_PortalAdmin_Uploads_Content_FastAccess_e1bc8ff069607.docx
FARK FONUNA İLİŞKİN UYGULAMA PROSEDÜRÜ
Amaç
MADDE 1 – (1) Bu Prosedürün amacı Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği uyarınca Gün Öncesi Piyasası’na kayıtlı olan tüm piyasa katılımcılarından Gün Öncesi Piyasası kapsamında yuvarlama ve blok teklifler sebebiyle oluşan günlük sistem alış tutarı ve sistem satış tutarı arasındaki farkın finanse edilmesi için alınan fark fonuna ilişkin uygulama esaslarının belirlenmesidir.
Kapsam
MADDE 2 – (1) Bu Prosedür, fark fonuna ilişkin uygulama esaslarını kapsar.
Dayanak
MADDE 3 – (1) Bu Prosedür 14 Nisan 2009 tarihli ve 27200 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin geçici 23 üncü maddesi uyarınca hazırlanmıştır.
Fark fonuna ilişkin genel esaslar
MADDE 4 – (1) Gün Öncesi Piyasası’na kayıtlı olan tüm piyasa katılımcılarından Gün Öncesi Piyasası kapsamında arz ile talep eğrilerini kesiştirme işlemi sırasında daha yüksek duyarlıklı yapılan işlemleri Nihai Piyasa Takas Fiyatı’nda kuruş ve miktarda da lot seviyesine getirmek amacıyla yapılan yuvarlamalar ile blok teklifler sebebiyle oluşan günlük sistem alış tutarı ve sistem satış tutarı arasındaki farkın finanse edilmesi amacıyla fark fonu alınır.
(2) Piyasa katılımcısı bazında toplanacak fark fonu tutarı aşağıdaki şekilde hesaplanır:
a) Piyasa katılımcısının ilgili ay için ödemekle yükümlü olduğu gün öncesi dengeleme piyasa işletim ücreti tutarı, ilgili aydaki toplam gün öncesi dengeleme piyasa işletim ücreti tutarına bölünerek katılımcı bazında bir ödeme oranı elde edilir.
Her bir gün için Gün Öncesi Piyasası’na ilişkin toplam sistem satış tutarından, toplam sistem alış tutarının düşülmesiyle günlük fark fonu tutarı hesaplanır.
Hesaplanan günlük fark fonu tutarı;
negatif ise günlük fark tutarı ile bu fıkranın (a) bendi uyarınca hesaplanan ödeme oranı çarpılarak, Gün Öncesi Piyasası’na katılan her bir piyasa katılımcısına ödenmesi gereken,
pozitif ise günlük fark tutarı ile bu fıkranın (a) bendi uyarınca hesaplanan ödeme oranı çarpılarak, Gün Öncesi Piyasası’na katılan her bir piyasa katılımcısı tarafından ödenmesi gereken
günlük fark fonu tutarı belirlenir.
ç) Belirlenen günlük fark fonu tutarı, ertesi güne ilişkin duyurulan avans ödeme bildirimi içerisinde “fark fonu tutarı” olarak yer alır.
d) Fark fonu tutarı ödemesi Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin 132/Ç maddesinde belirtilen süreler dahilinde avans ödemesi olarak gerçekleştirilir. Ödemenin belirtilen süreler dahilinde yerine getirilmemesi durumunda Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin 132/D maddesinde yer alan hükümler uygulanır.
e) Her bir piyasa katılımcısı için bu fıkranın (c) bendi uyarınca hesaplanan tutarların aylık toplamı, fark fonu tutarı olarak ilgili ayın faturasında gösterilir.
Bir piyasa katılımcısının Gün Öncesi Piyasası’na yeni dahil olması durumunda ödenecek tutar
MADDE 5 – (1) Gün Öncesi Piyasası’na yeni kayıt yaptıran katılımcılar, piyasada yapmış oldukları işlemleri takip eden ilk avans ödeme döneminde, bu Prosedürün 4 üncü maddesinde yer alan süreçte yer aldığı şekliyle fark fonu ödemesini gerçekleştirir. Piyasa katılımcısının kayıt tarihinden sonraki ilk uzlaştırma bildirimi yayımlanana kadar geçen süre içerisinde ödemekle yükümlü olduğu fark fonu tutarı, yalnızca gün öncesi dengeleme piyasa işletim ücreti sabit payı göz önünde bulundurularak hesaplanır.
Piyasa katılımcısının faaliyetlerinin sona ermesi durumunda uygulanacak süreç
MADDE 6 – (1) Bir piyasa katılımcısının lisans iptali veya herhangi bir sebeple Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği hükümleri uyarınca işletilmekte olan Gün Öncesi Piyasası faaliyetlerinin sona ermesi durumunda, ilgili katılımcıya fark fonu geri ödemesi yapılmaz.
Fark Fonu Başlangıç Tutarı
GEÇİCİ MADDE 1 – Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin geçici 23 üncü maddesinin ikinci fıkrası gereği fark fonu toplam tutarı başlangıç değeri 2.000.000 TL’dir. Piyasa katılımcılarından faturalarına eklenerek toplanan bu tutar bitene kadar, günlük oluşan fark fonu tutarı, katılımcılara avans ödeme bildirimi içerisinde yansıtılmaz.
Yürütme
MADDE 7 – Bu Prosedür hükümlerini Başkan yürütür.
EK
Gün Öncesi Piyasası Eşleştirme Prosedüründe Blok Tekliflerin Değerlendirilmesi ve Fark Fonunun Hesaplanmasına İlişkin Örnek Senaryo
Gün Öncesi Piyasası Eşleştirme Prosedüründe Blok Tekliflerin Değerlendirilmesi
Bu örnek senaryo kapsamında Gün Öncesi Piyasası (GÖP) yazılımında satış yönündeki blok tekliflerin etkisi incelenmektedir.
GÖP’e katılımcılar tarafından saatlik ve blok teklifler sunulabilmektedir. Eşleştirme prosedüründe sırasıyla;
katılımcılar tarafından sunulan saatlik teklifler dikkate alınarak arz ve talep eğrileri oluşturulmakta,
her bir ticaret aralığı için arz ve talep eğrilerinin kesiştiği noktada piyasa takas fiyatı ve takas miktarı belirlenmekte,
blok teklifler sırayla optimizasyon aracı ile değerlendirilerek 24 saat için toplam sistem maliyetini düşüren blok teklifler dikkate alınmakta,
söz konusu blok tekliflerin dahil edilmesiyle yeni arz ve talep eğrileri oluşturulmakta ve her bir saat için piyasa takas fiyatı ve miktarı belirlenerek GÖP yazılımında katılımcılara duyurulmaktadır.
Optimizasyon gereği sistem maliyetini düşürücü etkide bulunan blok teklifler dikkate alındığında; blok teklif, kapsadığı saatlerde oluşan fiyatların aritmetik ortalamasının, kendi teklif fiyatından yüksek olması durumunda aritmetik ortalamadan, düşük olması durumunda ise kendi fiyatından eşleştirilmektedir.
Kendi teklif fiyatından eşleşen blok teklifler kapsadığı zaman dilimi için piyasa takas fiyatını dolayısıyla sistem maliyetini düşürdüğü için piyasadan elektrik satın alan katılımcılar daha az ücret ödemektedirler.
Kendi teklif fiyatından eşleşen blok tekliflerin fiyatı ile kapsadığı zaman aralığının aritmetik ortalaması arasındaki farkın eşleşen miktar ile çarpımı sonrasında oluşan maliyet fark fonundan ödenmektedir.
Örnek Senaryo
Örnek senaryo kapsamında, satış yönündeki blok tekliflerin etkisinin incelenmesi amacıyla 01-08 saatleri için 5 piyasa katılımcısı tarafından alış yönünde, 5 piyasa katılımcısı tarafından satış yönünde Tablo 1’de yer alan saatlik tekliflerin sunulduğu öngörülmüş ve sonrasında ilgili her bir saat için piyasa takas fiyatı ve miktarı hesaplanmıştır. İkinci aşamada satış yönünde 01-05 saatleri için 120 TL’den 100 lotluk bir blok teklif verilmiş ve bu blok teklifin optimizasyon kapsamında piyasa takas fiyatını ve miktarını nasıl etkileyeceği incelenmiştir.
Tablo 1
Tablo 2’de, ilgili saatler için sunulan blok teklif dikkate alınmadan optimizasyonun çalıştırılması neticesinde oluşan piyasa takas fiyatları ve eşleşen miktarları yer almakta olup, bu durum için sistem maliyeti 51.128,56 TL olarak hesaplanmıştır.
Tablo 2
İkinci aşamada ise satış yönünde Z katılımcısının 01-05 saatleri için sunmuş olduğu blok teklif, saatlik tekliflerle birlikte değerlendirilmiş ve söz konusu blok satış teklifi piyasa takas fiyatlarını düşürdüğü için talimat almıştır. Tablo 3’te ise bu durumda, 01-08 saatleri için piyasa takas fiyatları ve eşleşen miktarlar yer almaktadır. İkinci aşamada sistem maliyeti 37.176,76 TL olarak hesaplanmıştır.
Tablo 3
Yukarıdaki tablolardan da görüleceği üzere elektrik fiyatları ilk 5 saat için % 44,22 azalarak 162,21 TL/MWh’ten 90,47 TL/MWh’e düşmüştür. Blok teklifin dahil edilmediği birinci aşamada sistem maliyeti 51.128,56 TL olarak hesaplanırken blok teklifin kabul edildiği ikinci aşamada sistem maliyeti 37.176,76 TL olarak hesaplanmıştır. Diğer bir ifadeyle blok teklif kabul edildiğinde tüketiciler toplamda elektriği 13.951,80 TL daha az ödeyerek satın almışlardır.
Aşağıdaki tabloda ise Z katılımcısına blok teklifinin kabul edilmesinden dolayı ilgili katılımcıya ödenecek fiyat farkı kaynaklı tutar ile her iki durumdaki sistem maliyetleri arasındaki fark ve sistemin toplam kazancı gösterilmektedir.
Tablo 4
* 01-05 Saatleri İçin Ortalama Piyasa Takas Fiyatı
Yukarıdaki tabloda yer alan sonuçlar değerlendirildiğinde;
Z katılımcısının satış yönündeki blok teklifi optimizasyon sonucu sistem maliyetini düşürdüğü için kabul edildiğinden ve blok teklif fiyatı ilgili zaman aralığının piyasa takas fiyatı aritmetik ortalamasından büyük olmasından dolayı Z katılımcısına kendi fiyatından 1200 TL tutarında ödeme yapılacaktır.
Z katılımcısına kendi teklif fiyatından ödeme yapılacağı için Z katılımcısına fiyat farkı kaynaklı 295,30 TL ödenecek ve söz konusu tutar fark fonundan karşılanacaktır.
01-05 saatleri için piyasa takas fiyatı blok teklifin kabul edilmesinden dolayı % 44,22 azalarak 162,21 TL/MWh’ten 90,47 TL/MWh’e düşmüş olup, eşleşen miktarlar göz önünde bulundurulduğunda toplam sistem maliyeti 13.951,80 TL azalmıştır.
Toplam sistem maliyetindeki azalış tutarı olan 13.951,80 TL’den Z katılımcısına ödenecek 295,30 TL’lik fazla tutar çıkarıldığında ise sistemin toplam kazancı 13.656,50 TL olarak hesaplanmıştır.
Fark Fonu Tutarının Piyasa Katılımcılarına Yansıtılması
Yukarıda yer alan örnek hesaplama neticesinde Gün Öncesi Piyasası’na katılan piyasa katılımcıları tarafından ödenmesi gereken fark fonu tutarı 295,30 TL olarak belirlenmiştir.
Piyasa katılımcılarından toplanacak fark fonu tutarı, bir piyasa katılımcısının ilgili ay için ödemekle yükümlü olduğu gün öncesi dengeleme piyasa işletim ücreti tutarının, ilgili aydaki toplam gün öncesi dengeleme piyasa işletim ücreti tutarına bölünmesiyle elde edilen oran dahilinde piyasa katılımcılarından toplanır.
Örnek senaryo dahilinde katılımcı bazında ödenmesi gereken fark fonu tutarının hesaplanmasına ilişkin olarak, piyasa katılımcısının ilgili ay için ödemekle yükümlü olduğu gün öncesi dengeleme piyasa işletim ücreti tutarı, ilgili aydaki toplam gün öncesi dengeleme piyasa işletim ücreti tutarı ve katılımcı bazında ödenecek fark fonu tutarı Tablo 5’te yer almaktadır.
Tablo 5
* Oran: GÖ_PİUKatılımcı (TL) / GÖ_PİUToplam (TL)
** Ödenecek Fark Fonu Tutarı (TL) = 295,30 x Oran
A katılımcısı | A katılımcısı | B katılımcısı | B katılımcısı | B katılımcısı | C katılımcısı | C katılımcısı | C katılımcısı | D katılımcısı | D katılımcısı | D katılımcısı | E katılımcısı | E katılımcısı | E katılımcısı
Fiyat 0 TL 2.000 TL 0 TL 100 TL 2.000 TL 0 TL 120 TL 2.000 TL 0 TL 170 TL 2.000 TL 0 TL 250 TL 2.000 TL
Saat 0 TL 2.000 TL 0 TL 100 TL 2.000 TL 0 TL 120 TL 2.000 TL 0 TL 170 TL 2.000 TL 0 TL 250 TL 2.000 TL
1 | -80 | -80 0 | -70 | -70 0 | -100 | -100 0 | -50 | -50 0 | -150 | -150
2 | -80 | -80 0 | -70 | -70 0 | -100 | -100 0 | -50 | -50 0 | -150 | -150
3 | -80 | -80 0 | -70 | -70 0 | -100 | -100 0 | -50 | -50 0 | -150 | -150
4 | -80 | -80 0 | -70 | -70 0 | -100 | -100 0 | -50 | -50 0 | -150 | -150
5 | -80 | -80 0 | -70 | -70 0 | -100 | -100 0 | -50 | -50 0 | -150 | -150
6 | -80 | -80 0 | -70 | -70 0 | -100 | -100 0 | -50 | -50 0 | -150 | -150
7 | -80 | -80 0 | -70 | -70 0 | -100 | -100 0 | -50 | -50 0 | -150 | -150
8 | -80 | -80 0 | -70 | -70 0 | -100 | -100 0 | -50 | -50 0 | -150 | -150
K katılımcısı | K katılımcısı | L katılımcısı | L katılımcısı | L katılımcısı | M katılımcısı | M katılımcısı | M katılımcısı | N katılımcısı | N katılımcısı | N katılımcısı | O katılımcısı | O katılımcısı | O katılımcısı
Fiyat 0 TL 2.000 TL 0 TL 75 TL 2.000 TL 0 TL 130 TL 2.000 TL 0 TL 160 TL 2.000 TL 0 TL 220 TL 2.000 TL
Saat 0 TL 2.000 TL 0 TL 75 TL 2.000 TL 0 TL 130 TL 2.000 TL 0 TL 160 TL 2.000 TL 0 TL 220 TL 2.000 TL
1 40 40 50 50 0 150 150 0 100 100 0 60 60 0
2 40 40 50 50 0 150 150 0 100 100 0 60 60 0
3 40 40 50 50 0 150 150 0 100 100 0 60 60 0
4 40 40 50 50 0 150 150 0 100 100 0 60 60 0
5 40 40 50 50 0 150 150 0 100 100 0 60 60 0
6 40 40 50 50 0 150 150 0 100 100 0 60 60 0
7 40 40 50 50 0 150 150 0 100 100 0 60 60 0
8 40 40 50 50 0 150 150 0 100 100 0 60 60 0
Z katılımcısı | Z katılımcısı | Z katılımcısı
Blok Teklif (1-5) | 120 TL/MWh | -100 Lot
Saat | Blok Teklif Dahil Edilmediğinde | Blok Teklif Dahil Edilmediğinde | Blok Teklif Dahil Edilmediğinde
Saat | PTF (TL/MWh) | Eşleşen Miktar (Lot) | PTF*Eşleşen Miktar (TL)
1 162,21 39,4 6.391,07
2 162,21 39,4 6.391,07
3 162,21 39,4 6.391,07
4 162,21 39,4 6.391,07
5 162,21 39,4 6.391,07
6 162,21 39,4 6.391,07
7 162,21 39,4 6.391,07
8 162,21 39,4 6.391,07
Sistem
Maliyeti
1. Durum | Sistem
Maliyeti
1. Durum | Sistem
Maliyeti
1. Durum 51.128,56
Saat | Blok Teklif Kabul Edildiğinde | Blok Teklif Kabul Edildiğinde | Blok Teklif Kabul Edildiğinde
Saat | PTF (TL/MWh) | Eşleşen Miktar (Lot) | PTF*Eşleşen Miktar (TL)
1 90,47 39,8 3.600,71
2 90,47 39,8 3.600,71
3 90,47 39,8 3.600,71
4 90,47 39,8 3.600,71
5 90,47 39,8 3.600,71
6 162,21 39,4 6.391,07
7 162,21 39,4 6.391,07
8 162,21 39,4 6.391,07
Sistem
Maliyeti
2. Durum | Sistem
Maliyeti
2. Durum | Sistem
Maliyeti
2. Durum 37.176,76
Fiyat (TL/MWh) | Miktar (MWh) | Tutar (TL)
Z Katılımcısının Satış Yönündeki Blok Teklifi (1-5) | 120 10 | -
Z Katılımcısına Ödenecek Tutar 120 10 1200,00
Z Katılımcısına Ödenecek Fiyat Farkından Kaynaklanan Fark Fonu Tutarı 120-90,47*=29,53 10 295,30
Blok Teklif Dahil Edilmediğinde Oluşan Sistem Maliyeti 51.128,56
Blok Teklif Kabul Edildiğinde Oluşan Sistem Maliyeti 37.176,76
Her İki Durum Arasındaki Fark 13.951,80
Sistem Kazancı 13.951,80 – 295,30 13.951,80 – 295,30 13.656,50
GÖ_PİUKatılımcı(TL) | GÖ_PİUToplam(TL) | Oran* | Ödenecek Fark Fonu Tutarı (TL)**
Katılımcı A 85 800 10,63% | 31,38
Katılımcı B 70 800 8,75% | 25,84
Katılımcı C 80 800 10,00% | 29,53
Katılımcı D 30 800 3,75% | 11,07
Katılımcı E 105 800 13,13% | 38,76
Katılımcı K 45 800 5,63% | 16,61
Katılımcı L 60 800 7,50% | 22,15
Katılımcı M 150 800 18,75% | 55,37
Katılımcı N 110 800 13,75% | 40,60
Katılımcı O 65 800 8,13% | 23,99
Katılımcı Z 85 800 10,63% | 31,38