotoğraf ve video çekimlerinin organize edilmesi

o Katılımcı listesinin derlenmesi ve katılımcı memnuniyeti anket formlarının

dağıtılması

o Seminer-1, Seminer-2, Seminer-3 ve Seminer-4'ün başarılı katılımcılarına katılım

sertifikası verilmesi

62

o Seminerlerin yapılacağı mekanın ayarlanması, yemek / catering ve çeviri

hizmetleri danışmanın görev kapsamında değildir.

o Aşağıdakileri içerecek olan Seminer Raporunun teslim edilmesi:

o Seminer konularına ve tartışılan başlıca konulara genel bakış

o Yukarıda söz edilen anketlerin sonuçları

Zaman çizelgesi

Bölüm 5'de verilen tablolarda ayrıntılarıyla verilmiştir.

4.2 Görev 2 – Gaz Piyasasinin Desteklenmesi

4.2.1 GÖREV 2ABC – DOĞAL GAZ PIYASASI VE SÜREKLI TICARET PLATFORMU ÜZERINE

DEĞERLENDIRME VE TAVSIYELER


İş Tanımına göre, Görev 2ABC'nin çalışma kapsamı aşağıdaki faaliyetleri içermektedir:

o Türkiye Gaz Piyasasının ve EPİAŞ’ın Sürekli Ticaret Platformu’nun mevcut

durumunun, test / sanal ticaret dönemi boyunca tespit edilen konulara

odaklanarak değerlendirilmesi. Bu konulardan bazıları şunlar olabilir:

o Dengeleme gazı temini ve dengeleme gazı fiyatlarının oluşumu bağlamında

rekabet düzeyi

o Genel olarak dengeleme ve dengesizlik uzlaştırma süreçleri için EPİAŞ ve BOTAŞ

TSO sistemleri arasında entegrasyon

o Sisteme giriş kapasitesi, tahsisi ve piyasa geliştirmeye etkisi

o Likidite ve fiyat oluşumu (talep - fiyat korelasyonu, özellikle kışın 250-280mcm /

gün düzeyine ulaşan talep ve/veya yaz aylarındaki düşüşler sırasında talebe

cevap, Türkiye Piyasasındaki Fiyatların Avrupa Merkez Piyasasındaki Fiyatlar ile

ilişkisi, toptan ve perakende fiyatlar arasındaki korelasyon)

o Şeffaflık

o Güvenilirlik ve dengesizlik çözümü için ölçüm verilerinin zamanında sağlanması

o EPİAŞ ve BOTAŞ'ın BT sistemlerinin güvenilirliği ve güvenliği

o ŞİD'de belirtilen tıkanıklık yönetimi ve kısaltma metodolojisi

o Riskten korunmaya ilişkin gereklilikler ve riskten korunma araçlarının

varlığı/kullanılabilirliği

o Sınır ötesi operasyonlar

o AB uygulamalarına ve kurallarına uyum sağlamaya yönelik diğer iyileştirme

alanları

o Önde gelen Avrupa borsalarındaki uygulamaları, AB / ENTSO-G Kodlarını ve

ayrıca Türkiye Enerji Politikasının aşağıdaki hedeflerini göz önünde

bulundurarak, boşlukların ve iyileştirilmesi gereken alanların belirlenmesi:

▪ Giriş kapasitesini artırarak, arz güvenliğinin ve arz çeşitliliğinin

artırılması.

▪ Daha düşük tüketici fiyatlarına sürdürülebilir bir şekilde ulaşmak için

rekabetin artırılması ve enerji sisteminin optimize edilmesi

▪ Bölgesel bir gaz merkezi haline gelinmesi

63

o Aşağıda bazıları verilen belirlenen konulara yönelik tavsiyelerin hazırlanması:

▪ Yasal değişiklik önerileri,

▪ Bilgi teknolojisi ve sistemlerini iyileştirmeye yönelik projeler,

▪ BOTAŞ, EPİAŞ ve ETKB'ye yönelik metodolojiler, süreçler, ürünler ve

hatta politikalar, ve

▪ Gereektiği ve proje kapsamının el verdiği ölçüde şu konularda tavsiyede

bulunulması: (i) kapasite platformu, (ii) operasyonel dengeleme

anlaşmaları, (iii) tarife belirleme metodolojisi, (iv) tüketici fiyatları, (v)

yerleşik doğal gazın, fiziki olarak düzenlenmiş vadeli sözleşmeler yoluyla

zorunlu satışları, (vi) Fiyat Raporlama Kuruluşlarının rolü, ve (vii) OTC

piyasasındaki standart sözleşmeler

o Taslak mevzuatta aşağıdaki konularda yapılabilecek düzenleyici değişikliklere

ilişkin tavsiyelerin hazırlanması:

▪ Spot Piyasa (ör. Gün öncesi ve gün içi piyasalar)

▪ Dengeleme piyasası

▪ Fiziksel olarak düzenlenmiş vadeli piyasa

▪ Tıkanıklık Yönetimi İlkeleri

▪ Talep Tarafı Yönetimi

o Tüm bulgu ve tavsiyeleri bir yol haritası ile birlikte sunmak için Çalıştay 5'in

gerçekleştirilmesi.

Ayrıca, İş Tanımına göre, Görev 2ABC'nin çalışma kapsamı, aşağıdaki çıktıların hazırlanmasını ve sunulmasını içermektedir:

o Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu Değerlendirme Raporu

o Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu Tavsiye Raporu

o Doğal Gaz Borsası Taslak Mevzuatı Hakkında Rapor

o Çalıştay 5 Raporu



o 10 Eylül 2018 ve 12 Eylül 2018 tarihlerinde EPİAŞ ile başlangıç öncesi toplantılar

o 18 Eylül 2018’de Proje Başlangıç Toplantısı

o 18 Eylül 2018’de Dünya Bankası Ekibi ile Toplantı

o 19 Eylül 2018’de EPDK ile toplantı

o 19 Eylül 2018’de BOTAŞ TSO Ekibi ile toplantı



o 27 Eylül 2018’de ETKB Arz Güvenliği Daire Başkanlığı ile Toplantı

o 27 Eylül 2018’de BOTAŞ Ticari Ekibi ile Toplantı

Projenin Başlangıç Fazında Danışman şunları gözden geçirmiştir:

o 12 Haziran 2018 tarihli Piyasa İşletim Usul ve Esasları (PUE)

o 8 Mart 2017 tarihli İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemelerine ilişkin Esaslar (ŞİD)

o 26 Temmuz 2017 tarihli ŞİD Değişiklikleri

o EPİAŞ Doğal Gaz Sürekli Ticaret Platformu (CTP) kullanıcı ekranları ve verileri

o EPDK'nın Yıllık ve Aylık Sektör Raporları

64

o Önceki danışmanlık projesinin (Gaz Ticareti Platformu (GTP) için Tasarım ve

Uygulama Planının Oluşturulması Danışmanlık Hizmetleri – EUIPA12 / CS-03)

ilgili raporları

o İlgili halka açık veriler


Yukarıda belirtilen başlangıç fazı faaliyetleri sonucunda, son dönemde önemli bir ilerleme kaydedildiğini görmekten memnuniyet duymaktayız:

o Şebeke kapasitesi son yıllarda önemli ölçüde artırılmış ve şu şeviyeye ulaşmıştır:

▪ Rekabetçi bir piyasa modelinde gerekli olduğu üzere, fiziksel arz

hacminin talebin yeterince üzerinde olmasına izin verecek bir seviyeye,

▪ Temel durum senaryosunda ve gerilim durumu senaryolarının çoğunda

arz güvenliğini sağlayacak bir seviyeye.

o Çeşitli talep, tedarik, şebeke geliştirme ve sistem işletim senaryoları altında, arz

risklerinin kısa ve uzun vadeli güvenliğini izlemek amacıyla ETKB tarafından Acil

Durum Müdahale Planı adı altında yayınlanmış bir mekanizma mevcuttur.

o Uygulamayı daha iyi analiz edip bazı özel tavsiyelerde bulunmak gerekebilir,

fakat şu an için aşağıdaki hususların Türkiye Doğal Gaz Piyasası ihtiyaç ve

koşullarına uygun olduğunu söylemek mümkündür:

▪ EPİAŞ'ın Doğal Gaz Sürekli Ticaret Platformunun (CTP) tasarımı,

▪ Piyasa bazlı dengeleme süreci,

▪ 12 Haziran 2018 tarihli Piyasa İşletim Usul ve Esasları (PUE), ve

▪ 26 Temmuz 2017 tarihli ŞİD Revizyonları

o Piyasa katılımcılarının uygun portföy yönetimi, risk yönetimi ve fiyatlandırma

metodolojilerini takip etmesi şartıyla, CTP:

▪ Piyasanın talep, arz ve maliyet dinamiklerini yansıtan doğru fiyat

sinyalleri üretme, ve

▪ Türkiye'nin Doğal Gaz ve Enerji Piyasalarındaki kaynakların

optimizasyonunu kolaylaştırma potansiyeline sahiptir.

o Özellikle BOTAŞ TSO, BOTAŞ Ticaret ve EPİAŞ'ın ilgili bölümlerinde piyasa odaklı

zihniyete ve gerekli teknik yeterliliklere sahip uzman sayısı önemli ölçüde

artmıştır.

o Bazı alanlarda farklı görüşler olabilmekle birlikte, ilgili kurumların tümü arasında

güçlü bir uyum olduğu görülmektedir.

o Hâlâ bazı özel tavsiyelerde bulunmak mümkün olmakla birlikte, piyasa şeffaflığı

konusunda önemli ilerleme kaydedildiği söylenebilir.

o SCADA Modernizasyon Projesi ve yeni gaz kontrol merkezinin inşaatı

tamamlanmıştır. Zamanında yakalama ve ölçüm verilerinin doğruluğu ile ilgili

problemlerin çoğu ortadan kaldırılmıştır.

Yukarıda belirtilen başlangıç aşaması faaliyetlerinden hareketle, piyasa mekanizmalarını iyileştirmeyi amaçlayan çabaların önümüzdeki aylarda aşağıdaki alanlara odaklanacağını öngörebilmekteyiz:

o Bir Kapasite Platformunun Kurulması

o İletim Tarifelerinin İncelenmesi ve Optimizasyonu

65

o Fiziksel Olarak Düzenlenmiş Vadeli İşlem Sözleşmelerinin alım satımı için bir

Vadeli İşlem Piyasası Kurulması

o Gaz alım satım platformunun gözden geçirilmesi ve yapılabilecek iyileştirmelere

ilişkin tavsiyeler

o Elektrik ticareti platformundan gaz ticareti platformuna daha fazla “know-how

transferi”

o Talep Tarafı Katılımı

o Spot İşlemler, Vadeli İşlemler ve Dengesizlikler İçin Marj Sürecinin İncelenmesi

ve Optimizasyonu

o Piyasanın Daha Şeffaf Hale Getirilmesi

o TSO'lar arasında Operasyonel Dengeleme Anlaşması Yapılma İhtimali

o Güneydoğu Avrupa Gaz Piyasaları ile entegrasyon (Fiziksel Arabağlantı

Kapasitesi, Sistem İşletimlerinin Uyumlaştırılması ve Piyasa İşlemleri)

Rekabetçi bir piyasanın hedeflerine ulaşmak için aşağıdaki 5 alanda iyileştirmelere özel önem verilmesi gerektiğini de biliyoruz:

Bunlar piyasa mekanizmalarının bir parçası değildir, ancak bunlar olmadan piyasa mekanizmaları istenen sonuçların ortaya çıkmasına yol açamaz:

• Kaynak Optimizasyonu

o Gerçek bir kaynak optimizasyonu sürecinin ancak piyasanın doğru fiyat sinyalleri

üretiyor olması halinde mümkün olabileceğine; ve

o Doğru fiyat sinyallerinin, BOTAŞ'ın risk yönetimi ve fiyatlandırma

metodolojilerinde bazı değişiklikler gerektirdiğine inanmaktayız.

• Piyasa Fiyatlarının Tahmin Edilebilirliğinin ve İstikrarının İyileştirilmesi

Aşağıdakilerin kolaylaştırılmasında, piyasa fiyatlarının daha tahmin edilebilir ve istikrarlı hale getirilmesinin son derece önemli bir faktör olduğuna inanıyoruz;

o Piyasa katılımcılarının vadeli işlem sözleşmeleri yapması,

o Güç üreticilerinin üretimlerini doğru bir şekilde fiyatlandırması, ve

o İthalatçıların ilave miktarlarda gaz ve / veya LNG için alım anlaşması yapması.

Ayrıca, Piyasa Fiyatlarının Tahmin Edilebilirliğinin ve İstikrarının İyileştirilmesinin BOTAŞ'ın risk yönetimi ve fiyatlandırma yöntemlerinde bazı değişiklikler gerektirdiğine de inanıyoruz.

• BOTAŞ'ın Portföy ve Risk Yönetimi Metodolojilerinin Optimizasyonu

We believe that

o Maliyete dayalı fiyatlandırmanın, ancak Türk Lirası cinsinden (petrol

fiyatlarındaki ve ABD Doları / TL kurundaki dalgalanmalar nedeniyle) doğal gaz

alım maliyetindeki volatilitenin yeterince azaltılması durumunda sürdürülebilir

olabileceğine; ve

o Tedarik maliyetlerindeki volatilitenin azaltılmasının, uygun risk yönetimi (riskten

korunma) yöntemlerinin kullanılmasını gerektirdiğine inanıyoruz.

• Seçilmiş Tüketici Gruplarını Destekleyen Mekanizmaların Kurulması (Sosyal Tarifeler)

Maliyet temelli fiyatlandırmanın, ancak yakıt kıtlığı çeken haneler sosyal tarifelerle desteklendiğinde sürdürülebilir olabileceğine inanıyoruz.

66

• BOTAŞ'ın Fiyatlandırma Metodolojilerinin Optimizasyonu

Ön koşulların (yani, uygun risk yönetimi (riskten korunma) yöntemlerinin kullanılması ve seçilen tüketici gruplarını destekleyecek mekanizmaların oluşturulması) yerine getirilmesi koşuluyla, BOTAŞ'ın talep, arz ve maliyet dinamiklerini yansıtacak daha dinamik bir fiyatlandırmaya geçmeyi düşünebileceğine inanıyoruz.

Ayrıca yukarıda belirtilen 5 alanda iyileştirmeler yapılmasına ilişkin karar alma süreci için, aşağıdakiler gibi bazı ek bilgilerin gerekli olabileceğini de biliyoruz:

o Avrupa Doğal Gaz Borsalarının Gelişimi ve İlgili Faktörler

o Avrupa Gaz Piyasalarında Tüketici Fiyatlarının Oluşumu

o Borsalarda (Vadeli İşlem Piyasalarında) Görevli Gaz Kuruluşları Tarafından

Gerçekleştirilen Açık Artırmalar

Piyasanın gelişmesine etki edebilecek bazı kısıtlayıcı koşullarının olduğunu da biliyoruz.

o (İ) mevcut talep seviyesi, (ii) büyüme tahminleri, (iii) mevcut uzun vadeli

sözleşmeler ve (iv) iki yönlü ara bağlantı kapasitelerini göz önünde

bulundurduğumuzda şunları anlıyoruz:

▪ Sözleşmesiz talep önümüzdeki yıllarda sınırlı olacak.

▪ Bu, Herfindahl – Hirschman Endeksi (HHI) değerinin düşük, Artık Arz

Endeksi (RSI) değerinin ise yüksek olmasına yol açan bir kısıt teşkil

edebilir ve (toptan satış pazarının) arz tarafındaki piyasa yoğunluğu

önümüzdeki yıllarda yüksek kalabilir.

o Aynı faktörler nedeniyle, soğuk geçen 30-60 gün haricinde, yıl boyunca doğal gaz

fazlası olabileceğini ve bunun şunlara yol açabileceğini biliyoruz:

▪ Toptan satış fiyatları üstünde bir aşağı yönlü basınç

▪ Bazı ithalatçılar için al ya da öde problemleri

o Mevcut sözleşmelerin özel şartlarına bağlı olarak, al ya da öde anlaşmalarıyla

ilgili sorunlar, referans doğal gaz fiyatlarının yeterince güvenilir olması

koşuluyla, sözleşmeyle ilgili yeniden müzakere sürecinin başlatılması için meşru

bir sebep oluşturabilir.

Aşağıdaki şekil, yukarıda açıklanan bulguları pazar gelişimi için bir yol haritası olarak kullanılabilecek bir yapıda özetlemektedir. Bilindiği üzere halihazırda başlangıç aşamasındayız ve önümüzdeki haftalarda şekillenecek olan değerlendirme ve tavsiyelerimiz bazı bakımlardan oldukça farklı olabilir.

67

Şekil 16 - Görev 2ABC için Başlangıç Fazı Bulguları


Görev 2ABC kapsamındaki tüm değerlendirme ve tavsiye faaliyetleri, yukarıdaki Başlangıç Fazı Bulguları bölümünde özetlenen bulgulara odaklanacaktır.

Mevcut çalışma kapsamımız maliyet bazlı fiyatlandırma metodolojileri, risk yönetimi metodolojileri, sosyal tarifeler, iletim tarifelerinin optimizasyonu gibi konuları kapsamıyor olsa da, ilgili değerlendirme sonuçlarını ve tavsiyelerimizi karar vericilere sunacağız.

Görev 2ABC faaliyetleri 3 aşamada gerçekleştirilecek olup aşağıda belirtildiği gibi Projenin 32. haftasında tamamlanması beklenmektedir; sözleşmedeki hedeflenen tarih ise 36. Haftadır.

Şekil 17 - Görev 2ABC Zaman çizelgesi

Faz 1, EPİAŞ tarafından işletilen Türkiye Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu'nun değerlendirilmesine ilişkin faaliyetleri içermektedir ve aşağıda gösterildiği gibi, Projenin 12. haftasında tamamlanması beklenmektedir:

68

Şekil 18 - Görev 2ABC Zaman çizelgesi; Faz 1 Detayları

Faz 2, Türkiye Doğal Gaz Piyasası için tavsiyelerin geliştirilmesi ile ilgili faaliyetleri içermektedir ve sözleşmede hedef tarih 28. Hafta iken, aşağıda gösterildiği gibi, Projenin 22. haftasında tamamlanması beklenmektedir.

Şekil 19 - Görev 2ABC Zaman çizelgesi; Faz 2 Detayları

Faz 3, Spot Piyasa, Dengeleme Piyasası, Fiziksel Olarak Düzenlenmiş Vadeli İşlem Piyasası, Tıkaıklık Yönetimi İlkeleri ve Talep Tarafı Yönetimi ile ilgili mevzuatın iyileştirilmesi için bir teklifin hazırlanmasına ilişkin faaliyetleri içerir.

Aşama 3'ün, aşağıda gösterildiği gibi, Projenin 32. haftasında tamamlanması beklenmekte olup, sözleşmedeki hedef tarih 36. haftadır.

69

Şekil 20 - Görev 2ABC Zaman Çizelgesi; Faz 3 Detayları

4.2.2 GÖREV 2D – KAPASITE OLUŞTURMA DESTEĞI + EĞITIM + SAHA ZIYARETI


Görev 2D, çoğu önceki alt bölümün içeriğiyle ilgili olan birkaç farklı öğeyi kapsamaktadır:

• Doğal gaz borsası oluşturulmasına odaklı ilave bir Çalıştay (Çalıştay 6)

• Seçilen kurumlara çalışma ziyaretleri

• Aşağıda açıklanan şekilde, işin kapsamı ile ilgili konuları ele alan altı eğitim oturumu

• Projenin kapanış etkinliği niteliğinde düzenlenecek bir Enerji Piyasaları Konferansı

Tüm bu öğelere ilişkin özel şartlar aşağıda genel hatlarıyla açıklanmaktadır:

Çalıştay

Çalıştay 6'ya ilişikin gereklilikler:

• Yer: İstanbul

• Hedef Kitle: Piyasa (gaz piyasası) oyuncularından yaklaşık 150 kişi

• İçerik: Görev 2 kapsamındaki genel faaliyetleriyle ilgili kapasite geliştirme

Çalışma Ziyaretleri

Çalışma ziyaretleri gereklilikleri:

• Her bir çalışma ziyareti 5 gün sürecektir (tahmini 2 günlük seyahat süresi dahil).

• Her bir çalışma ziyareti ETKB, EPDK, EPİAŞ ve BOTAŞ personelinden oluşan toplam 8 kişilik bir gruba yönelik olarak düzenlenecektir.

• Ziyaret edilecek kurumlar şunlardır: Bir gaz borsası, bir düzenleyici kurum ve ENTSO-G.

• Odak: AB'de şeffaflık ve vadeli işlem piyasaları.

Eğitim Oturumları

Yapılacak altı seminere ilişkin gereklilikler aşağıdaki gibidir:

70

• Yer: Ankara

• İzleyici: BOTAŞ, EPDK ve ETKB 'den 20 personel

• İçerik: Eğitim oturumlarında, aşağıdaki konularda deneme uygulamalarına ve simülasyonlara yer verilmelidir:

1. Portföy Yönetimi

2. Gaz ticareti ve fiyatlandırma

3. Risk yönetimi

4. Şebeke geliştirme planının hazırlanması

5. Kapasite tahsisi için açık artırmalar

6. Tarife düzenleme

Konferans

Son olarak, kapanış konferansı şunları kapsayacaktır:

• Katılımcılar: ETKB, EPİAŞ, EPDK, Avrupa Enerji Borsaları, Avrupa Komisyonu, piyasa oyuncuları ve Proje kilit uzmanları

• İzleyici: 250+ kişi

• İçerik: Konferansta genel Proje faaliyetleri, bulguları ve ilgili tavsiyelerin yanı sıra ilgili AB politika ve uygulamaları paylaşılacaktır.

Başlangıç Fazı Çalışmaları

Elektrik ile ilgili çalışma ziyaretlerine benzer şekilde, bu konuda da danışmandan talep edilen işler aşağıdaki gibidir:

• Çalışma ziyaretleri için taslak gündem oluşturulması (Bu konudaki tartışmaları başlatabilmek için EPİAŞ personeli ile bir konferans araması gerçekleştirilmiştir. Daha sonra, bahsi geçen taslak gündem, en azından ilk çalışma ziyaretiyle ilgili düzenlemeleri başlatabilmek amacıyla ETKB'ye iletilmiştir.)

• Bu kapsamdaki tüm faaliyetler için taslak programın belirlenmesi.

Tüm faaliyetlere ilişkin programlar, bu belgenin bir parçası olarak 5. bölümde verilmektedir, tarihler endikatif olup, tüm katılımcılar, kurumlar ve danışmanlar proje uygulaması sırasında nihai programlar konusunda hemfikir olduklarında kesinleştirilecektir.

Çalışma ziyaretleri sözleşme şartlarına uygundur ve şunları içermektedir:

• Tahmini 2 günlük seyahat süresi de dahil olmak üzere 5 gün süreli ziyaretler.

• Ziyaret edilecek yerler: AB’de şeffaflık ve vadeli işlem piyasaları hakkında bir gaz borsası, bir düzenleyici kurum ve ENTSO-G.

• Teklifimiz özellikle şunlarla yapılacak toplantıları içermektedir:

o ENTSO-G personeli

o Bir Ulusal Düzenleyici Kurum

o Spot ve vadeli işlem piyasasında işlem gören ürünlere sahip bir gaz borsası

o REMIT ve şeffaflık konularına odaklı bir iletim sistemi operatörü (zamanın izin verdiğe ölçüde 2 de olabilir)

71

o Kilit piyasa oyuncularının da katılımıyla bir gaz (ve enerji) birliği

Taslak gündemler bu belgenin Eklerinde verilmiştir. Gündemlerin nihai halleri ise ziyaretler ETKB tarafından onaylandıktan sonra dağıtılacaktır.

Metodoloji

Projenin elektrik ile ilgili bölümündeki 1E görevi altındaki kalemlere ilişkin çalışma metodolojisi gibi bu metodoloji de, önceki paragraflarda açıklanan eğitim faaliyetlerinin başarılı bir şekilde organize edilmesinden oluşmaktadır ve en azından aşağıdakileri içermesi şart koşulmuştur (asıl faaliyetlerin yanı sıra):

• Çalıştay için:

o Konuşmacıların katılımının sağlanması

o Fotoğraf ve video çekimlerinin ayarlanması

o Katılımcı listesinin derlenmesi ve katılımcı memnuniyeti anket formlarının dağıtılması

o Başarılı katılımcılara katılım sertifikalarının verilmesi

o Seminerlere ilişkin mekan, yemek / catering ve çeviri hizmetleri danışmanın görev kapsamında dahil değildir.

o Aşağıdakileri içeren Çalıştay 6 Raporu'nun teslimi:

▪ Seminer konularına ve tartışmaların ana maddelerine genel bakış

▪ Yukarıda bahsi geçen anketlerin sonuçları

• Çalışma ziyaretleri için:

o Faydalanıcı kurumlardan gelen uzmanların ilgili kurumları ziyaret edebilmesi için gerekli izinlerin alınması ve ulaşım, konaklama, yemek ve / veya harcırahların ayarlanması ve finanse edilmesi

o Çalışma ziyaretleri sırasındaki sunumlara ve tartışmaların ana konularına kısa bir genel bakışı da içeren bir çalışma ziyareti raporu sunulması

• Eğitim oturumları için:

o Görev 2 kapsamında elde edilecek bulgularla ilgili olarak tüm paydaşlara bilgi verilmesi

o Dinamik yaklaşım: Eğitimler gerçekleştirildikten sonra geri bildirimin izlenmesi ve sonraki eğitimlerin bu geri bildirimler doğrultusunda organize edilmesi

o Şunları içerecek bir Seminer Raporu sunulması:

▪ Eğitim materyali ve eğitim sırasında yapılan tartışmalara kısa bir bakış

• Enerji Piyasaları hakkındaki Konferans için:

o Konuşmacıların katılımının sağlanması

o Fotoğraf ve video çekimlerinin ayarlanması

o Katılımcı listesinin derlenmesi ve katılımcı memnuniyeti anket formlarının dağıtılması

o Seminerlere ilişkin mekan, yemek / catering ve çeviri hizmetleri danışmanın görev kapsamına dahil değildir.

72

o Aşağıdakileri içerecek bir Seminer Raporu sunulması:

▪ Konferansta sunulan materyallere ve konferans sırasında yapılan tartışmalara genel bakış

▪ Yukarıda bahsi geçen anketlerin sonuçları

4.3 Görev 3 - Web Sayfasi Ve Proje Görünürlüğü


İş Tanımına göre, Görev 3'e ilişkin çalışma kapsamı aşağıdaki faaliyetleri içermektedir:

o Bir İletişim ve Görünürlük Planının Hazırlanması

o Yürütülecek faaliyetlerin bir listesini çıkarmak amacıyla atölye çalışmaları,

sunumlar ve konferanslar gibi görevlerin değerlendirilmesi.

o İletişimin faaliyetlerin şeklini belirlemek amacıyla Avrupa Komisyonu'nun

İletişim ve Görünürlük El Kitabının analizi.

o Şart koşulan çerçeveler doğrultusunda oluşturulan ve şekillendirilen

faaliyetlerin uygulanması.

o Web sitesinin hazırlanması

o Proje ile ilgili bilgiler, planlanan etkinlikler, gerçekleştirilen etkinliklere ilişkin

fotoğraf ve açıklamalar ve proje çıktıları dahil olmak üzere web sitesine sürekli

içerik sağlanması.

o Web sitesine ilişkin hosting ve domain hizmetlerinin sağlanması.

o Web sitesi/mikro siteler ile ilgili tüm ilgili verilerin depolanması.

o Web sitesinin/mikro sitelerin işletimiyle ilgili tüm bilgilerin, Sözleşme süresi

bitiminde ETKB'nin sunucusuna aktarılması.

o Web sitesinin genel başarısının değerlendirildiği bir Web Sitesi ve Görünürlük

Raporu'nun hazırlanması.



o 18 Eylül 2018’de Proje Başlangıç Toplantısı

o 18 Eylül 2018’de Dünya Bankası Ekibi ile toplantı

o 19 Ekim 2018’de ETKB ve Dünya Bankası ile planlı toplantılar.

Projenin Başlangıç Fazında, Danışman şunları incelemiştir.

o EPDK, BOTAŞ ve EPİAŞ'ın web siteleri

o Proje web sitesi örnekleri

o Avrupa Birliği İletişim ve Görünürlük El Kitabı 2018

o Önceki danışmanlık projesinin (Müktesebata Uyum, Enerji ve Tabii Kaynaklar

Bakanlığının Kurumsal Kapasitesi, BOTAŞ’ın Ayrıştırılmasına İlişkin Destek,

Görünürlük ve Kamunun Farkındalığına İlişkin Danışmanlık Hizmetleri–EUIPA12

/ CS-01) ilgili raporları

o Önceki danışmanlık projelerinin (Gaz Ticaret Platformu için Tasarım ve

Uygulama Planı Oluşturulmasına Yönelik Danışmanlık Hizmetleri- EUIPA12 / CS-

03) ilgili raporları

73

o Proje planı ve proje görünürlüğü ile ilgili tüm faaliyetler


Türkiye, son on yılda enerji sektörünün hemen hemen tüm kesimlerinde kapsamlı bir reform sürecinden geçmiştir. Bu sebeple, çeşitli yasal ve kurumsal reformlar başlatılmış ve uygulanmıştır. Bununla birlikte, bu proje boyunca gerçekleştirilmesi öngörülen faaliyetlerin AB'nin görünürlük kurallarına uygun olarak yürütülmesi gerektiği konusunda da paydaşların ve sektörün farkındalığının artırılması da gerekmektedir.

Türkiye'nin bir enerji merkezi olarak daha da gelişme potansiyeline sahip olduğu ve enerji konusunda AB'dekine benzer zorluklar yaşadığı göz önüne alındığında, ortak çıkarlarla ilgili tüm meseleler hakkındaki diyaloğun geliştirilmesi önemlidir.

Görünürlüğü artırmak için, bir yandan proje faaliyetlerini planlanan çizelgeye uygun olarak yürütürken diğer yandan proje kapsamında ihtiyaç duyulabilecek şeyleri öngörmeye çalışarak destek sağlayacak ve hizmetlerimizi proaktif ve esnek bir yaklaşımla sunacağız ve bunu yaparken odağımız, enerji piyasası operasyonları olacak.

Hedef kitle, İletişim ve Görünürlük Planı çalışmaları sırasında belirlenip üzerinde mutabık kalınacak ve bu kitleye ulaşmaya yönelik kanallar belirlenecektir. Web Sayfası ve Proje Görünürlük Görevinin doğrudan diğer görevlerle ilgili olduğuna dikkat çekmek isteriz. Proje kapsamında, aşağıdakiler de dahil olmak üzere çeşitli etkinlikler düzenlenecektir:

o 6 çalıştay: Elektrik piyasası, elektrik borsası, dengeleme güç piyasası, yeşil

sertifika, doğal gaz mevzuatı ve doğal gaz konusunda genel eğitim.

o 3 çalışma ziyaret: Elektrik borsası, dengeleme güç piyasası, doğal gaz borsası

o 6 seminer: Yenilenebilir enerji, enerji borsası ve dengeleme güç piyasası,

yardımcı hizmetler ve tıkanıklık yönetimi, talep tarafı katılımı, elektrikle ilgili

genel eğitim (I ve II)

o 6 eğitim: Portföy yönetimi, gaz alım satımı ve fiyatlandırma, risk yönetimi,

şebeke geliştirme planının hazırlanması, kapasite tahsisine yönelik ihaleler,

tarife belirleme

o 1 konferans: Enerji Piyasaları Konferansı

Görev 3 kapsamındaki faaliyetlerin 4 adımda gerçekleştirilmesi ve projenin tüm yaşam döngüsü boyunca devam etmesi beklenmektedir. Bu adımlar:

• Adım 1, 8 hafta sürecek olan İletişim ve Görünürlük Planının hazırlanması ile ilgili

faaliyetleri içermektedir. İletişim ve görünürlük faaliyetlerinin (basın bültenleri, web

sitesi güncellemeleri vb.) ayrıntılı planlamasının İletişim ve Görünürlük Planı kapsamında

sunulacağını hatırlatmak isteriz.

• Web sitesi uygulamasına ilişkin kılavuz ilkeleri ve çerçeveleri belirleyen İletişim ve

Görünürlük Planının hazırlanmasından sonra, web sitesi ile ilgili çalışmalar başlatılacak

ve web sitesi 12. haftadan sonra yayında olacaktır.

• İletişim ve Görünürlük Planı tüm proje boyunca uygulanmaya devam edecektir.

• Son olarak, gerçekleştirilen faaliyetlerin listesini ve faaliyetlerin ne derece etkili

olduğunun değerlendirmesini kapsayan Web Sitesi ve Görünürlük Raporu projenin 48.

haftasında sunulacaktır.

74

Şekil 21 - Görev 3 Zaman Çizelgesi

75

5 IŞ PLANI, ÇIKTILAR VE DIĞER HUSUSLAR

5.1 Genel Proje Iş Plani

Projenin geniş kapsamı ve karmaşık yapısı sebebiyle, çalışma planı bu bölümün tam sonunda yatay bir şekilde gösterilmektedir.

Aşağıdaki alt bölümlerde, çıktılara ve diğer proje öğelerine genel bir bakışın yanı sıra, her bir çıktının teslim edileceği haftalar gösterilmektedir.

5.2 Çikti Listesi

Tablo 4 - Çıktı Listesi, Görev 0

Kod Adı Hafta

IR Başlangıç Raporu 4

IPR1 Ara İlerleme Raporu 1 13



FR Nihai Rapor 48

Tablo 5 - Çıktı Listesi, Görev 1A

Kod Adı Hafta

EMAR Elektrik Piyasası Değerlendirme Raporu 8

IEMRR Elektrik Piyasası Tavsiye Raporu 20

WSR1 Çalıştay 1 Raporu 20

Tablo 6 - Çıktı Listesi, Görev 1B

Kod Adı Hafta

EEAR Elektrik Borsası Değerlendirme Raporu 8

EERR Elektrik Borsası Tavsiye Raporu ve Yol Haritası 26

TMSECAR Şeffaflık, Piyasa Gözetimi ve Uygun Müşteriler Hakkında Değerlendirme Raporu

8

TMSECRR Şeffaflık, Piyasa Gözetimi ve Uygun Müşteriler Hakkında Tavsiye Raporu 36


76

Tablo 7 - Çıktı Listesi, Görev 1C

Kod Adı Hafta

BPAR BPM Değerlendirme Raporu 12

BPMR BPM Tavsiye Raporu 28

WS3 Çalıştay 3 Raporu 25

Tablo 8 - Çıktı Listesi, Görev 1D

Kod Adı Hafta

EMCAR Elektrik Piyasası Eşleştirme Değerlendirme Raporu 12

EMCRR Elektrik Piyasası Eşleştirme Tavsiye Raporu 30

GOSAR Menşe Garantileri Sistemi Değerlendirme Raporu 12

GOSRR Menşe Garantileri Sistemi Tavsiye Raporu 36


Tablo 9 - Çıktı Listesi, Görev 1E

Kod Adı Hafta

SR Seminerler Raporu 44

SVR1 Çalışma Ziyareti 1 Raporu 11


Tablo 10 - Çıktı Listesi, Görev 2

Kod Adı Hafta

NGAR Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu Değerlendirme Raporu 12

NGRR Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu Tavsiye Raporu 22

DLNGE Doğal Gaz Borsası Hakkında Mevzuat Taslağı 32



TR Eğitimler Raporu 44


CCR Kapanış Konferansı Raporu 44

77

5.3 Çaliştaylar Listesi

Tablo 11 - Çalıştaylar Listesi

Kod Adı Hafta

WS1 Çalıştay 1 – Görev 1A 19

WS2 Çalıştay 2 – Görev 1B 25

WS3 Çalıştay 3 – Görev 1C 24

WS4 Çalıştay 4 – Görev 1D 35

WS5 Çalıştay 5 – Görev 2ABC 27

WS6 Çalıştay 6 – Görev 2D 34

5.4 Seminerler Listesi

Proje kapsamında geliştirilecek olan seminerlerin tam listesi aşağıda verilmiş olup, çalıştaylardan farklı olarak seminerlerin proje görevleri ile birebir ilişkisi olmadığına dikkat çekmek isteriz. Bu nedenle seminerler, uzmanların müsaitlik durumlarına ve diğer eğitim faaliyetlerinin (çalıştaylar, çalışma ziyaretleri, vb.) tarihleri ile çakışma olasılıklarına göre programlanmıştır. Proje ilerledikçe, faydalanıcıların müsait oldukları tarihlere göre seminer tarihleri revize edilecektir. Proje takvimi fazla esnekliğe izin vermediğinden, her halükarda, tüm tarafların seçilen zaman dilimlerini önceden programlarına almalarını tavsiye ederiz.

Tablo 12 - – Seminerler Listesi

Kod Adı Hafta

S1 Yenilenebilir enerji destek mekanizmalarının rekabetçi toptan satış piyasaları ve yenilenebilir enerjiye dayalı olmayan üretimler üzerindeki etkisi

23

S2 Enerji Borsası ve Dengeleme Piyasası Yapıları, İlişkiler, Düzenleyicilerin, Borsaların, TSO'nun ve Piyasa İşlemlerinde Rol Oynayan Diğer Paydaşların Görev ve Sorumlulukları

25

S3 Seçilmiş AB Güç Sistemlerinde Yardımcı Hizmetler ve İletim Tıkanıklığı Yönetimi

15

S4 Seçilmiş AB Piyasalarına Talep Tarafı Katılımı 20

S5 Görev 1 Faaliyetleri Hakkında Piyasa Katılımcılarına Eğitim (1/2) 39

S6 Görev 1 Faaliyetleri Hakkında Piyasa Katılımcılarına Eğitim (2/2) 39

5.5 Çalişma Ziyaretleri Listesi

Tablo 13 - Çalışma Ziyaretleri Listesi

Kod Adı Hafta

SV1 Çalışma Ziyareti 1 – Elektrik 10

SV2 Çalışma Ziyareti 2 – Elektrik 29

78

Kod Adı Hafta

SV3 Çalışma Ziyareti 3 – Doğal Gaz 19

5.6 Eğitim Oturumlari Listesi

Seminerlerde olduğu gibi, proje kapsamında geliştirilecek olan eğitimlerin tam listesi aşağıda gösterilmiştir. Seminerlerde olduğu gibi eğitimlerde de proje faaliyetleri ile bire bir bağlantı söz konusu değildir ve proje süresince gerçekleştirilecek olan diğer faaliyetlerden ötürü takvim esnekliği söz konusu değildir. Eğitimler, uzmanların müsaitlik durumu, diğer eğitim faaliyetleriyle (atölye çalışmaları, çalışma ziyaretleri vb.) çakışmalar dikkate alınarak ve Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu Değerlendirme Raporunun sunumundan sonra başlayacak şekilde planlanmıştır.

Tablo 14 - Eğitim Oturumları Listesi

Kod Adı Hafta

T1 Portföy Yönetimi 22

T2 Gaz Ticareti ve Fiyatlandırması 14

T3 Risk Yönetimi 25

T4 Şebeke Geliştirme Planının Hazırlanması 36

T5 Kapasite Tahsisine Yönelik Açık Artırmalar 39

T6 Tarife Belirleme 33

79

Şekil 22 - Proje İş Planı

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48

0 Project Management

W0 Task 0: Inception Mission

R1 Inception report

IR Interim Progress Reports

R2 Final Report

1 Task 1: Supporting the electricity market development

1.A Analysis of current situation and challenges in the electricity market

- First Round of Meetings and Data Request

- Internal studies

- Data Reception (Critical Path)

- Internal studies

EMAR Electricity Market Assessment Report

- Internal studies

- Second Round of Meetings

- Internal studies

WS1 Workshop #1

WSR1 Workshop #1 Report

EMRR Electricity Market Recommendations Report

1.B Wholesale market developmet

1.B-1.1 Assesment of the current situation in Turkey Energy Exchnage and deter…

- First round of meetings

- Skype meetings with institutions that was not possible to meet

- Finalization of data request

- Independent analysis while waiting for answers to questionnaire

- Independent analysis and answers to questionnaire received

- Analysis and drafting of EEAR

EEAR Draft EEAR

- Formal feedback from stakeholders on EEAR received

- Discussion of feedbacks to EEAR (Second round of meetings)

- Finalization of EEAR

- Analysis and drafting of EERR

- Selected interviews on EERR (Third round of meetings)

- Analysis and drafting of EERR & preparation of workshop

- Draft EERR

WS2 Workshop #2

WSR2 Workshop #2 report

EERR Final (post WS) EEAR and EERRR

# Tasks 21/09/2018 19/10/2018 16/11/2018 14/12/2018 31/05/2019 28/06/2019 26/07/2019

Month /Week

05/04/2019 03/05/201911/01/2019 08/02/2019 08/03/2019

80

Şekil 23 - Proje İş Planı (dvm. 1)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48

1.B-1.2 On the job activities - Trainning and implementation support

TMSECAR Transparency, Market Surveillance and El. Customer Asses. Report

TMSECRR Transparency, Market Surveillance and El. Customer Recomm.. Report

1.B-1.2a Transparency Platform Support

- First Round Meeting

- Provision of Documents by Related Parties

- Review of Provided Info and Documents & Internal Studies

- Second Round Meetings

- Drafting of Assessment Report

- Submission of Assessment Report

- Review of Draft Report by the Related Parties

- Submission of Final Assesment Report

- Preparation of Draft Recommendations Presentation

- Presentation of Draft Recommendations

- Drafting of Recommendations

- Submission of Recommendations

- Review of Draft Recommendations by the Related Parties

- Submission of Final Recommendations

- On the Job Trainings

- Submission of On the Job Training Notes

- Final Review for Updates and Training Report

1.B-1.2b Transparency Platform Support

- Develop Information Request

- Review Requested Information

- Develop Draft Report Outline

- EPIAS Staff review and comment

- Finalize Assesment Report and submit

- Initiate Qualitative Study

- On site support

- EPIAS Staff review and comment

- Finalize Recommendations Report and submit

1.B-1.2c Eligible Customer Management System Support

- First Round Meeting

- Provision of Documents by Related Parties

- Review of Provided Info and Documents & Internal Studies

- Second Round Meetings and Presentation of Draft Assessment

- Drafting of Assessment Report

- Submission of Assessment Report


- Submission of Final Assesment Report

- Preparation of Draft Recommendations Presentation

- Presentation of Draft Recommendations

- Drafting of Recommendations

- Submission of Recommendations

- Review of Draft Recommendations by the Related Parties

- Submission of Final Recommendations

- On the Job Trainings

- Submission of On the Job Training Notes

- Final Review for Updates and Training Report

# Tasks 21/09/2018 19/10/2018 16/11/2018 14/12/2018 31/05/2019 28/06/2019 26/07/2019

Month /Week

05/04/2019 03/05/201911/01/2019 08/02/2019 08/03/2019

81

Şekil 24 - Proje İş planı (dvm. 2)

82


83


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48

2 Task 2: Supporting the gas market

2.ABC Natural Gas Market Design

- First Round Meetings and data request

- Provision of data and docuemnts by the related parties

- Review of the provided data and docuemnts and internal studies

- Second round of meetings and presentation of draft assesment results

- Drafting of NGAR

- Submission of draft NGAR

- Review of the draft assesment report by the related parties

NGAR Submission of final NGAR

- Preparation of draft recommendations presentation

- Third Round Meetings and Presentation of Draft Recommendations

- Drafting of NGRR

- Submission of Draft NGRR

- Review of the Draft Recommendations Report by the Related Parties

NGRR Submission of Final NGRR

- Preparation of Draft DLNGE Report

- Fourth Round Meetings and Presentation of Draft DLNGE Report

WS5 Workshop #5

WSR5 Preparation and Submission of Workshop 5 Report

- Preparation of Final DLNGE Report

DLNGE Submission of Final DLNGE Report

2.D Capacity building support

WS6 Workshop #6

WSR6 Workshop 6 Report

T1 Trainning 1

T2 Trainning 2

T3 Trainning 3

T4 Trainning 4

T5 Trainning 5

T6 Trainning 6

TR Trainning Report

SV3 Study Visit 3

SVR3 Study Visit Report 3

CC Conference

CCR Conference Report

# Tasks 21/09/2018 19/10/2018 16/11/2018 14/12/2018 31/05/2019 28/06/2019 26/07/2019

Month /Week

05/04/2019 03/05/201911/01/2019 08/02/2019 08/03/2019

84


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48

3 Task 3: Web page and project visibility

- Drafting Communication and Visibility Plan

- Submission of Draft Communication and Visibility Plan


CVP Communication and Visibilty Plan

- Web Site Development

- Drafting Web Site and Visivility Report

- Submission of Website and Visibilty Report

- Review of Website and Visivility Report

WCR Website and Visibility Report

- Project Wise Visibility Activities

# Tasks 21/09/2018 19/10/2018 16/11/2018 14/12/2018 31/05/2019 28/06/2019 26/07/2019

Month /Week

05/04/2019 03/05/201911/01/2019 08/02/2019 08/03/2019

85

6 EKLER

6.1 Ek A – Çalişma Ziyaretleri Için Önerilen Taslak Gündemler

Genel olarak öğle / akşam yemekleri programlarda ayrıca gösterilmemekle birlikte, tüm ziyaretlerde katılımcılara öğle ve akşam yemeği sağlanacaktır. Aynı durum, gerektiğinde uluslararası ve yurtiçi ulaşım için de geçerlidir.

Ziyaret boyunca heyete, MRC'den uluslararası bir uzman, ziyaret edilen ülkeden bir yerel uzman ve ayrıca, ana dili Türkçe olan bir yerel (Türkiye'den) MRC temsilcisi eşlik edecektir.

Çalışma Ziyareti 1: Elektrik5

• Önerilen tarihler: 26 - 30 Kasım 2018 (10. Hafta)

• Ülke: İtalya

Endikatif Program ve Gündem (Saat ve tarihlerden bazıları değişebilir ancak önerilen tüm kurumlar ziyaret edilecektir)

Table 1 – Proposed Agenda for Study Visit 1

26 Kasım 1. GÜN

Saat Faaliyet Notlar

Öğleden sonra Varış Havaalanından otele transfer

19:30 MRC'nin ev sahipliğinde akşam yemeği (Yer daha sonra belirlenecektir. )

Restoranda buluşma (Yer daha sonra belirlenecektir.)

27 Kasım 2. GÜN


9:00 – 11:00 Bakanlığın ve ARERA'nın ev sahipliği yaptığı, GME ile Tanışma Toplantısı

ARERA: İtalyan Ulusal Düzenleyici Kurumu

11:30 - 16:30 GME Ofisinde Tanışma Toplantısı

Teknik oturum

GME: İtalyan piyasa operatörü, İtalyan

NEMO (Atanmış Elektrik Piyasası Operatörü), spot ve vadeli ürünler ticareti yapmaktadır.

Öğle yemeği arası dahil

28 Kasım 3. GÜN


Sabah GME ile Teknik Toplantı Dvm.

13:00 Öğle yemeği

5 Başlangıç Raporunun bu gözden geçirilmiş versiyonunun yayınlanması sırasında, İtalya'ya (Roma) Çalışma Ziyareti gerçekleştirilmiştir. Ziyarete ilişkin tüm detaylar Çalışma Ziyareti # 1 Raporunda mevcuttur.

86

15:00 – 17:30 K4view ile Toplantı

K4 view: Enerji Piyasası Analizi yapan, pazarlanabilir ürünler (REMIT ve GDPR ile uyumlu) sağlamak üzere borsa verilerinden yararlanan bir şirket K4 view'un sunumu.

Demo Oturumu

29 Kasım 4. GÜN


Sabah TSO (Terna) ile toplantı

13:00 Terna ile öğle yemeği

Serbest zaman Gündemin uygunluğuna göre, oturumlar öğleden sonra da devam edebilir.

30 Kasım 5. GÜN


Sabah (9:00-11:00)

MRC ile Bilgi Alma Toplantısı

Öğleden sonra / Akşam

Öğle yemeği / Dönüş Uçuşu Uçuş programlarına bağlı olarak belirlenecektir.

Çalışma Ziyareti 2: Elektrik

• Önerilen tarihler: 2019'un 2. veya 3. Çeyreği (Daha sonra belirlenecek)

• Ülke: Almanya

• Gündem: Teyit edilecek

Çalışma Ziyareti 3: Gaz

• Önerilen tarihler: 2/3 2019 (TBD)

• Ülke: İtalya (Roma veya Milano)

• Gündem: Teyit edilecek

87

6.2 Ek B – Görev 1a Ve 1b-1.1 Kapsamindaki Talepler

Bu başlangıç aşamasında sunulan veri talebi belgesinin son haline ileriki sayfalarda yer verilmiştir. Belgenin ilk sürümü projenin ilk haftasında (başlangıç görevi) hazırlanıp müşteriye sunulmuş ve ilgili cevaplar sonraki hafta alınmıştır.

Bundan bir hafta sonra, ikinci bir sürüm teslim edilmiştir. Bu başlangıç raporunun verildiği anda, veri talebinin ikinci döngüsüne henüz cevap alınmamıştı.

# Veri İsteği Belgesine ileriki sayfalarda yer verilmiştir. #

88

IPA2013CS02A-Bilgi talebi

Not: Her bir konuya ilişkin sorular dokümanın başında belirtilmiştir; veri istekleri ise dosyanın sonunda verilmiştir.

GÖREV A

Konu 1. Güç sisteminin arz-talep dengesi ve güvenilirliği

Bu konuya ilişkin herhangi bir soru sorulmamıştır;yalnızca veri talebinde bulunulmuştur ( bkz. Veri talebi 0)

Konu 2. Yenilenebilir enerjiye dayalı üretim yapan santrallerin piyasaya dayalı olmayan gelişiminin ve yurtiçindeki linyit santrallerine yönelik destek

mekanizmalarının aşağıdakiler üzerindeki etkisi:

− Likidite, şeffaflık ve verimlilik dahil olmak üzere toptan satış piyasası (DAM, BPM ve gün içi) piyasaları;

− Arz - talep dengesini sağlamak için gerekli olabilecek, yenilenebilir enerji ve linyit dışındaki kaynaklara ilişkin yeni nesil yatırımlar

− Yatırımları, kullanımı ve sürdürebilirliği tetikleyecek uygun ekonomik sinyaller olan toptan ve tüketici fiyatları

Bu konuları ele alabilmek amacıyla aşağıdaki soruları sunuyoruz:

n. Sorunun kime yöneltildiği

o Soru / Bilgi Sorulara verilen yanıtlar Danışman tarafından talep

edilen okuma materyali /veri Sağlanan okuma materyali/veri

Materyalin danışmanlara gönderildiği tarih

MENR 1. Yenilenebilir enerji destek

programının yapısı nasıldır?

(Şebekeye satış tarifesi,

piyasa fiyatı + teşvik;

kapasite ödemesi ... ne

kadar süre için?)

2. Satın alınacak yenilenebilir

enerji kapasitesinin

miktarına nasıl karar

veriliyor? Kim tarafından?

Ne sıklıkla? Program

1.

2. Cevap, veri talebi 1, 2 ve 3'te mevcut.

3.

4. Cevap, veri talebi 1, 2 ve 3'te mevcut. .

(a) Yenilenebilir enerji

kullanan üretim

santrallerine yönelik

teşvik programını

yürürlüğe koyan yasa /

yönetmelikler

(b) Linyite ilişkin teşvik

programını yürürlüğe

koyan yasa /

yönetmelikler

1) Yenilenebilir Enerji Yasası

2) Yenilenebilir Enerji Destek Programı Mevzuatı

1) 28/09/2018

2) 28/09/2018

89

kapsamında ne kadar

yenilenebilir enerji

kapasitesi sözleşmeye

bağlandı? (son 5 yılın her

birinde) Önümüzdeki 10

yılın her birinde ne kadar

bir kapasitenin sözleşmeye

bağlanması bekleniyor?

Program kapsamında ne

kadar enerji üretilmesi /

bekleniyordu/bekleniyor?

Veri talebi 1, 2 ve 3'e

bakınız.

3. Linyit destek planının yapısı

nasıl? (Şebekeye satış

tarifesi, piyasa fiyatı +

teşvik; sabit azami miktar

...)

4. Proje kapsamında ne kadar

linyit ateşleme kapasitesi

sözleşmeye bağlandı (son 5

yılın her birinde) ve

önümüzdeki 10 yılın her

birinde ne kadar bir

kapasitenin sözleşmeye

bağlanması bekleniyor?

Program kapsamında ne

kadar enerji üretilmesi

bekleniyordu/bekleniyor?

Veri talebi 1, 2 ve 3'e

bakınız.

90

Konu 3. Toptan satış fiyatının, piyasaya yeni giriş fiyatının altında olması

Bu konuyu ele alabilmek amacıyla aşağıdakileri soruları sunuyoruz:



edilen okuma materyali /veri Sağlanan okuma materyali/veri


EPIAS, TEIAS and Borsa and EUD

- Toptan satış fiyatının, yeni giriş maliyetinin altında olup olmadığının değerlendirilmesi. Bu konuyla ilgili burada soru bulunmamaktadır. Görev 1B1'e ilişkin sorulara bakınız.

1. Düşük toptan satış

fiyatının, aşırı kapasitenin

sonucu olup olmadığının

değerlendirilmesi.

i) Son 5 yıl ve gelecek için (mevcut

hükümetin veya düzenleyicinin

planlarına göre), piyasa

büyüklüğü, piyasaya giriş

tahmini süresi ve üretim

kapasitesinin işletmeden

çıkarılmasına kadarki tahmini

süre (birincil kaynak / teknoloji

ve gelir yapısına (piyasa bazlı

fiyatlara ve sabit/düzenlenmiş

fiyatlara) göre ayırt ederek) bilgi

veriniz.

ii) Yukarıda belirtilen her kapasite

türü için, son 3 yıldaki saatlik

üretimi (her saat için) belirtiniz.

1. Cevap, veri talebi 1, 2 ve 3'te

mevcut.

2.

3.

4.

1.

2. Bu bilgiler gizli bilgi olduğu için herhangi bir dış kaynakla paylaşılamazlar.

3. Spot piyasada teklifler, teklif verenin kontrolündeki belirli portföylere atıfta bulunmaktadır. Teklif sahipleri portföylerinde farklı kaynak birimleri bulundurabileceği için, teklif maliyetlerini kaynak türlerine göre tahsis etmek mümkün değildir. Bu nedenle, EPİAŞ'ın sağladığı veriler, hidro elektrik santrallerinin spot piyasa fiyatları üzerindeki etkisini gözlemleyebilmek için yeterli değildir.

28/09/2018

91

iii) Yukarıda belirtilen her kapasite

türü için, her bir kapasite

türünün ne kadarlık bir payının

EÜAŞ'a ait olduğunu / olacağını

belirtiniz.

o Veri talebi 1,2 ve 3’ e

bakınız.

2. Gün öncesi (DA) piyasasında EÜAŞ

tarafından sunulan sanal teklifler

şeklinde bir fiyat sınırı olduğuna dair

kanıt var mı? Hangi seviyede? (Bu

konuyu da kapsayan bir veri talebi

ileride yer almaktadır; burada

sadece bilgiye dayalı bir cevap

bekliyoruz.)

3. Hidro elektrik santrallerinin optimal

olmayan bir biçimde dağıtılmasının,

spot piyasa fiyatlarını indirmek gibi

bir etkisi olduğuna dair kanıt var mı?

4. TEİAŞ'ın faaliyetlerinin, spot piyasa

fiyatlarını düşürücü etki yarattığına

(örneğin, fiyatların özellikle yüksek

olmasının beklendiği bir zamanda

yük azaltma) dair kanıt var mı?

Konu 4. Borsa İstanbul’daki likiditede azalma

Bu konuyu ele alabilmek için aşağıdaki soruları sunuyoruz:

92



edilen okuma materyali /veri Sağlanan okuma materyali/verisi


Borsa [Elektrik alanındaki türev ürünlerinin ticaretine ilişkin kurallar]

1. VOIP piyasasında hangi uzun vadeli elektrik ürünleri işlem görmektedir? Bu ürünler EXIST (İstanbul Enerji Borsası) spot fiyatlarına göre nakdi mutabakata tabi midir?

2. Piyasada günlük ödeşme sistemine dayalı bir teminat tamamlama sistemi var mı? Teminat tamamlamaya

ve başlangıç teminatlarına ilişkin değerler nasıl hesaplanıyor?

3. Borsa Istanbul hangi tür teminatları kabul etmektedir?

4. Bu ürünlere ilişkin işlemlerde uygulanan ücretler nedir?

5. VOIP ürünleri, Trayport’un Joule’u gibi küresel ticaret platformlarına entegre edilmiş durumda mı?

6. Uzun vadeli elektrik ürünleri (fiziksel veya finansal) başka platformlarda da işlem görüyor mu?

1.

2.

3.

4.

5.

6.

(a) Borsa'da enerji

alanındaki türev araçları

na ilişkin kuralları

belirleyen kanun /

yönetmelikler.

Teminat İlke ve Prosedürleri

Teminat Hesaplama Prosedürü

6. Uzun vadeli finansal elektrik ürünlerinin işlem gördüğü tek organize platform, Borsa İstanbul tarafından işletilmektedir.

Ayrıca OTC piyasasında hem fiziksel hem de finansal alım satım işlemleri gerçekleştirilebilmektedir.

Diğer taraftan, Borsa İstanbul ile birlikte EPİAŞ, organize vadeli türev piyasası modelinin tasarımına ve geliştirilmesine ilişkin çalışmalara öncülük etmektedir. Amaç, vadeli işlemler piyasasını 2019 yılı itibarıyla tamamen EPİAŞ bünyesinde faaliyet gösterir hale

28/12/2018

93

getirmektir. Geliştirme süreci halen devam etmektedir.

Borsa [Likidite ve yoğunluk]

1. Borsa'da işlem gören her ürün için, son

3 yılın her gününe ilişkin değişim

hacimleri, işlem sayıları, minimum

fiyat, maksimum fiyat, ortalama fiyat

(Bkz. Veri talebi 4.)

2.VOIP piyasasına abone olan piyasa katılımcılarının sayısı (ve bu sayının zaman içindeki değişimi (Bkz. Veri talebi 4.)

1.Veri talebi 4’ün cevabına bakınız.

2.Veri talebi 4’ün cevabına bakınız.

EPIAS (market monitoring team)

Borsa,

EUD

1. Piyasa tasarımı haricinde, Türkiye'de uzun vadeli elektrik piyasasının gelişmesini engelleyen diğer faktörleri biliyor musunuz?

2. Toplantılarda bahsi geçen, uzun vadeli sözleşmelere ilişkin temerrüt eğilimlerinin son zamanlardaki genel görünümünü paylaşabilir misiniz? (Kim temerrüde düştü? Hangi hacimlerde? Temerrüde düşenlere ne olacak? Temerrüde düşenlerin borcunun hangi kısmı teminatlarla karşılanmaktadır? Bu neden oldu?)

1.

2.

TEIAS, MENR, EMRA

1. Son 3 yılda, yetki verilen ya da yetkilendirilme sürecini başlatmış olan, üretim kapasitesine yönelik kaç yatırım projesi yarıda kesildi?

2. Yarıda kalan projeleri tanımlayınız (kapasite, teknoloji, konum, geliştiricinin kimliği)

1.

2.

94

Konu 5. Benzer Komisyoncu ve Yatırımcıların Piyasadan Çıkışı

Önceki konu hakkındaki sorulara bakınız.

Konu 6. Dengeleme Piyasası tasarımı

Burada bu konuyla ilgili herhangi bir soru sorulmamıştır. Görev 1C'ye ilişkin sorulara bakınız

Konu 7. Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının (RES) girişi ile ilgili reformlar

Burada bu konuyla ilgili herhangi bir soru sorulmamıştır (Soru 1 kapsamında zaten ele alınmıştır.)

Konu 8. Aktörlerin finansal kapasitesinin sürdürülebilirliği ve bunun yatırım ortamına etkileri

Burada bu konuyla ilgili herhangi bir soru sorulmamıştır

Konu 9. Maliyet yansıtıcı olmayan gaz fiyatlarının ve / veya hacim sınırlamalarının etkisi:

Halihazırda iletilen sorulara ve veri taleplerine ilaveten



edilen okuma materyali /veri Sağlanan okuma materyali/verisi


EPİAŞ

TEİAŞ

BOTAŞ/EPDK

1. Elektrik üretimine yönelik doğal gaz

tarifeleri (geçmişteki ve gelecekteki)

2. Elektrik üretim birimlerinin doğal gaz

arzına erişimine getirilen herhangi bir

düzenleyici / yasal / teknik sınırlama

var mı? Konuyla ilgili her tür (yasal

ve/veya teknik) belgeyi belirtiniz ve

veri talebi 1, 2 ve 3 uyarınca

miktarları belirtiniz.

1. Veri talebi 1, 2 ve 3'e

verilen cevaba bakınız.

95

GÖREV 1.B

Konu 1. Gün öncesi piyasası , gün içi piyasası, dengeleme güç piyasası, süreçler ve yöntemlerin mevcut durumu ve mevzuat ve model tasarımının(sunulan ürün

ve hizmetler, finansal uzlaştırma, tayin etme yöntemleri, teminat mekanizması vb.). incelenmesi



edilen okuma materyali /veri

Sağlanan okuma materyali/verisi


EPDK, ETKB, TEİAŞ,

EPİAŞ

1. ETKB, EPDK, EPİAŞ ve TEİAŞ'ın sektördeki misyonu nedir? 2. Gün öncesi ve gün içi piyasa kurallarının değişmesine yol açan süreç nedir? İlk kim başlatıyor (EPİAŞ? EPDK? ETKB?) Paydaşlarla istişareler ne şekilde yapılıyor (genellikle haftalar ya da aylar boyunca mı sürüyor? Değişimin önemine bağlı olarak değişiyor mu? Hangi kurum kuralları değiştirme konusunda resmi yetkiye sahip (EPDK? EPİAŞ?)? 3. Soru 2 ile aynı: Dengeleme piyasası ve Rezerv piyasası. 4. Soru 2 ile aynı: Uzlaştırma kuralları (dengeleme kapsamı dengesizlik fiyatları ...) 6. EPİAŞ maliyetlerini nasıl karşılıyor? Piyasa katılımcılarının ödediği ücretler (lütfen yapıyı ve seviyeyi gösteriniz)? TEİAŞ adına verilen hizmetler (örneğin üretim / yük çizelgelerinin toplanması, dengesizliklerin faturalandırılması ...) için TEİAŞ'ın yaptığı ödemeler? Başka yol var mı? 7. Ticaret lisansı alabilmek için piyasa katılımcılarının hangi şartları yerine

1. (Soruyu cevaplamak için yeterli olacaksa, sadece ilgili yasanın / yönetmeliğin adını vermeniz yeterli.) 2. (Soruyu cevaplamak için yeterli olacaksa, sadece ilgili yasanın / yönetmeliğin adını vermeniz yeterli.) 3. (Soruyu cevaplamak için yeterli olacaksa, sadece ilgili yasanın / yönetmeliğin adını vermeniz yeterli.) 4. (Soruyu cevaplamak için yeterli olacaksa, sadece ilgili yasanın / yönetmeliğin adını vermeniz yeterli.) 5. 6. 7. (Soruyu cevaplamak için yeterli olacaksa, sadece ilgili yasanın / yönetmeliğin adını vermeniz yeterli.) 8. (Soruyu cevaplamak için yeterli olacaksa, sadece ilgili yasanın / yönetmeliğin adını vermeniz yeterli.)

(a) Enerji Sektörü Kanunu

96

getirmesi gerekiyor? 8. Perakende satış lisansı alabilmek için piyasa katılımcılarının hangi şartları yerine getirmesi gerekiyor? 9. Üretim birimi kurmak ve işletmek için lisans almak isteyen piyasa katılımcılarının hangi şartları yerine getirmesi gerekiyor? Başvuru sahibi üretim santralini, şebekede tıkanıklığa neden olabilecek bir alana (veya tıkanıklığı önleyebilmek için büyük şebeke yükseltmeleri yapılmasını gerektiren bir alana) kurmak istiyorsa lisans başvurusu reddedilebilir mi? 10. Güvenlik gerekliliklerini göz önünde bulundurarak, mevcut ve / veya beklenen üretim kapasitesinin talebi karşılamak için yeterli olup olmadığını belirlemek hangi kurumun sorumluluğudur? (TEİAŞ'ın mı?) 11. TEİAŞ üretim kapasitesinin az ya da kıt olacağını tespit ederse / öngörürse ne oluyor? (EPDK'yı veya ETKB'yi uyarıyor mı? Türkiye'deki piyasanın durumu hakkında piyasaya yönelik bir bildirim yayınlıyor mu? Kapasite yeterliliğini sağlamak için açık artırma düzenleme yetkisine sahip mi?) 12. Enerji politikası hedeflerinin belirlenmesinden hangi kurum sorumludur? (Örneğin yenilenebilir enerjinin piyasaya penetrasyonu, güvenilirlik standartları ...) 13. İletim şebekesinin planlanmasından hangi kurum sorumludur? Kanun ya da yönetmeliklerde bu tür bir planlamanın nasıl yapılması gerektiğine dair kılavuz ilkeler mevcut mu?

9. (Soruyu cevaplamak için yeterli olacaksa, sadece ilgili yasanın / yönetmeliğin adını vermeniz yeterli.) 10. 11. 12. 13.

97

EPIAS, TEIAS

[genel] 1. Gün öncesi, gün içi, Dengeleme, Rezerv piyasası oturumları ve enjeksiyon / geri çekme ile ilgili zaman çizelgesinin (açılış, kapanış, sonucun yayınlanması) sunulması 2. İkili sözleşmeler için zaman çizelgesi (İki taraflı bir sözleşme kapsamındaki iki piyasa katılımcısı, enjeksiyonları ve geri çekilmeleri ne zamana kadar bildirebiliyor? Bu bildirim kime yapılıyor? (EPİAŞ'a mı?) [gün öncesi piyasası] 3. Gün öncesi piyasasında alım satımı yapılan ürünler: - Teklif formatı (basit teklifler, blok teklifler), herhangi bir zamanlararası kısıtlama (örneğin: belirli sayıda saat için minimum gelir şartı, üretim kısıtlamaları, ...) olup olmadığı - Tekliflerin coğrafi standardizasyonu (ülke çapında, bölgesel, nodal?) - Tekliflerin fiziksel kaynaklarla bağlantısı: Teklifler belirli enjeksiyon / çekilme noktalarına mı yoksa teklif verenin kontrolü altındaki fiziksel kaynaklardan oluşan belirli portföylere mi atıfta nulunuyor? Yoksa teklifler yalnızca finansal teklif mi? 4. EXIST'in tüm piyasa seanslarında, fiyata bağlı talep tekliflerine izin veriliyor mu? 5. TEİAŞ, yeterli kapasitenin sağlanamadığını fark ettiğinde gün öncesi piyasasına teklif verebiliyor mu? Yoksa sorunu sadece dengeleme piyasasında mı çözüyor? 6. Piyasa dengeleme algoritması:

- Açık artırma mı yoksa sürekli ticaret mi?

- Açık artırma tipi (tek tip fiyat mı yoksa

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

10.

11.

12.

13.

14.

o

1+2. “Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği” belgesine (İkinci Kısım, Madde 5) ve aşağıdaki linke bakınız.

https://www.epias.com.tr/wp-content/uploads/2016/03/G%C3%96P-KULLANICI-KILAVUZU_V.1.6.pdf

3. Gerekli bilgiler “Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği” belgesinde (İkinci Kısım, Gün Öncesi Piyasası ile ilgili kısım) ve EPİAŞ web sitesinin Genel Esaslar sayfasında bulunabilir:

https://www.epias.com.tr/en/day-ahead-market/offers

(Dvm.) Hayır. Piyasa tasarımı nodal fiyatlandırma metodolojisini desteklememektedir.

(Dvm.) Evet. İşlemler portföy bazında gerçekleştirilmektedir.

(Devam) Hiçbir teklif tamamen finansal değildir.

4. Evet.

6. Piyasa dengeleme algoritması:

- Açık artırma mı yoksa sürekli ticaret mi?

İki taraflı gizli açık artırma tipi ticaret.

- Açık artırma tipi (tek tip fiyat mı yoksa teklif edilen kadar öde (pay-as-

28/09/2018






98

teklif edilen kadar öde (pay-as-bid) modeli mi?) - Algoritma türü: Matematiksel optimizasyon mu yoksa buluşsal yöntemler mi? - Piyasa dengeleme algoritması için bağımsız bir denetim uygulanıyor mu? - Piyasa katılımcıları şeffaflık konusunda sorun çıkardı mı veya piyasa dengeleme algoritmasını dışladı mı? 7. Kıtlık fiyatlandırması: - Bir gün öncesi piyasası oturumunda “tekliflerde belirtilen (as-bid)” teklif hacimleri “tekliflerle öngörülen” talebi karşılamak için yeterli olmadığında ne olur? - Kıtlık durumunun, gün içi piyasası sonuçlarının hesaplanmasından sonra tespit edilmesi halinde (ör. gün içi piyasası oturumlarından birinde veya TEİAŞ tarafından gerçek zamanlı olarak), önceki piyasa seanslarında (gün öncesi piyasası dahil) da geriye dönük olarak kıtlık fiyatı uygulanıyor mu? ör. TEİAŞ'ın acil durum şartları bildirdiği ve planlı voltaj düşüklüklerinin söz konusu olduğu bir zamanda TEİAŞ'ın bir kıtlık durumu tespit ettiği varsayımına göre cevaplayınız. - Kıtlık durumunda ne gibi dengesizlik fiyatları uygulanıyor? 8. Piyasa seansı başlamadan önce piyasa katılımcılarına hangi bilgiler sunuluyor? (Örneğin: ara bağlantıların durumu, beklenen toplam yük, ...) [gün içi piyasası] 9. Gün içi piyasasında alım satımı yapılan ürünler: - Teklif formatı (basit teklifler, blok teklifler) ...üretim kısıtlamaları

bid) modeli mi?) Kabul edilen tekliflerin kaybını telafi etmek için, yükseltme mekanizmasına sahip tek tip fiyatlandırma.

- Algoritma türü: Matematiksel optimizasyon mu yoksa buluşsal yöntemler mi?

Uygulanabilir bir çözüm bulmayı garanti etmek için buluşsal algoritmalar, sorunu optimum sonucu elde edecek şekilde çözmek için ise matematiksel model kullanılmaktadır.

- Piyasa dengeleme algoritması için bağımsız bir denetim uygulanıyor mu?

Algoritma kullanılmaya başlanmadan önce, Türkiye'nin önde gelen üniversitelerinden profesörler matematiksel modeli ve sonuçlarını onaylamıştı. Ayrıca, 2017 yılının başında dengeleme yazılımı KPMG tarafından denetlenmiştir.

- Piyasa katılımcıları şeffaflık konusunda sorun çıkardı mı veya piyasa dengeleme algoritmasını dışladı mı?

Algoritmanın ayrıntıları aşağıdaki adreste kamuya açık şekilde mevcut olduğundan, piyasa dengeleme algoritmasıyla ilgili olarak, şeffaflık ya da dışlama gibi bir zorluk yaşanmamıştır.

https://www.epias.com.tr/en/day-ahead-market/matching



99

- Tekliflerin coğrafi standardizasyonu: ... - Tekliflerin fiziksel kaynaklarla bağlantısı: .. 10. TEİAŞ, yeterli kapasitenin sağlanamadığını fark ettiğinde gün içi piyasasına teklif verebiliyor mu? Yoksa sorunu sadece dengeleme piyasasında mı çözüyor? 11. Piyasa dengeleme algoritması: - Sürekli ticaret mi? (Gün içi piyasası açık artırmaya dayalıysa, gün öncesi piyasası için verilen bilgilerin aynısını burada da veriniz.) - Emirlerin otomatik eşleştirilmesi mi?

12. Gün içi piyasası seansı başlamadan önce piyasa katılımcılarına hangi bilgiler sunuluyor? (Örneğin: ara bağlantıların durumu, beklenen toplam yük, ...)

[Piyasa sonuçlarının yayınlanması ve enjeksiyonlar/geri çekmeler - Görev 1b12b Şeffaflık ile çakışıyor.] 13. Gün öncesi piyasası (DAM), gün içi piyasası (IDM) ve Dengeleme Piyasası (BM) ile ilgili hangi bilgiler yayınlanmaktadır? - Her bir piyasadaki kabul edilen toplam teklif hacmi? - Her bir piyasada sunulan toplam teklif hacmi? - Hacim, fiyat ve kabul/red durumunu gösterecek şekilde bireysel teklifler ve sadece BMdengeleme piyasası teklifleri için teklifin liyakat dışı (kodlu teklifler) şekilde kabul edilip edilmediği? - Piyasa dengeleme fiyatları? - Kabul edilen “kodlu” dengeleme piyasası tekliflerinin ortalama fiyatı - Dengesizlik fiyatları? - Sistem dengesizliğinin işareti?

7. Kıtlık fiyatlandırması:

Bir piyasa seansında “tekliflerde belirtilen (as-bid)” teklif hacimleri “tekliflerle öngörülen” talebi karşılamak için yeterli olmadığında ne olur?

“Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği” belgesini (İkinci Bölüm, Madde 60) kontrol ediniz.

- TEİAŞ'ın bir kıtlık durumu tespit etmesi durumunda (ör. TEİAŞ'ın acil durum şartları bildirdiği ve planlı voltaj düşüklüklerinin söz konusu olduğu bir zamanda) gün öncesi ve gün içi piyasa seanslarında fiyat seviyesi (eğer varsa) ne şekilde belirlenir?

Ne EPİAŞ ne de TEİAŞ böyle bir uygulama yapmaktadır.

- TEİAŞ'ın tespit ettiği kıtlık durumların ne gibi dengesizlik fiyatları uygulanıyor?

Bu soru TEİAŞ’ın faaliyet alanıyla ilgilidir.

- Gün içi piyasası seanslarından birinde veya gerçek zamanlı olarak kıtlık tespit edilmesi halinde, kıtlık fiyatları önceki piyasa seanslarına (gün öncesi piyasası dahil) da “geriye dönük” olarak uygulanıyor mu?

Böyle bir uygulamamız bulunmamaktadır.

100

Ayrıca, piyasa verileri konusunda başvurabileceğimiz ve bu verilerin indirilebileceği kaynakları da belirtiniz. Bu bilgiler ne zaman yayınlanıyor?

14. Fiili enjeksiyonlar ve geri çekme işlemleri hakkında hangi bilgiler yayınlanmaktadır? - En büyük üreticilerin her biri için saatlik üretim ve en büyük tüketim bölgelerinin saatlik olarak geri çektikleri miktarlar? - En büyük üreticilerin her birinin uygunluk durumu? - Birincil kaynağa göre toplam saatlik üretim - Müşteri gruplarına göre toplam saatlik tüketim (saatlik ölçülen / saatlik ölçülmeyen) - Toplam saatlik yük? - Saatlik ithalat / ihracat? - Diğer (Lütfen belirtiniz.) 15. Üretim birimlerinin ve şebekenin kullanılabilirliğine dair ne gibi bilgiler yayınlanıyor? Ayrıca, piyasa verileri konusunda başvurabileceğimiz ve bu verilerin indirilebileceği kaynakları da belirtiniz. Bu bilgiler ne zaman yayınlanıyor?

8. TEİAŞ, hem beklenen hem toplam yükü açıklamaktadır. Üretici birimler, santraldeki kesinti durumlarını ve bakım çalışmalarını TEİAŞ'a bildirmekle yükümlüdür.

EPIAS, TEIAS

[enjeksiyon ve geri çekme ile ilgili zaman çizelgelerinin bildirimi) 1. Dengeden sorumlu taraflar, Gün Öncesi Piyasasında gerçekleşen işlemlere karşılık gelen üretim ve enjeksiyonlara ilişkin zaman çizelgelerini ne zamana kadar

1.

2.

3.

4.

5.

101

sunmak zorundadır? 2. Dengeden sorumlu taraflar, Gün İçi Piyasasında gerçekleşen işlemlere karşılık gelen üretim ve enjeksiyonlara ilişkin zaman çizelgelerini ne zamana kadar sunmak zorundadır? 3. Dengeden sorumlu taraflar, iki taraflı işlemlere karşılık gelen üretim ve enjeksiyonlara ilişkin zaman çizelgelerini ne zamana kadar sunmak zorundadır?

4. Enjeksiyon ve geri çekme zaman çizelgelerinin, süre açısından ayrıntı düzeyi nedir (Saatlik? 15 dakilalık? 5 dakikalık?). (Süreye ilişkin ayrıntı düzeyi enjeksiyon ve geri çekme için veya büyük ve küçük birimler için farklıysa lütfen belirtin. )

5. Enjeksiyon ve geri çekme zaman çizelgelerinin coğrafi bakımdan ayrıntı düzeyi nedir (Her bir üretim santrali için mi? Üretim / tüketim bölgesine göre mi? Aynı primer istasyona bağlı enjeksiyon / geri çekme noktası gruplarına göre mi? Aynı bölgedeki enjeksiyon / geri çekme noktası gruplarına göre mi? Türkiye'nin herhangi bir yerinde bulunan enjeksiyon / geri çekme noktası gruplarına göre mi? (Coğrafi açıdan ayrıntı düzeyi enjeksiyon ve geri çekme için veya büyük ve küçük birimler için farklıysa lütfen belirtin.)

6. Enjeksiyon ve geri çekmeye ilişkin zaman çizelgeleri ne şekilde sunuluyor? (EPİAŞ BT arayüzünü yönetiyor ve daha sonra verileri TEİAŞ ile mi paylaşıyor?)

6.

EPIA, TEIAS, EUD

[sınır ötesi ticaret] 1. Sınır ötesi kapasite nasıl tahsis ediliyor (Güneydoğu Avrupa Koordineli İhale Ofisi-

1.

2.

3.

102

SEE CAO aracılığıyla açık iletim haklarıyla mı? AB sınırları dışında diğer mekanizmalar / kurumlar aracılığıyla mı?)

2. Bazı oyuncuların faydalandığı önceden kazanılmış hakları var mı?

3. Hangi kapasite ürünleri tahsis ediliyor (zamana ve kesinlik derecesine göre) 4. Tahsis edilen hacimler (her ürün için, her sınırda), Veri talebi 7'ye bakınız. 5. Sınır ötesi kapasiteye sahip taraflar gün öncesi ve gün içi piyasalarına katılabiliyor mu? Türkiye'de iki taraflı işlem yapabiliyorlar mı? Dengeleme piyasasında teklif sunabiliyorlar mı? 6. İthalat ve ihracat programlarının bildirilmesi geeken son tarih, yurtiçi enjeksiyon / geri çekme programlarının sunulması gereken son tarih ile aynı mı? (değilse lütfen farkı açıklayın...) 7. İthalat ve ihracat programları kime (ve kim tarafından) sunulmalıdır? (TEİAŞ'a mı yoksa EPİAŞ'a mı? Ara bağlantı kapasitesi sahibi tarafından mı yoksa komşu TSO'lar tarafından mı? ...) 8. Türkiye’deki ithalatçılar veya ihracatçılar, EXIST’e katılmak için herhangi bir teminat gerekliliğine tabi midir?

9. Yukarıda bahsedilen hususlarla ilgili olarak piyasa katılımcılarının ya da herhangi diğer paydaşların gündeme getirdiği sorunlar, zorluklar, şikayetler oldu mu?

4.

5.

6.

103

EPIA, TEIAS [dengesizliklerin giderilmesi]

1. Dengeleme süresinin uzunluğu nedir? (Saatlik mi? Yarım saatlik mi? 5 dakikalık mı?). Büyük ve küçük üreticiler için aynı mı? Aynı üretim ve tüketim noktaları çin mi? 2. Dengesizlik hacimlerinin hesaplanması amacıyla, saatlik olarak ölçüm yapılmayan müşterilerin tüketimi saatlik olarak nasıl tahsis ediliyor? Yük profili sisteminin üst düzey bir tanımını yapınız. Not: Yük profili oluşturmaya alternatif olarak, küçük tüketicilere arzın tekel şeklinde olduğu ülkelerde, küçük tüketicilerin tedarikçisi toplam dengesizliğin "artık" kısmından (yani, sistem dengesizliğinin saatlik ölçülü tüketicilere tahsis edilmeyen kısmından) sorumlu tutulur. Türkiye bu yaklaşımı kullanıyorsa lütfen belirtiniz ve bu durumda, dengesizlik maliyetinin saatlik olarak ölçüm yapılmayan tüketicilere nasıl aktarıldığını açıklayınız.

3. Dengeleme grubunun kapsamı nedir? (Dengeleme grubu ile, uzlaştırma amacıyla "dengesizlik hacmi"nin hesaplandığı enjeksiyon kümesini ve / veya geri çekme noktasını kastediyoruz). Bazı seçenekler aşağıda listelenmiştir:

- (azami toplanma) Türkiye çapındaki tüm enjeksiyon ve geri çekme noktaları aynı oyuncunun sorumluluğu altında aynı gruba aittir. Bu, şu anlama gelmektedir: Oyuncunun finansal olarak dengeye getirmesi gereken “dengesizlik hacmi”, oyuncu tarafından sunulan tüm enjeksiyon/ geri çekme zaman çizelgeleri

1. “Dengeleme ve Uzlaştırma

Yönetmeliği” belgesine bakabilirsiniz (Yedinci Bölüm, Madde 101 - 107)

(Genel olarak, EPİAŞ'tan alınan cevapların olduğu belgeye bakınız.)

6. “Dengelemeden Sorumlu Taraflar”ın yapısı sorunu tetiklemektedir. Ayrıca, diğer konular için “EPİAŞ’ın Talepleri” adlı ekli belgeyi kontrol ediniz. Gizlilik politikamız nedeniyle piyasa katılımcılarının ve paydaşların bilgilerini paylaşamıyoruz.

28/09/2018

104

ile, oyuncunun sorumlu olduğu tüm üreticilerin ve tüketicilerin fiili enjeksiyonlarının ve geri çekmelerinin toplamı arasındaki fark olarak hesaplanır. - (asgari toplanma) Her üretici ve geri çekme noktası için dengesizlik hacmi bağımsız olarak değerlendirilir. - (ara toplanma 1) Büyük üreticiler için, dengesizlik hacimleri üretici bazında ayrı ayrı değerlendirilir; bir tarafın sorumluluğundaki tüm küçük üretim ve tüketim bölgelerinde, dengesizlik hacimlerinin hesaplanması için enjeksiyonlar ve geri çekmeler toplanır.

- (ara toplanma 2) Belirli bir tarafın sorumluluğu altındaki tüm üreticilerin enjeksiyonları, dengesizlik hacimlerinin hesaplanması amacıyla toplanır; aynı durum, belirli bir tarafın arz ından faydalanan tüm tüketicilerin tüketimleri için de geçerlidir; ancak, üreticilerin enjeksiyonları ve tüketicilerin geri çekmeleri bir araya toplanmaz.

4. Dengesizlik fiyatları nasıl hesaplanıyor? - Pozitif ve negatif dengesizliklerde aynı dengesizlik fiyatı mı uygulanıyor, yoksa iki farklı fiyat mı uygulanıyor? - Dengesizlik fiyat(lar)ının dengeleme piyasasındaki kabul edilen tekliflerle ilişkisi nedir? - Dengesizlik fiyat(lar)ı, dengeleme döneminde TEİAŞ tarafından sistemde tespit edilen toplam dengesizliğinin işaretine mi bağlı? 5. Dengesizlik fiyatı haricinde, dengeleme piyasasında bir emri uygulamayan üreticilere uygulanan herhangi bir ceza var

105

mı?

6. Yukarıda bahsedilen hususlarla ilgili olarak piyasa katılımcılarının ya da herhangi diğer paydaşların gündeme getirdiği sorunlar, zorluklar, şikayetler oldu mu?

EMRA TEIAS EPIAS

[Merkezi olmayan üretimin ve piyasadaki

talebin entegrasyonu]

1. Yenilenebilir enerji kullanan üreticilere yönelik mevcut teşvik programlarının yapısı (Bu soru yukarıda da sorulmuştu; buraya sadece ek bilgileri ekleyiniz.) - Tüm yenilenebilir enerji kullanan üreticiler (teşvikten yararlananlar bile), üretim programlarını geleneksel üreticiler gibi günlük olarak sunmak zorunda mı? - Teşviktan yararlanan yenilenebilir enerji kullanan üreticiler, geleneksel üreticiler ile aynı dengesizlik ücretlendirmesi rejimine mi tabi? Eğer değilse, lütfen hangi rejimin uygulandığını açıklayın. - Halihazırda dengeleme piyasasına kabul ediliyorlar mı? Hangi şartlarda? - Dengeleme piyasasında şu anda ne kadar bir yenilenebilir enerji kapasitesi mevcut (geleneksel büyük hidroelektrik santralleri hariç)?

2. Varsa, yerinde üretim / ortak üretimler

için mevcut teşvik planlarının yapısı.

Bir tüketim yerine bağlı üretim için geçerli

olan özel hükümleri açıklayınız (örneğin,

sahada üretilen ve tüketilen elektrik

1.

2.

3.

106

enerjisi iletim ve dağıtım ücretlerinden

muaftır).

3. Büyük tüketim bölgeleri (çelik üreticileri)

dengeleme piyasasına katılabilir mi?

Halihazırda katılıyor mu? Üretim kıtlığı

nedeniyle arz kesildiğinde büyük

tüketicilere tazminat ödenmesine yönelik

özel bir program var mı? Varsa programı

tarif ediniz.

EPIAS,EUD [Piyasaya giriş, ücret sistemi ve teminatlar]

1. Piyasa katılımcılarının EXIST'e kabul edilmek için yerine getirmeleri gereken şartlar nelerdir?

2. EXIST hizmetlerinin kullanımı için geçerli ücret yapısını ve seviyelerini gösteriniz (Piyasalara katılmak için ayrı ücretler mi söz konusu? Enjeksiyon/geri çekme zaman çizelgeleri nereye sunuluyor?)

3. Hangi aralıktaki teminatlar EPİAŞ tarafından kabul ediliyor?

4. Teminat sistemi EPİAŞ tarafından mı yoksa ayrı bir dengeleme kuruluşu tarafından mı yönetiliyor? (Toplantıdan EPİAŞ’ın bir dengeleme kuruluşu olarak çalıştığını anlıyoruz; teyidinizi rica ederiz.)

5. Bir piyasa katılımcısı için teminat gerekliliğinin nasıl belirlendiğini ve piyasa katılımcısı EXIST'te pozisyon aldıkça nasıl ayarlandığını kısaca belirtiniz. 6. Anladığımız kadarıyla, dengezislik çözüm sistemini TEİAŞ adına EPİAŞ yönetiyor. - Bu doğru mu? - Dengeden sorumlu taraflar EPİAŞ'a hangi aralıktaki teminatları sunabiliyor?

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

1. Aşağıdaki linke bakabilirsiniz:

https://www.epias.com.tr/piyasa-kayit-sureci

3. “Teminat Usul ve Esasları” belgesine (Madde 8) bakınız.

4. EPİAŞ tarafından yönetilen teminat sistemi

5. Ayrıntılı açıklamalar için “Teminat Hesaplama Prosedürü” belgesine bakınız.

8. Kabul sistemiyle ilgili gereklilikler ve diğer konular hakkında bilgi sahibi değiliz.

(Genel olarak, EPİAŞ’ın cevaplarının paylaşıldığı belgeye bakınız.)

28/09/2018



107

- Dengeden sorumlu bir taraf için teminat gerekliliğinin nasıl belirlenip güncellendiğini kısaca açıklayınız. - Piyasalara katılım ve dengesizlikler ile ilgili teminat gereklilikleri entegre bir şekilde yönetiliyor mu?

7. Bir piyasa katılımcısının temerrüde düşmesi halinde, teminatlar katılımcının borcunun tamamını karşılamak için yeterli değilse:

- EPİAŞ'ın kayıp parayı telafi etmek için kaynak olarak kullanabileceği bir garanti fonu var mı? - Fonun zararı telafi etmek için yeterli olmaması durumunda, kalan maliyeti kim ödüyor? (EPİAŞ'taki katılımcılar arasında bölüştürülüyor mu? Hangi kurallara göre?)

8. EXIST'e kabul konusundaki gereklilikler ve teminatlar hakkında, piyasa katılımcılarının ya da herhangi diğer paydaşların gündeme getirdiği sorunlar, zorluklar, şikayetler oldu mu?

EPIAS, EUD [Ödeme sistemi] 1. EPİAŞ hangi sıklıkta fatura düzenliyor ve teslim alıyor? Piyasa işlemleriyle ilgili faturalar ve dengesizlik uzlaştırmasıyla ilgili faturalar hakkında bilgi veriniz.

2. EPİAŞ tarafından kesilen faturalar, muhatapları tarafından ne zamana kadar ödenmek zorunda? Piyasa işlemleriyle ilgili faturalar ve dengesizlik çözümü ile ilgili faturalar hakkında bilgi veriniz.

3. Geç ödemelerin uygunluğuyla ilgili bazı göstergeler sununuz.

1.

2.

3.

4.

Genel olarak, EPİAŞ'tan gelen cevapların paylaşıldığı belgeye bakınız. Ayrıca, “Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği” belgesine bakınız.

28/09/2018

108

4. Ödeme sistemi ile ilgili olarak piyasa katılımcılarının gündeme getirdiği sorunlar, zorluklar, şikayetler oldu mu?

Konu 2. Geçmişe ilişkin ve fiili fiyat ve hacim verilerine dayanarak, Danışman, mevcut gün öncesi piyasasındaki fiyat mekanizmalarını ve fiyat oluşumunu analiz

etmeli ve değerlendirmeli ve Avrupa deneyimine odaklı bir şekilde dünyadaki deneyimlerden faydalanarak, manipülatif eylemlerin risklerini, müdahalelerin

fiyat oluşumuna olası etkilerini ve ortaya çıkabilecek bozulmaları, piyasa fiyatlarının uzun vadeli fiyat sinyalleri üzerindeki etkilerini araştırmalıdır.


o Soru / Bilgi Sorulara verilen yanıtlar Danışman tarafından

talep edilen okuma materyali /veri

Sağlanan okuma materyali/veri


EPİAŞ/ETKB

[manipülatif faaliyetlerin riskleri ve fiyat oluşumuna müdahale ] 1. Toptan satış piyasasının yapısını değerlendirmek için gerekli bilgiler. Veri talebi 1, 2 ve 3'e bakınız. 2. EÜAŞ'ın rolünün kapsamını değerlendirmek için gerekli ek bilgiler. Veri talebi 5’e bakınız. [olası bozulmaların varlığı ] 3. Fiyat - marjinal maliyet marjını ve EÜAŞ'ın teklif davranışını değerlendirmek için gerekli bilgiler. Veri talebi 6'ya bakınız. [piyasa fiyatlarının uzun vadeli fiyat sinyalleri üzerindeki etkinliği ]

1. Veri talebi 1, 2 ve 3’e verilen cevaba bakınız. 2. Veri talebi 5’ e verilen cevaba bakınız. 3. Veri talebi 6’ ya verilen cevaba bakınız. 4. Veri talebi 1, 2 ve 3'e verilen cevaba bakınız.

109

4. Rezerv marjını değerlendirmek için gerekli bilgiler (kapasite yeterliliği). Veri talebi 1, 2 ve 3’e bakınız.

Konu 3. Mevcut Şeffaflık ve Piyasa Gözetimi ve Uygun Müşteri Yönetimi sistem ve prosedürlerine özel dikkat gösterilmelidir. İlgili fırsatlar ve BPM ve spot

piyasada üzerindeki etkiler değerlendirilecek ve raporlanacaktır.

o Burada bu konuyu ele almaya yönelik için soru sorulmamıştır. Görev 1C ve 1B2A (Şeffaflık), 12b2b (Gözetim), 1B2c (Uygunluk) ile ilgili sorulara bakınız.

Konu 4. Tüm sınırlar ve tüm zaman dilimlerine göre, mevcut koşullardakii İthalat / İhracat piyasasına katılımın değerlendirilmesi. Yıllık, aylık, haftalık, günlük

veya Gün İçi Fiziksel İletim Haklarının (PTR) tahsisi, Türkiye'nin SEE CAO'ya katılımı, ve Gürcistan gibi diğer senkronize olmayan sistemlere sahip PTR'ler.


o Soru / Bilgi Sorulara verilen yanıtlar

Danışman tarafından talep edilen okuma materyali /veri

Sağlanan okuma materyali/verisi


TEİAŞ

1. 1. Türkiye'nin tüm sınırlarındaki nakil

haklarından, tahsis işlemlerine katılım

ve bundan elde edilen sonuçların

değerlendirilmesine yönelik ilave

bilgiler. Veri talebi 7'ye bakınız.

1. Veri talebi 7’ye verilen cevaba bakınız.

Konu 5. OTC piyasasının izlenmesine ve raporlanmasına ilişkin yöntemlerin, Türkiye'deki mevcut piyasa için alım satım, izleme ve düzenleme faaliyetlerinden

sorumlu kurumlar arasındaki sorumluluk dağılımının analizi açısından değerlendirilmesi (İzleme mekanizmasına yönelik altyapı ve BT desteğini de içeren,

OTC'ye yönelik piyasa izleme sistemi, ilgili taraflar arasında tartışılmalıdır). Değerlendirme, piyasa operasyonlarının ve piyasa izlemesinin şeffaflığı da dahil

olmak üzere EPİAŞ'ın tüm faaliyet ve işlevlerini kapsamalıdır.

Burada bu konuyu ele almak üzere soru sorulmamıştır. Görev 1C ve 1B2B (izleme gözetimi), 1B2A (şeffaflık) hakkındaki sorulara bakınız.)

Veri Talebi 0: Arz-talep dengesi ve güç sisteminin güvenilirliği - Hedef: TEİAŞ / ETKB

110

a) Simülasyon senaryoları oluşturmak için gerekli veriler:

- Gelecek 10+ yıl için talep tahmini senaryoları

- Gelecek 10+ yıl için kapasite geliştirme senaryoları

- Önümüzdeki 10+ yıl için yakıt fiyatı (yakıt türüne göre) tahminleri. Alternatif olarak, bu konuda referans alınan kaynaklar gösterilebilir (yani Dünya Bankası'nın

emtia tahminleri, Uluslararası Enerji Ajansı'nın (IEA) Dünya Enerji Görünümü senaryoları, vb.)

- Yenilenebilir enerji ile ilgili hedefler

o Resmi olarak açıklanmış olanlar (yani, Taraflar Konferansı (COP) 21'de kabul edilen veya yasal bağlayıcılığı olan mevcut hedefler)

o Arzu edilenler: Hedef koyulan (resmi taahhütlerin belirlendiği) yıldan sonraki yıllara ilişkin bir hedef senaryo tanımlanır.

- Hem Avrupa hem de Avrupa dışı komşularla tahmini uluslararası ara bağlantılar, kapasite (MW) ve öngörülen akışlar (GWh)

b) Kısıtların ve teklif bölgelerinin değerlendirilmesi:

- İletim şebekesinin haritası ve ana darboğazların tanımlanması (geçmişteki ve şimdiki)

- Önümüzdeki 10+ yıl için iletim şebekesi kapasite geliştirme senaryoları

- Geçici bölge sayısı ve bunlar arasındaki Net Aktarım Kapasitesi (NTC) - mevcut ve tahmini

- Bölgelerin coğrafi temsili ve toplam ulusal talebin bölge başına payı

- Her bir bölgedeki slektrik santrallerinin konumu - hem mevcut hem gelecekteki santraller

111

Veri Talebi 1, 2 ve 3: Arz-talep dengesi + Piyasa gücü değerlendirmesi – Hedef: TEİAŞ / EPİAŞ / ETKB

a) Son 5 yıl ve gelecek için (mevcut hükümetin veya düzenleyicinin planlarına göre) / Nominal gücü 10 MVA veya daha büyük olan (veya daha düşük bir eşik) her bir

santral için aşağıdakileri belirtiniz:

- Ünite tipi, en azından aşağıdaki detayda ayrıştırılmış olarak:

o Nükleer

o Şebekeye satış tarifesine tabi hidro elektrik santrali

o Şebekeye satış tarifesine tabi güneş enerjisi santrali

o Şebekeye satış tarifesine tabi rüzgar enerjisi santrali

o Şebekeye satış tarifesine tabi diğer santraller

o Piyasaya sunulacak hidroelektrik enerjisi

o Piyasaya sunulacak güneş enerjisi

o Piyasaya sunulacak rüzgar enerjisi

o CCGT (Birleşik Çevrimli Gaz Türbini) (BOT (Yap-İşlet-Devret) ve benzeri sözleşmeli...)

o OCGT (Açık Çevrimli Gaz Türbini) (Yap-İşlet-Devret) ve benzeri sözleşmeli...)

o Piyasaya sunulacak CCGT (sözleşmesiz)

o Piyasaya sunulacak OCGT (sözleşmesiz)

o Destekli kömür (yurtiçi linyit )

o Piyasaya sunulan kömür (desteksiz)

- İşletmeye alma tarihi

- Beklenen hizmetten çıkarma tarihi

- Beklenen bitiş tarihi:

o Şebekeye satış tarifesine tabi birimler için (veya benzeri): destek mekanizmasının sona erdiği tarih

o Yap İşlet Devret sözleşmeleri veya benzer sözleşmeler kapsamındaki birimler için: Yap İşlet Devret sözleşmelerinin veya benzer sözleşmelerin bitiş tarihi

o Destekli kömür üniteleri için: Destek mekanizmasının sona erme tarihi

- Piyasaya kapasite sunma hakkına sahip olan santral sahibi veya taraf (Not: Santral sahiplerinin kimliği anonimleştirilebilir, ancak tüm veri kümelerinde tutarlı

olmalıdır.)

- Sürekli olarak üretilebilen azami güç (veya nominal güç). Hangisine dair bilgilerin verildiğini belirtiniz.

- Kullanılan birincil yakıt tipi

- Sürekli olarak sağlanan güçte maksimum ısı oranı

- Varsa, gazın (veya kömürün) üretim birimine taşınmasının değişken maliyeti

- 2015, 2016, 2017 yıllarında (veri varsa Haziran 2018'e kadar) her saatteki fiili üretim

112

- 2015, 2016, 2017 yıllarında (veri varsa Haziran 2018'e kadar), birimin hizmet dışı olduğu gün (veya saat) sayısı

b) Son 5 yıl ve gelecek için (mevcut hükümetin veya düzenleyicinin planlarına göre), 10 MVA'nın altında nominal güce sahip tüm üreticiler için

- Aşağıdakiler için toplu kapasite:

o EÜAŞ'ın kontrolündeki tüm termik üniteler

o EÜAŞ dışındaki tarafların kontrolündeki tüm termik üniteler

o Tüm yenilenebilir enerji kullanan birimler: EÜAŞ tarafından kontrol edilen ve destek programı kapsamında olanlar (şebekeye satış tarifesine tabi olanlar)

o Tüm yenilenebilir enerji kullanan birimler: EÜAŞ haricindeki taraflarca kontrol edilen ve destek programı kapsamında olanlar (şebekeye satış tarifesine tabi

olanlar)

o Tüm yenilenebilir enerji kullanan birimler - EÜAŞ tarafından kontrol edilen ve piyasaya sunulacak olanlar (şebekeye satış tarifesine tabi olmayanlar).

o Tüm yenilenebilir enerji kullanan birimler - EÜAŞ dışındaki taraflarca kontrol edilen ve piyasaya sunulacak olanlar (şebekeye satış tarifesine tabi olmayanlar)

Not: Verileri daha alt detaylara göre sağlamak (yani: santral bazında) daha kolaysa, o şekilde sağlayınız.

- Aşağıdakiler için, 2015, 2016, 2017 yıllarında (veri varsa Haziran 2018'e kadar) her saatte gerçekleşen toplam üretim:

o EÜAŞ'ın kontrolündeki tüm termal üniteler

o EÜAŞ dışındaki tarafların kontrolündeki tüm termal üniteler

o Tüm yenilenebilir enerji kullanan birimler: EÜAŞ tarafından kontrol edilen ve destek programı kapsamında olanlar (şebekeye satış tarifesine tabi olanlar)

o Tüm yenilenebilir enerji kullanan birimler: EÜAŞ haricindeki taraflarca kontrol edilen ve destek programı kapsamında olanlar (şebekeye satış tarifesine tabi

olanlar)

o Tüm yenilenebilir enerji kullanan birimler - EÜAŞ tarafından kontrol edilen ve piyasaya sunulacak olanlar (şebekeye satış tarifesine tabi olmayanlar).

o Tüm yenilenebilir enerji kullanan birimler - EÜAŞ dışındaki taraflarca kontrol edilen ve piyasaya sunulacak olanlar (şebekeye satış tarifesine tabi olmayanlar)

Not: Verileri daha alt detaylara göre (santral bazında) sağlamak daha kolaysa, o şekilde sağlayınız.

c) 2015, 2016, 2017 yıllarındaki (veri varsa Haziran 2018'e kadar) ve gelecek için (mevcut Sistem Operatörü tahminlerine göre), saat bazında:

o Türkiye iletim şebekesindeki elektrik talebi

o Her bir sınırdaki sınır ötesi akışlar (ihracat ve ithalat arasındaki farkı belirtmek için işaret kullanınız)

o TEİAŞ'ın birincil, ikincil ve üçüncül rezerv gereksinimi

d) [BOTAŞ'la da ilgili] 2015, 2016, 2017 yıllarının (veri varsa Haziran 2018’e kadar) her ayı için:

o Enerji üretimi için gaz fiyatları (boru hattı ve GNL )

o Santral başına (veya bölgeye göre) elektrik üretimi için gaz mevcudiyeti

o Enerji üretimine yönelik gaz fiyatlarındaki fiyat değişikliklerinin tarihini ve nedenini belirtiniz.

113

o Gelecek 10+ yıl için gaz tarifesi tahminleri

Not: Gelecekteki veriler yıllık olarak sağlanabilir.

Not: Gelecekteki ithalat / ihracat tahminlerine ilişkinSistem Operatörü varsayımını açıklayınız (örneğin, uzun vadeli sınır ötesi anlaşmaların varlığı)

Veri Talebi 4: Türev ürünler piyasası – Hedef: BORSA

a) 2015, 2016 ve 2017 yıllarında Borsa'da işlem gören ürünleri, en az aşağıdaki detayları sunarak açıklayınız.

o Asgari hacim

o Nakit / fiziki mutabakat

o Kapı açılışı ve kapanışı

b) 2015, 2016 ve 2017 yıllarındaki (veri varsa Haziran 2018'e kadar) her gün için Borsada işlem gören her ürün için:

o İşlem hacmi

o İşlem sayısı,

o Taraflardan birinin EÜAŞ (veya EÜAŞ bünyesindeki şirketlerden biri) olduğu işlem sayısı

o Asgari fiyat, azami fiyat, ortalama fiyat

c) 2015, 2016, 2017, 2018 için (1 Ocak itibariyla)

o VOIP piyasasına abone olan piyasa katılımcılarının sayısı

Veri Talebi 5: Piyasa gücü (Veri talebi 1, 2 ve 3’e ek olarak) – Hedef: EPİAŞ / TEİAŞ

a) 2015, 2016, 2017 yıllarındaki (veri varsa Haziran 2018'e kadar) her saat için:

o Toplam tüketim (iletim şebekesi düzeyinde ölçülür): EÜAŞ'ın veya aynı gruba ait şirketlerin perakendeci sıfatıyla hareket ettiği nihai müşterilerin toplam

tüketimi.

Not: Saatlik olarak ölçüm yapılan müşteriler için veriler hemen sunulabilmelidir; yapılması gereken tek işlem, iletim ve dağıtım kayıplarını eklemektir. Fakat bu işlem de mutabakat amacıyla zaten daha önceden yapılmış olmalıdır.

114

Not: Saatlik olmayan ölçüm yapılan müşteriler için:

o Yük profili uygulanıyorsa, veriler hemen sunulabilmelidir.

o Eğer her bir coğrafi alanda, saatlik “artık yük” (toplam yük ile piyasa koşullarında sunulan yük arasındaki fark olarak tanımlanır) için dengeden sorumlu

taraf olarak hareket eden tek bir tedarikçi varsa, bize, EÜAŞ bünyesindeki bu tedarikçilerin “artık yükü” ile ilgili verileri gönderiniz.

Veri Talebi 6: Piyasa gücü (Veri talebi 1, 2 ve 3'e ve veri talebi 5’e ek olarak) – Hedef: TEİAŞ / EPİAŞ

a) 2015, 2016, 2017 yıllarındaki (veri varsa, Haziran 2018'e kadar) her saat için:

o Halihazırda EÜAŞ bünyesinde faaliyet gösteren şirketlerin (ve bağlı tedarik/perakende şirketleri de dahil olmak üzere EÜAŞ grubunun) gün öncesi

piyasasına sundukları teklifler. Lütfen tam teklif kaydını (teslimat saati, teklif edilen MW, sözleşmeye bağlanan MW, teklif bedeli, sözleşme bedeli ...)

ekleyin.

o Halihazırda EÜAŞ bünyesindeki (ve EÜAŞ grubuna ait) her şirket tarafından sunulan teklifler. Lütfen tam teklif kaydını ekleyin.

o İki taraflı sözleşmelerde, halihazırda EÜAŞ bünyesndeki (ve bağlı tedarik/perakende şirketleri de dahil olmak üzere EÜAŞ grubuna ait) her bir şirket

tarafından satın alınan ve satılan hacimler (raporlanmış olması halinde, şirket içi enerji transferleri de dahil)

o Aynı şirketler tarafından nihai olarak programlanmış hacimler (enjeksiyon ve geri çekmeler ayrı tutularak)

Veri Talebi 7: Sınır ötesi kapasite tahsisi– Hedef: TEİAŞ

a) 2015, 2016 ve 2017 yıllarındaki (veri varsa, Haziran 2018'e kadar) her saat için ve her bir sınır ötesi tahsis için (yıllık, aylık, günlük kapasite için ihaleler, kesin, kesilebilir

...), her sınır ve her akış yönü için:

o Teklif edilen hacimler

o Sözleşmeye bağlanan toplam hacimler

o Halihazırda EÜAŞ'a (ve EÜAŞ grubuna) ait şirketlerle sözleşmeye bağlanan hacimler

o Marjinal sözleşme bedeli, ortalama sözleşme bedeli (marjinal bedelden farklıysa)

115

6.3 Ek C – Sözleşme Görüşmeleri Tutanaklari

ENERJİ PİYASASININ GELİŞTİRİLMESİ İÇİN DANIŞMANLIK HİZMETLERİ (CS-02a)

Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı (ETKB)

ile

MRC Consultants and Transaction Advisers Ortak Girişimi (OG Lideri / İspanya), ECCO International (OG Ortağı / ABD) ve Exergia (OG Ortağı / Yunanistan)

ARASINDAKİ

GÖRÜŞMELERİN TUTANAKLARI

05.07.2018 – 27.08.2018

KONU : RFP No. EU IPA13/CS02a Hibe No. TF019255

Irrigation Management Transfer Project

TOPLANTI KATILIMCILARI :

ENERJİ VE TABİİ KAYNAKLAR BAKANLIĞI VE FAYDALACINI KURUMLAR ADINA:

ADI KURUMU GÖREVİ

Süleyman Mümin BULUT ETKB Dış İlişkiler ve Uluslararası Projeler Genel Müdürlüğü

IPA Destek Birimi Değerlendirme Komitesi Başkanı

Engin BOSTANCI ETKB Dış İlişkiler ve Uluslararası Projeler Genel Müdürlüğü

AB Uzmanı

Gökçen KASAPOĞLU YARAMIŞ

ETKB Dış İlişkiler ve Uluslararası Projeler Genel Müdürlüğü

Uzman Yardımcısı

Asude KORUCUOĞULLARI EPDK Uzman Yardımcısı

Duygu DOĞAN BOTAŞ Baş Mühendis

Egehan GÜRBÜZ TEİAŞ Uzman Değerlendirme Komitesi Üyesi

Abdullah KORKMAZ İstanbul Enerji Borsası (EXIST) Spot Elektrik Piyasası Yöneticisi

Avni ÇEBİ İstanbul Enerji Borsası (EXIST) Strateji Geliştirme Direktörü

Hasan SİLAHTAROĞLU İstanbul Enerji Borsası (EXIST) Strateji ve İş Geliştirme Birim Yöneticisi

116

MRC CONSULTANTS AND TRANSACTION ADVISERS, ECCO INTERNATIONAL, EXERGIA OG ADINA:

ADI KURUMU GÖREVİ

Jorge COLOMER MRC (OG Lideri) İş Geliştirme Direktörü

Guido CERVIGNI DFC Economics (Bireysel Uzman) Takım Lideri ve Enerji Borsası Uzmanı

George VLONDAKIS Exergia (OG Ortağı) İş Geliştirme Direktörü Kilit Olmayan Uzman

Orhan ÇITANAK Tara Development (Bireysel Uzman) Enerji Piyasası Uzmanı

Elif DÜŞMEZ TEK Deloitte Türkiye (Bireysel Uzman) Ortak Yerel Proje Koordinatörü

Aslı POYRAZ KUNT Deloitte Türkiye (Bireysel Uzman) Kıdemli Yönetici

1. Giriş

Bu Müzakere Tutanakları, bir tarafta Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı (bundan sonra Müşteri olarak anılacaktır), diğer tarafta MRC Consultants and Transaction Advisers, ECCO International, Exergia OG (bundan sonra “Danışman” olarak anılacaktır) arasında, Müşteriye sunulacak olan Enerji Piyasasının Geliştirilmesi için Danışmanlık Hizmetleri (CS-02a) kapsamında hazırlanmıştır.

2. Selected Consultancy Proposal

ECCO International, Exergia, MRC Consultants and Transaction Advisers Ortak Girişiminin teklifi seçilmiştir.

Danışmanlık Hizmetleri için mali teklif, vergiler hariç 1.190.125,00 Euro'dur

3. Sözleşme Müzakereleri

Teknik ve mali teklifler 13 Haziran 2018'de sunuldu. Danışmanların tekliflerindeki belirli maddeleri görüşmeyi, açıklığa kavuşturmayı ve müzakere etmeyi amaçlayan sözleşme görüşmeleri 5 Temmuz 2018'de başladı.

4. Açılış yorumları

ETKB adına Süleyman Mümin Bulut, görev ekibini tanıttı ve projenin başarılı bir şekilde tamamlanmasına yönelik iyi dileklerini dile getirdi.

5. Yazılı yetkilendirme yazısının sunulması

Danışman adına Jorge COLOMER, müzakere sözleşmelerine davet edildikleri için teşekkürlerini iletti ve daha sonra Temsilci, MRC Consultants and Transaction Advisers, ECCO International, Exergia OG adına yetkilendirilmiş olduğunu gösteren imza sirkülerini sundu.

117

6. İşin kapsamı ve iş tanımı

İş Tanımı (ToR) ve Sözleşmenin Özel Koşulları aşağıdaki gözden geçirildi, müzakere edildi ve aşağıdaki hususlar netleştirildikten sonra kabul edildi:

118

Madde No.

Sayfa No. ETKB Yorumları Danışman Yorumları

1

ETKB, “Görev 1B-2 (İş Başı Faaliyetleri - Eğitim ve uygulama desteği” kapsamındaki uygulamalı eğitimlerin KU1, KU2, KU4, KOU8 ve KOU11 tarafından, en az 0,75 aylık Kilit Uzman girdisi sağlanarak verilmesini talep etti.

Kabul edildi. Uzmanların müsaitlik durumu buna göre ayarlanacak.

2 Görev 2'nin uygulanması sırasında KU2'nin Türkiye'deki paydaşlarla en az 0,5 aylık personel girdisi sağlayarak çalışabileceğinin teyidini istedi.

Kabul edildi. İlgili uzmanın müsaitlik durumu buna göre ayarlanacak.

3

Bölüm 7

İş Tanımı

4.1.1. Görev 1.A

s.61

Elektrik Piyasası Analiz ve Tavsiye Raporlarında (EMAR ve EMRR), aşağıdaki gibi konular kapsamındaki analiz ve tavsiyelere yer verilmesi beklenmektedir:

− Yeni giriş maliyetinden daha düşük bir toptan satış fiyatı,

− Borsa İstanbul’da likiditenin azalması,

− Benzer komisyoncuların piyasadan çıkışı,

− Dengeleme Piyasasının tasarımı,

− RES girişine ilişkin gerekli reformlar, − Aktörlerin finansal kapasitesinin

sürdürülebilirliği ve bunun yatırım ortamına etkileri.

Kabul edildi. EMAR ve EMRR raporları, danışmanın, 3. maddede listelenen konulara ilişkin analiz ve tavsiyelerini içerecektir.

119

Madde No.


4

Bölüm 7

İş Tanımı

4.1.2. Görev 1.B-1.1

s.63

Elektrik Borsası Değerlendirme Raporu (EEMAR) ile ilgili olarak mevcut durumun ve mevzuatın incelenmesi, dengeleme güç piyasasının gözden geçirilmesini de içermelidir.

Kabul edildi. EEMAR raporu, dengeleme güç piyasasının gözden geçirilmesini içerecektir.

5

Bölüm 7

İş Tanımı

4.1.2. Görev 1.B-1.1

s.63

Elektrik Borsası Tavsiye ve Yol Haritası Raporuna (EEMRR) ilişkin olarak, boşluk analizleri ve Danışman tarafından hazırlanacak yol haritası şunları da kapsamalıdır:

o Dengeden sorumlu taraf ve grupların başvuruları

o Fiziksel mutabakat sağlanmış olan vadeli piyasa

süreçleri ve yöntemleri (finansal mutabakat,

teminat mekanizması, vb.)

o Piyasa temelli talep tarafı yönetimi

Danışmanın bu 2 alanda en iyi AB uygulamalarını sunması ve analiz ve tavsiyelerini bu deneyimlere dayandırması beklenmektedir.

Kabul edildi. EEMRR raporu, 5. maddede listelenen hususları kapsayacaktır.

Aynı şekilde, danışman, bu 2 alandaki en iyi AB uygulamalarını sunacak ve analiz ve tavsiyelerini bu deneyimlere dayandıracaktır.

120

Madde No.


121

Madde No.


6

Bölüm 7

İş Tanımı

4.1.2. Görev

1.B

1.1

s.63

Elektrik Borsası Değerlendirme Raporu'na (EEMAR) ilişkin olarak, ETKB, farklı fiyat bölgeleri ve piyasa ayrışımı ile ilgili konuların 4.1.4. Görev 1.D.1 kapsamında ele alınmasını talep etmektedir.

Kabul edildi. EEMAR raporuyla ilgili olarak, farklı fiyat bölgeleri ve pazar ayrışımı ile ilgili konular 4.1.4. Görev 1.D.1 kapsamında ele alınacaktır.

7

İş Tanımı

Bölüm 9 Hizmetlerin

Süresi

ETKB, Elektrik Piyasası Değerlendirme Raporunun; Elektrik Borsası Değerlendirme Raporunun; Şeffaflık, Piyasa Gözetimi ve Uygun Müşteriler Hakkında Değerlendirme Raporunun; ve İletişim ve Görünürlük Planının, hizmetlerin başlamasından sonraki 8 hafta içinde teslim edilmesini talep etmektedir.

Ayrıca ETKB, Çalışma Ziyareti-1'in, hizmetlerin başlamasından sonraki 12 hafta içinde, tercihen Elektrik Borsası Değerlendirme Raporunun tamamlanmasından hemen sonra düzenlenmesini talep etmektedir. Ziyaretin özellikle vadeli işlem ve türev piyasalarına odaklı olması beklenmektedir.

Kabul edildi.

122

Madde No.


8

Section 7

Terms of Reference

4.1.2. Task 1.B

1.2

p.67

Şeffaflık, Piyasa Gözetimi ve Uygun Müşteri Yönetim Sistemi Değerlendirme ve Tavsiye Raporları (TMSECAR ve TMSCRR) ve bu alanlarda EPİAŞ personeline verilecek olan 30 günlük iş başı eğitimi ile ilgili olarak, elektrik piyasasında Uygun Müşteri Yönetim Sistemine özel önem verilmelidir. Bu kapsamda ETKB aşağıdaki hususların ele alınmasını talep etmektedir:

(i) Mevcut uygun müşteri faaliyetleri, (ii) EPDK, EPİAŞ ve diğer paydaşların görev ve sorumlulukları, (iii) dünya genelinde model değiştirme konusundaki en iyi uygulamaların değerlendirilmesi

Anahtarlama ve elektrik tedarikçisi yönetim sistemi mekanizmasının iyileştirilmesi için destek sağlanması.

Elektrik Piyasası veri yapılarının (uygun müşteriler, şirketler, Uzlaştırmaya Esas Veriş-Çekiş Birimi (UEVÇB), santral, sayaç, adres ve bunların biribiriyle olan ilişkileri gibi) merkezi veri yönetimine yönelik potansiyel çözümler ve dünya çapındaki en iyi uygulamalar.

Geriye dönük düzeltmeler dahil olmak üzere verilerde yapılan değişiklikleri depolamayı ve bu düzeltmeleri anında takip etmeyi sağlayan veri modeli yapısına ilişkin tavsiyeler

Kabul edildi. Görev 1.B-1.2 ve EPİAŞ personeline verilecek 30 günlük ilgili eğitim kapmsaında danışman, 7. maddede listelenen, tamamı Türkiye elektrik piyasasında Uygun Müşteri Yönetim Sistemiyle bağlantılı olan konuları ele alacaktır.

123

Madde No.


Yukarıdaki tüm alanlarla ilgili işlevsel gereklilikler hakkında tavsiyeler.

9

Bölüm 7

İş Tanımı 4.1.2. Görev

1.B

1.2 p.67

Şeffaflık, Piyasa Gözetimi ve Uygun Müşteri Yönetim Sistemi Değerlendirme ve Tavsiye Raporları (TMSECAR ve TMSCRR) ve bu üç alanda EPİAŞ personeline verilecek olan 30 günlük uygulamalı eğitim ile ilgili olarak, ETKB, raporun ve uygulamalı eğitimin, hem TMSECAR'da hem de TMSCRR'de tartışılacak olan AB en iyi uygulamalarına paralel olarak, gaz saydamlığı platformuna ve gaz saydamlığı platformunun teknik şartnamelerine ilişkin taslak mevzuat hakkında tavsiye ve girdiler içermesini talep etmektedir.

Anladığımız kadarıyla:

Gaz [piyasasına ilişkin] şeffaflık faaliyetlerinin sorumluluğu EPİAŞ'ta olacak ve gaz şeffaflık platformu için ayrı bir veri tabanı / uygulaması olmayacak; gaz ve elektrik şeffaflık platformları aynı sistem üzerinden çalışacaktır.

Şeffaflık platformu halihazırda devrededir ve işlemektedir ve yakın zamanda, doğal gaz iletim verilerini yayınlamaya başlamıştır (sınırlı kapsam).

Toplam 30 günlük süre aynı kalacak ve (i) Şeffaflık Platformunu (Elektrik ve Gaz), (ii) Piyasa Gözetimi nive (iii) Uygun Müşteri Yönetim Sistemini kapsayacaktır.

Başlangıç fazında, 30 gün, yukarıda Madde 7'de belirtilenler gibi konulara bölünecek ve detaylı bir iş başı eğitim programı hazırlanacaktır.

Danışman, kararlaştırılan iş başı eğitim programında yer alan eğitim oturumları için gerekli hazırlıkları yapacak ve EPİAŞ tesislerinde 30 günlük eğitim verecektir.

Bu eğitimler, ilgili alanda uzmanlığa sahip bir veya daha fazla uluslararası veya yerel danışman tarafından verilecektir.

Bu anlayışa dayalı olarak Danışman şunları kabul etmektedir:

124

Madde No.


Mevcut şeffaflık platformunun BT altyapısını gözden geçirmek ve Müşteriye, tüm ilgili AB düzenlemeleri (REMIT ve diğer) ve AB uygulamaları ile uyumlu olarak hem elektrik hem de gaz platformlarının teknik açıdan iyileştirilmesine yönelik tavsiyelerde bulunmak.

AB mevzuatına uygun olarak hem elektrik hem de gaz [piyasalarının] şeffaflığını kapsayan bir taslak mevzuat taslağı için tavsiyeler ve girdiler sunmak

10

Bölüm 7

İş Tanımı 4.1.3. Görev

1.C

1.2 p.67

BPM Değerlendirme ve Tavsiye Raporları, analizler ve değerlendirme çalışmaları, birincil ve ikincil arz metodolojilerini de içermelidir; dengeleme güç piyasası ve uzlaştırma sürecindeki süreç ve emir türleri, farklı yardımcı hizmet argümanlarının karşılaştırılması.

Ayıca, İş Tanımı uyarınca tüm bu konuların, BPM Değerlendirme ve Tavsiye Raporlarında ele alınacak olan boşluk analizi, uygulama yol haritası ve tavsiyeler kapsamında ele alınmalıdır.

Kabul edildi. BPM Değerlendirme ve Tavsiye Raporları, 9. maddede listelenen konuları içerecektir.

11

Bölüm 7

İş Tanımı

4.1.4. Görev 1.D-1

s.69

Elektrik Piyasası Eşleştirme Değerlendirme ve Tavsiye Raporlarının (EMCAR ve EMCRR), birbiriyle ilişkili ve birbirini tamamlayıcı olarak kabul edilen Piyasa Ayrışımı ve Piyasa Eşleştirme konularını kapsaması beklenmektedir. Bu nedenle, ETKB, teklif bölgelerinin tanımlanması ve seçilen AB ülkelerinden en iyi uygulamaların dahil olduğu piyasa

Kabul edildi. Eşleşen motor teknolojilerinin kullanımı ile ilgili olarak üst düzey bir analiz yapılacağı da not edildi.

Aynı yaklaşım, Euphemia ve XBID'in Türkiye'de uygulanabilirliği açısından teknik altyapı ve piyasa tasarımı için de geçerlidir.

125

Madde No.


ayrışımı kurallarına ilişkin bir metodoloji teklifine özel önem verilmesini talep etmektedir.

Danışmandan, önerilen ayrışım metodolojisini uygulamaya yönelik bir yol haritası sunması da beklenmektedir. Eşleşen motor teknolojileri ve dünya çapındaki kullanımlarının analiz edilmesi beklenmektedir. Rapora Euphemia ve XBID'in Türkiye'de uygulanabilirliği açısından teknik altyapı ve piyasa tasarımı da eklenecektir.

12

Bölüm 7

İş Tanımı

4.1.4. Görev 1.D-2

s.70

Yeşil Sertifika Sistemi Değerlendirme ve Tavsiye Raporları (GCSAR ve GCSRR) ile ilgili olarak, en iyi uygulamaların ve olası risklerin analizi ve değerlendirmesi, alım satımın yönetimini ve izlenmesini ve sertifikaların ihracı / devri / iptali / feshi konularını içermelidir. Ek şartlar, ilkeler ve uygulamalara ilişkin taslak tanımların oluşturulmasında EECS temelli standardizasyon ve kayıt kurallarından yararlanılmalıdır.

Kabul edildi. GCSAR ve GCSRR, 12. maddede listelenen konuları içerecektir.

13

Bölüm 7

İş Tanımı

4.1.5. Görev 1.E

s.71

Çalışma Ziyaretleri 1 ve 2 ile ilgili olarak, ETKB, ziyaret edilecek kurumların / ülkelerin ETKB onayına tabi olmasını talep etmektedir.

Kabul edildi. Başlangıç Görevi ve Başlangıç Raporunda, danışman bu ziyaretlerin ayrıntılı bir gündemini sunacaktır

Gündemin ETKB’nin onayına tabi olacağını not ettik.

126

Madde No.


14

Bölüm 7

İş Tanımı

4.2.4. Görev 2.D

s.75

Çalışma Ziyareti-3 ile ilgili olarak, ETKB, danışmanın çalışma ziyaretinden en az 1 ay önce çalışma ziyaretinin taslak bir gündemini (bir gaz borsasına, bir düzenleyici kuruma ve ENTSO-G'ye, şeffaflık ve vadeli işlemler piyasası konularına odaklanarak) sunmasını talep etmektedir. ETKB, ziyaret edilecek kurumların / ülkelerin ETKB’nin onayına tabi olmasını talep etmektedir.

Kabul edildi. Danışman, Çalışma ziyareti 3'ü İş Tanımı gereklilikleri uyarınca düzenleyecektir.

Gündemin ETKB’nin onayına tabi olacağını not ettik.

Başlangıç Görevi ve Başlangıç Raporunda, danışman bu ziyaretin ayrıntılı bir gündemini sunacaktır.

15

İş Tanımı

Bölüm 5 Çıktılar

Kabul edildi. Çıktılarla ilgili olarak, çalışma planını optimize etmek için Danışman, raporların bazılarını ikiye bölmeyi (Değerlendirme Raporları ve Tavsiye Raporları olarak) ve Ek 1'de gösterildiği gibi yeniden adlandırmayı önermektedir

16 Veri Föyü, mad. 16.3

Kabul edildi. Veri Föyündeki 16.3 no'lu madde doğrultusunda; Sözleşme bedeli 1.190.125,00 Avro + Vergiler (Damga Vergisi) olarak, yani 1.201.515,37 Avro olarak güncellenecektir. Fakat, belirtilen Tebliğ uyarınca, aşağıdaki ifade sözleşmeye eklenmiştir:

“08/05/2009 tarihli, 27222 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan 1 sıra no'lu Türkiye-AB Çereve Anlaşması Genel Tebliğinin, Damga Vergisi

Vergi konusunda, danışman, müşteriden, Veri Formunun 16.3 no'lu Maddesi uyarınca aşağıdaki vergi ve harçlardan muaf tutulmayı rica etmektedir:

Sözleşme, kural olarak, Türkiye Cumhuriyeti ile AB arasında 2008 yılında imzalanan, 5824 sayılı Yasa ile onaylanan Çerçeve Anlaşmanın ve 08.05.2009 tarihli Türkiye-AB IPA Kararının hükümleri uyarınca Katma Değer Vergisi (KDV), Özel Tüketim Vergisi (ÖTV), Motorlu Taşıt Vergisi, Özel İletişim Vergisi, Miras ve Devir Vergisi, gümrük veya ithalat vergileri ve harçları ve / veya

127

Madde No.


Muafiyeti ve Uygulamasının 4.7 no'lu maddesi uyarınca Danışman, bu sözleşmeden veya Müşteri ile imzalanacak herhangi bir Sözleşmeden doğan damga vergisinden muaf olmayacaktır. Buna göre, Danışman bu Sözleşmeye ve / veya Müşteri ile imzalanacak diğer sözleşmelere ilişkin damga vergisini, 488 No'lu Damga Vergisi Kanunundaki Tablo I'e göre ödeyecektir. İlgili tutar 2018 yılı için Tablo I'de 9,48 / 1000 olarak belirlenmiştir. Danışman, damga vergisi ödemeye hak kazanabilmek için Vergi Dairesi'nden, potansiyel bir vergi mükellefi olarak bir vergi kimlik numarası alacaktır. Damga Vergisi Kanunu Genel Tebliği çerçevesinde, sözleşmeye ilişkin damga vergisinin Vergi Dairesine ödenmesi ve Vergi Kimlik Numarasının, "Tahakkuk Fişinin" ve "Makbuz Belgesi"nin, ödemenin kanıtı olarak Müşteriye sunulması gerekmektedir.”

eşdeğer etkilye sahip diğer vergilerden, damga veya tescil vergilerinden veya diğer harçlardan muaftır.

Mali teklifimizin, ihale dokümanında verilen bilgilere dayanarak hazırlandığını hatırlatmak isteriz.

Fiyat teklifimiz net rakamlar üzerinden ve vergi hariç olduğundan, Bilgi Formunun 16.3 no'lu Maddesinde belirtilen bilgilerden dolayı veya ihale dokümanlarında bilgi verilmeyen damga vergisi konusunda cezalandırılmış olacağız.

Hizmet sözleşmesinde damga vergisi uygulanması gerekiyorsa, sözleşme değerini damga vergisinden etkilenmeyeceğimiz şekilde artırma husununu değerlendirmenizi rica ederiz (bkz. BÖLÜM II - Kısım 8. Sözleşme Koşulları ve Sözleşme Formları - III. Sözleşme Özel Koşulları, madde 38.1).

17 İş Tanımı,

Bölüm 5

Kabul edildi. Projenin uygulanışını hızlandırmak ve sözleşme fonlarını İş Tanımı kapsamındaki faaliyetlerin geliştirilmesine ve bu tutanaklarda listelenen diğer ek taleplere uygun bir şekilde tahsis edebilmek amacıyla, Danışman, Danışman, kilit çıktıların (Başlangıç Raporu, EMAR, EMRR, EEAR, EERR, TMSECAR, TMSECRR, BPAR, BPMR, EMCAR, EMCRR, GCSAR, GCSRR, NGAR, NGRR,

128

Madde No.


DLNGE, Nihai rapor) yalnızca nihai versiyonlarının, raporun orijinal diline bağlı olarak Türkçeye veya İngilizceye çevrilmesini önermiştir.

18

İş Tanımı

Bölüm 4.2

Görev 2

Kabul edildi. Danışman, teklifinde, aşağıdaki hususları göz önünde bulundurarak Görev 2A, Görev 2B ve Görev 2C'yi birleştirmeyi ve kapsamı, mevcut koşullara uygun hareket edecek ve Türkiye gaz piyasasının çıkarlarını maksimize edecek şekilde düzenlemeyi önermiştir:

- EPDK, 21 Eylül 2017 tarihinde Organize Toptan Doğal Gaz Satış Piyasası İşletim Usul ve Esaslarını (PUE) yayınlamıştır.

- EPDK ayrıca 8 Mart 2018 tarihinde yayınladığı bir kurul kararıyla, dengeleme ve spot piyasa işlemlerinin PUE'ye uygun olarak yapılmasını sağlamak için İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemeleri nde(ŞİD) değişiklik yapmıştır.

- EPiAŞ, şu özelliklere sahip Sürekli Ticaret Platformunun tasarım ve geliştirme çalışmalarını halihazırda tamamlamış durumdadır: (i) Spot piyasa işlemlerini mümkün kılan, (ii) BOTAŞ Ulusal Gaz Kontrol Merkezinin dengeleme amacıyla gaz alıp satabileceği bir ortam olarak davranan, ve (iii) Dengesizliklerin finansal olarak uzlaştırılması işlemlerini PUE'ye uygun olarak yapan.

- EPIAS has already completed the design and development of the Continuous Trading Platform, which (i) enables the spot market operations, (ii) acts as an environment where BOTAS National Gas Control Centre will be able to buy and sell gas for balancing purposes and (iii) handles the financial settlement of imbalances, in compliance with market operations code.

129

Madde No.


- 1 Nisan 2018’de 5 aylık bir deneme süresi başlamış olup, piyasa

operasyonlarının, bu Sözleşmedeki hizmetlerin planlanan

başlangıç tarihi olan 1 Eylül 2018’de başlaması beklenmektedir.

Danışman, teklifinde, Görev 2A, Görev 2B ve Görev 2C'yi birleştirmeyi ve kapsamı, mevcut koşullara uygun hareket edecek ve Türkiye gaz piyasasının çıkarlarını maksimize edecek şekilde düzenlemeyi önermiştir. Görev 2A, Görev 2B ve Görev 2C (yeni adıyla Görev 2ABC) ile ilgili olarak Danışmanın önerdiği kapsam aşağıdaki gibidir:

- - Türkiye Gaz Piyasasının yanı sıra, EPİAŞ’ın Sürekli Ticaret

Platformu’nun mevcut durumunun, test / sanal ticaret döneminde

tespit edilen konulara odaklanarak aşağıdaki hususları da içerecek

şekilde değerlendirilmesi:

o Dengeleme gazı temini ve dengeleme gazı fiyatlarının

oluşumuna ilişkin rekabetin seviyesi,

o Başta dengeleme ve dengesizlik çözüm işlemleri için EPİAŞ

ve BOTAŞ TSO sistemleri arasında entegrasyon,

o BOTAŞ TSO'nun dengeleme işleminin tasarımı,

o BOTAŞ Ticaret'in gaz piyasasını ve spot piyasayı

dengelemeye yönelik fiyat metodolojisi / stratejisi ve

bunun spot fiyatlar ve dengeleme gaz fiyatları ve piyasa

gelişimi üzerindeki etkisi,

o Sistem giriş kapasitesi, tahsisi ve piyasa gelişimine etkisi,

130

Madde No.


o Likidite ve fiyat oluşumu (Özellikle talebin 250-280 mcm /

gün olduğu kış zirveleri ve / veya yaz aylarındaki düşük

seviyeler sırasında talep - fiyat korelasyonu, talebe cevap,

Türkiye Piyasa Fiyatları ile Avrupa Merkez Fiyatları

arasındaki korelasyon, toptan fiyatlar ile perakende

fiyatları arasındaki korelasyon) ,

o Şeffaflık

o Dengesizliklerin çözümü için ölçüm verilerinin güvenilirliği

ve zamanında sağlanması,

o EPİAŞ ve BOTAŞ BT sistemlerinin güvenilirliği ve güvenliği,

o Tıkanıklık ve kesme yönetimi metodolojisi,

o Riskten korunma gereklilikleri ve riskten korunma

araçlarının kullanılabilirliği,

o Sınır ötesi işlemler,

o AB uygulamalarına ve düzenlemelerine uyuma yönelik

diğer iyileştirme alanları.

- Önde gelen Avrupa borsalarındaki aşağıda verilen uygulamaları,

AB / ENTSO-G Kodlarını ve ayrıca Türkiye Enerji Politikasının aşağıdaki hedeflerini göz önünde bulundurarak, boşlukların ve iyileştirme alanlarının belirlenmesi:

o Giriş kapasitesini ve cazip yeni oyuncuları artırarak, arz

güvenliğini ve arz çeşitliliğini artırmak.

131

Madde No.


o Daha düşük tüketici fiyatlarına sürdürülebilir bir şekilde

ulaşabilmekiçin rekabeti artırmak ve enerji sistemini

optimize etmek.

o Bölgesel bir gaz merkezi olmak.

- Aşağıdakiler de dahil olmak üzere, belirlenen konulara yönelik tavsiyeler geliştirilmesi:

o Düzenlemelerde değişiklik yapmaya ilişkin öneriler,

o Bilgi teknolojisini ve sistemlerini iyileştirmeye yönelik

projeler,

o BOTAŞ, EPİAŞ ve ETKB'ye yönelik metodolojiler, süreçler,

ürünler ve hatta politikalar.

- Tüm bulgu ve tavsiyeleri bir yol haritası ile birlikte sunmak için bir değerlendirme ve tavsiye raporu hazırlamak ve sunmak.

- Tüm bulgu ve tavsiyeleri bir yol haritası ile birlikte sunmak için Çalıştay 5'i gerçekleştirmek.

Buna göre, Danışmanlar raporlama gerekliliklerinin aşağıdaki gibi değiştirilmesini önermektedir:

• Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu

Değerlendirme Raporu (NGAR)

• Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu Tavsiye

Raporu (NGRR)

• Doğal Gaz Borsası Taslak Mevzuatı - DLNGE Raporu

• Çalıştay 5 Raporu

132

Madde No.


Bu raporları, aşağıdaki raporların yerine önermektedir: • Doğal Gaz Borsası Raporu (NGER)

• GTP Tasarımı Raporu (GTPDIR)

• GTP Deneme İşletmesi Raporu (GTPTOR)

• Doğal Gaz Borsası Öğeleri Hakkında Taslak Mevzuat (DLNGE)

• Çalıştay-5 Raporu

• GTP Deneme İşletmesi Raporu (GTPTOR)

Ayrıca, revize edilmiş kapsamın, Danışmanın orijinal teklifinde zaten mevcut olduğunu ve Danışmanın finansal teklifinin, bu revize edilmiş kapsama göre hazırlandığına dikkat çekmek isteriz. Bu değişiklik, proje kapsamını genişletecek ilaveler yapmak ve / veya sözleşme müzakereleri sırasında fiyatı daha da düşürmek için meşru bir neden teşkil etmemektedir.